Газовая промышленность Спецвыпуск № 2 2019
![]() |
Для получения доступа к статьям авторизуйтесь или зарегистрируйтесь |
Читайте в номере:
Автоматизация
Авторы:
М.Ю. Родин, ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Москва, РФ), M_Rodin@vniigaz.gazprom.ru
А.Р. Шириев, ПАО «Газпром» (Санкт-Петербург, РФ), A.Shiriev@adm.gazprom.ru
Н.И. Жигайлова, ПАО «Газпром», N.Jigaylova@adm.gazprom.ru
Литература:
1. Чупрова Л.В., Муллина Э.Р., Ершова О.В., Мишурина О.А. Исследование факторов, влияющих на коррозию электрооборудования, эксплуатируемого в условиях агрессивной окружающей среды // Современные проблемы науки и образования. 2014. № 2. [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://science-education.ru/ru/article/view?id=12987 (дата обращения: 05.06.2019).
2. Строительный ресурс. Влияние агрессивных газов на трубы и оборудование [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://spb-sovtrans.ru/zakanchivanie-skvazhin/431-vliyanie-agressivnyh-gazov-na-truby-i-oborudovanie... (дата обращения: 05.06.2019).
3. ГОСТ 14254–2015 (IEC 60529:2013). Степени защиты, обеспечиваемые оболочками (Код IP) (с Поправкой) [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200136066 (дата обращения: 05.06.2019).
4. NACE MR0175/ISO 15156 «Petroleum and natural gas industries – Materials for use in H2S-containing environments in oil and gas production / Промышленность нефтяная и газовая – Материалы для использования в средах, содержащих сероводород, при нефте- и газодобыче» [Электронный ресурс]. Режим доступа: normdocs.livejournal.com/23173.html (дата обращения: 05.06.2019).
5. РТМ 311.001–90 «Приборы для установок добычи и переработки природного газа и нефти, содержащих сероводород и углекислый газ. Требования к материалам приборов и условиям эксплуатации» [Электронный ресурс]. Режим доступа: ограниченный.
HTML
ОСОБЕННОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЙ
Объекты Астраханского газоконденсатного и Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождений (ГКМ и НГКМ) занимают особое место в структуре ПАО «Газпром». Это связано не только с исключительным по своим масштабам производством серы, но и с уникальным по составу сырьем. Результат переработки углеводородов на указанных предприятиях – природный газ и ценные виды продукции (весь ассортимент бензинов, отвечающих требованиям стандарта Евро-5, мазут, сжиженные углеводородные газы, сера). При этом особенность технологических процессов заключается в высоком содержании серы и меркаптанов как в сырье, так и в окружающем воздухе, что негативно сказывается на работе оборудования. Так, пластовая смесь Астраханского ГКМ характеризуется как высокосернистая со сложным составом. Из соединений серы, кроме сероводорода H2S, среднее содержание которого составляет до 30,0 % об., в смеси содержится аномально большое количество сероокиси углерода (около 1000 мг/м3), серы меркаптановой (около 2000 мг/м3), сероуглерода (менее 10 мг/м3), углекислоты (12,6 % об.), азота (не превышает 0,5 % об.).
Сероводород и его соединения, диоксид углерода – коррозионно-активные компоненты, представляющие серьезную угрозу для контактирующих с ними стальных элементов технологического и информационно-измерительного оборудования. Сероводород реагирует почти со всеми металлами, образуя сульфиды, которые могут отложиться в виде продуктов коррозии и вызвать различные осложнения. Отложения отличаются пирофорностью и высокой химической активностью. Сульфиды по отношению к железу играют роль катода и образуют с ним гальваническую пару. Разность потенциалов этой пары достигает 0,2‑0,48 В. Способность сульфидов к образованию микрогальванических пар со сталью приводит к быстрому разрушению стальных элементов измерительного оборудования [1].
Одновременное присутствие сероводорода, кислорода и воды – наиболее неблагоприятно с точки зрения коррозии. Коррозионное воздействие на металл указанных примесей резко возрастает при увеличении давления. Скорость коррозии прямо пропорциональна давлению газа. При этом отмечается, что при давлении до 20 ат. и влажном газе достаточно даже следов сероводорода 0,002‑0,0002 % об., чтобы вызвать значительные коррозионные поражения металлических поверхностей, тем самым ограничивая срок службы оборудования и информационно-измерительной техники 3‑5 годами [2].
Вследствие коррозионного воздействия таких сред существенно сокращается срок службы технологического и измерительного оборудования при добыче, транспортировке и переработке углеводородов.
ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ
Защита от коррозии – элемент, составляющий основу надежной и безопасной работы технологического оборудования и информационно-измерительной техники, эксплуатируемых в условиях агрессивных сред.
Перед отечественными изготовителями указанного оборудования встает вопрос о том, как обеспечить эксплуатацию производимых высокоточных средств измерений (СИ) в жестких условиях эксплуатации при сохранении метрологических характеристик.
В каждом случае решение должно учитывать ряд индивидуальных факторов, например, в какой среде предполагается работа устройства и его назначение, какие дополнительные эксплуатационные свойства необходимо обеспечить наряду с защитой устройства от коррозии и др.
По проекту разработки Астраханского ГКМ и Оренбургского НГКМ генпроектировщиком ПАО «ЮЖНИИГИПРОГАЗ» обозначены следующие условия эксплуатации оборудования: концентрация сероводорода в воздухе при нормальной работе технологического оборудования – 1 мг/м3, при аварийных ситуациях – до 100 мг/м3 и концентрация сернистого ангидрида – до 200 мг/м3 (кратковременно). Разработчиками основного технологического и информационно-измерительного оборудования учтены требования стандарта ANSI/NACE MR0175/ISO 15156 «Petroleum and natural gas industries – Materials for use in H2S-containing environments in oil and gas production / Промышленность нефтяная и газовая – Материалы для использования в средах, содержащих сероводород, при нефте- и газодобыче». Все поставляемые импортные средства информационно-измерительного комплекса имеют степень защиты IP67, IP68 [3], включая дополнительное покрытие электронных плат.
На основе стандартов NACE [4] для Астраханского ГКМ и Оренбургского НГКМ разработан РТМ 311.001‑90 «Приборы для установок добычи и переработки природного газа и нефти, содержащих сероводород и углекислый газ. Требования к материалам приборов и условиям эксплуатации», устанавливающий «…требования к материалам деталей и узлов контрольно-измерительных приборов и средств вычислительной техники, поставляемых на обустраиваемые месторождения газа и нефти, содержащих H2S и CO2 с парциальным давлением каждого в интервалах 0,00035‑5,6 МПа (0,0036‑58 кгс/см2), а количество влаги, превышающее допустимое по ОСТ 51.40‑83 «Газы горючие природные, подаваемые в магистральные газопроводы».
Уникальный опыт эксплуатации СИ и средств электронно-вычислительного комплекса на Астраханском ГКМ и Оренбургском НГКМ показывает, что не всегда покрытие плат электронных модулей дает необходимую защиту оборудования от сероводородных соединений, содержащихся в воздухе.
В результате исследований вышедших из строя модулей средств измерений с силиконовым конформным покрытием, проведенных независимой лабораторией в 2013 г. методами электронной сканирующей микроскопии (ЭСМ) и энергодисперсионной рентгеновской спектрометрии (ЭРС), на краю металлизированного участка присоединения вывода под силиконовым конформным покрытием были выявлены образования, представляющие собой сульфид серебра (соединение серебра и серы). В компонентах технологии поверхностного монтажа (ТПМ-компоненты) серебро служит для соединения внутренних функциональных элементов с металлизированной поверхностью внешних выводов под пайку. Под действием активной серы поверхностный слой серебра окисляется, что сказывается на работоспособности компонента. Эта реакция может привести к отказу электронного модуля.
Из этого следует, что активные соединения серы, присутствовавшие в воздухе на объекте, поглотились конформным покрытием и просочились сквозь него, непосредственно прореагировав с серебром поверхностной металлизации в месте подсоединения вывода к компоненту.
ПРИМЕНЕНИЕ ОТЕЧЕСТВЕННЫХ АНАЛОГОВ
При проведении реконструкции и техперевооружения технологических объектов Астраханского ГКМ и Оренбургского НГКМ в рамках замены импортного оборудования, отвечающего требованиям коррозионной защиты, встал вопрос о возможности применения отечественных аналогов при сохранении заявленных метрологических характеристик и, как следствие, обеспечения безопасной эксплуатации технологических установок.
Необходимо учитывать тот факт, что даже при краткосрочном контакте агрессивной среды с электроникой процесс разрушения электронных компонентов может занимать длительный период (как показала практика, до одного года). При этом отклонение метрологических характеристик СИ с незащищенными электронными компонентами носит нелинейный и случайный характер. Определить это отклонение и предотвратить выход из строя измерительного оборудования можно только при уменьшении межкалибровочного интервала. Для непрерывного технологического процесса такая возможность исключается. Вместе с тем с пульта системного инженера предусмотрена функция корректировки «нуля» измерительного канала. Учитывая случайность отклонения метрологических характеристик измерительного оборудования, указанная процедура не может предотвратить недостоверность измерений технологических параметров, влияющих на ведение технологического процесса и качество работы всего оборудования.
При дополнительной защите электронных компонентов риски недостоверности измерений технологических параметров снижаются.
Необходимо отметить, что в настоящий момент в номенклатуре производителей информационно-измерительного оборудования отсутствует информация, указывающая на возможность эксплуатации в условиях с повышенным содержанием агрессивных компонентов.
Ряд изготовителей, декларативно ссылаясь на соответствие изготавливаемых СИ требованиям РТМ 311.001‑90 [5], не предоставляют материалы испытаний. В то же время в технической и эксплуатационной документации, включая маркировку СИ, отсутствует ссылка на исполнение оборудования с учетом защиты от воздействия агрессивных сред. Программы приемо-сдаточных, приемочных, ресурсных испытаний не отражают исследование работоспособности СИ с сохранением метрологических характеристик в условиях присутствия сероводорода.
Вышеизложенные примеры показали, что для работоспособности измерительной техники при сохранении метрологических характеристик и обеспечении безопасной эксплуатации технологических комплексов необходима разработка нормативных документов, устанавливающих требования к конструктивным особенностям измерительного оборудования, защите его электронных компонентов от агрессивного воздействия.
ПОДТВЕРЖДЕНИЕ СООТВЕТСТВИЯ
Основным этапом разработки и внедрения нормативных документов должно стать создание полноценных испытательных лабораторий для проведения исследований измерительного оборудования.
В настоящее время в ПАО «Газпром» разработана «Типовая программа и методика испытаний средств измерений в целях оценки их работоспособности и метрологических характеристик после воздействия на их электронные компоненты среды, содержащей сероводород». Задача испытаний – определение достаточности защиты электронных компонентов от воздействия агрессивных сред при заявленном изготовителем сроке эксплуатации с сохранением метрологических характеристик.
Указанные испытания проводятся в лабораториях ООО «Газпром ВНИИГАЗ». Этапы испытаний включают:
– экспертизу технической документации на предмет наличия требований к исполнению СИ, эксплуатация которых допускается в условиях с повышенным содержанием агрессивных компонентов;
– экспериментальные исследования;
– калибровку СИ после каждого этапа исследования.
При экспериментальных исследованиях применяются испытательные установки с воздушной смесью, обеспечивающие возможность изменения температуры и давления среды, содержащей агрессивные компоненты с различной концентрацией, и имитирующие условия окружающей среды. В ходе испытаний создаются максимально допустимые условия, определенные проектной документацией для конкретных технологических объектов.
Создание избыточного давления и влажности ускоряет процесс влияния агрессивной среды на испытываемые электронные элементы. Перед воздействием на СИ и после каждого этапа испытаний, отличающихся длительностью и условиями, осуществляется оценка работоспособности СИ и его калибровка в соответствии с методикой.
После экспериментальных исследований электронные элементы испытуемого СИ проходят обследование с применением электронно-оптического микроскопа. После завершения всех этапов заказчику передается комплект отчетных материалов, включающий протоколы испытаний.
В целях проведения ресурсных испытаний СИ в ПАО «Газпром» разрабатывается концепция создания испытательной лаборатории на базе ООО «Газпром добыча Астрахань», которая позволит проводить исследование СИ при фактическом воздействии сероводорода и его соединений непосредственно на площадке производственного комплекса. При осуществлении ресурсных испытаний предусматривается периодическое моделирование различных операций воздействия агрессивных сред как на измеряемом потоке, так и при внешнем воздействии с обязательным периодическим контролем метрологических характеристик СИ.
Комплексное проведение испытаний позволит наиболее объективно оценить возможность применения отечественного информационно-измерительного оборудования, имеющего дополнительную защиту электронных компонентов, в реальных условиях эксплуатации.
Разработка нормативных документов ПАО «Газпром» с приведенными требованиями по коррозионной защите к СИ, применение которых допускается в условиях Астраханского ГКМ и Оренбургского НГКМ, предоставит возможность отечественным производителям оценить соответствие изготавливаемого оборудования и в дальнейшем выполнять разработки СИ с учетом указанных требований. Техническое переоснащение, создание новых испытательных лабораторий ПАО «Газпром», разработка методик и методов проведения испытаний исключит поставку продукции, не соответствующей требованиям ПАО «Газпром», и минимизирует риски негативных последствий от применения оборудования несоответствующего качества.
Проведение указанных мероприятий позволит в полном объеме осуществлять техническое переоснащение технологических производств Астраханского ГКМ и Оренбургского НГКМ с учетом политики импортозамещения и обеспечения безопасной эксплуатации объектов.
Авторы:
Л.И. Бернер, д.т.н., проф., АО «АтлантикТрансгазСистема» (Москва, РФ), atgs@atgs.ru
С.А. Лавров, АО «АтлантикТрансгазСистема», lavrov@atgs.ru
А.А. Полянский, ПАО «Газпром» (Санкт-Петербург, РФ), A.Polianskiy@adm.gazprom.ru
Литература:
1. СТО Газпром 2-1.15-205–2008 «Метрологическое обеспечение при проектировании объектов газовой промышленности» [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://zinref.ru/000_uchebniki/01500_gaz/301_00_STO_gazprom_raznie/186.htm (дата обращения: 06.06.2019).
2. Р Газпром «Временные технические требования к системам линейной телемеханики». М.: ОАО «Газпром», 2012. 37 с.
3. Коршунов С.А., Чионов А.М., Казак К.А. и др. Метод обнаружения утечки газа в линейной части газопровода // Трубопроводный транспорт: теория и практика. 2013. № 1 (35). С. 14–21.
4. Чупин В.Р., Гаськов Е.В., Майзель Д.И. Методы обнаружения утечек газа из магистральных трубопроводов // Известия вузов. Инвестиции. Строительство. Недвижимость. 2012. № 2 (3). С. 123–127.
5. Чупин В.Р., Майзель Д.И. Обнаружение утечек газа из магистрального газопровода // Известия вузов. Инвестиции. Строительство. Недвижимость. 2011. № 1 (1). С. 142–148.
HTML
Системы линейной телемеханики (СЛТМ) считаются системами нижнего иерархического уровня оперативного управления технологическими процессами транспортировки и распределения газа, функционирующими в составе и во взаимодействии с системами диспетчерского управления. Системы линейной телемеханики предназначены для обеспечения дистанционного автоматического контроля и управления оборудованием линейной части магистральных газопроводов (ЛЧ МГ), газопроводов-отводов, продуктопроводов и межпромысловых коллекторов газовых месторождений.
На СЛТМ возлагаются задачи непрерывного контроля технологических параметров и управления в штатных и нештатных ситуациях в целях безопасного и эффективного технологического процесса транспортировки газа, а также снижения возможного ущерба за счет предотвращения аварийных ситуаций и оперативной локализации аварийных участков на ЛЧ МГ и газопроводах-отводах.
В силу физических свойств газа и значительных расстояний между контролируемыми пунктами основные контролируемые параметры (давление и температура газа в магистральном газопроводе) изменяются очень медленно. Данный фактор не позволяет эффективно использовать традиционные методы контроля за технологическим процессом, например, метод формирования аварийных сообщений при выходе значения контролируемого параметра за уставки. Условия эксплуатации оборудования также влияют на качество измерений контролируемых параметров – размещение приборов и электронного оборудования на ЛЧ МГ предопределяет возможность появления дополнительной погрешности, обусловленной применением средств измерений (СИ). Главная из них – дополнительная температурная погрешность. Кроме того, необходимо обратить внимание на особенности подключения датчиков технологических параметров: отбор импульса измеряемого давления посредством импульсных трубок, поверхностный монтаж температурных датчиков, которые также могут вносить погрешность, вызванную инерционностью измерений (динамическая составляющая погрешности). В этих условиях даже достаточно сложные алгоритмы, основанные на контроле скорости изменения параметра и сравнения их с заданными уставками, в ряде случаев не дают положительных результатов.
В настоящее время для выявления нештатных и аварийных ситуаций на МГ все большее распространение получают программные системы, базирующиеся на математических моделях газопровода и выполняющие расчет стационарных и нестационарных режимов работы газотранспортной системы в режиме реального времени [3]. В связи с этим вопросы снижения погрешности результатов измерений физических параметров становятся ключевыми для эффективного использования СЛТМ при выполнении задач управления технологическими процессами транспортировки газа.
ФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К МЕТРОЛОГИЧЕСКОМУ ОБЕСПЕЧЕНИЮ СИСТЕМ
СТО Газпром 2‑1.15‑205‑2008 «Метрологическое обеспечение при проектировании объектов газовой промышленности» [1] относит системы линейной телемеханики к объектам 3‑й категории, т. е. технически несложным объектам, не имеющим в своем составе измерительных систем, находящихся в сфере распространения государственного метрологического контроля и надзора. Для таких объектов документы по метрологическому обеспечению разрабатываются и сопровождаются организациями, эксплуатирующими такие объекты.
Рекомендация Р Газпром «Временные технические требования к системам линейной телемеханики», 2012 г. [2], определяет погрешность только контролируемых пунктов СЛТМ без учета погрешности датчиков технологических параметров.
Основными контролируемыми параметрами МГ служат давление и температура газа, а также температура грунта. Давление газа контролируется до и после линейных кранов, температура газа – после линейных кранов. Для измерения давления и температуры газа на МГ в настоящее время применяются датчики давления и температуры со встроенными нормирующими преобразователями и унифицированным выходом 4‑20 мА.
Типовая структурная схема измерительных каналов СЛТМ с датчиками давления и температуры с унифицированным выходным сигналом 4‑20 мА, имеющих встроенный первичный преобразователь, приведена на рис. 1. В соответствии со структурной схемой измерительных каналов, представленной на рис. 1, суммарная погрешность измерительных каналов СЛТМ складывается из погрешности датчика и погрешности контролируемого пункта. Цифровая система связи и оборудование пункта управления не вносят дополнительной погрешности.
Оценка границы основной и дополнительной относительной погрешности измерений при последовательном соединении СИ выполняется по следующей формуле:
, (1)
где δi – оценка границы i-й составляющей относительной погрешности измерений; k – коэффициент, равный 1,2 для оценок границы относительной погрешности измерений наиболее важных параметров, равный 1,0 для оценок границы относительной погрешности измерений, не относящихся к наиболее важным.
ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА ПОГРЕШНОСТЬ ИЗМЕРЕНИЙ
Датчики давления и температуры, применяемые в СЛТМ, характеризуются основной и дополнительной погрешностью измерений, обусловленной изменением температуры окружающей среды.
В табл. 1 приведены сведения об основной и дополнительной погрешности датчиков давления и температуры, широко применяемых в СЛТМ.
В табл. 2 представлены сведения об основной и дополнительной погрешности контролируемых пунктов одной из СЛТМ, рекомендованных к применению на объектах ПАО «Газпром».
На рис. 2 изображены графики зависимости приведенной погрешности компонентов измерительных каналов (системы телемеханики и датчики параметров) при изменении температуры окружающей среды.
На рис. 3 продемонстрированы графики зависимости приведенной суммарной погрешности измерительного канала системы при изменении температуры окружающей среды при применении различных датчиков параметров. В соответствии с формулой (1) для датчиков давления k = 1,2; для датчиков температуры k = 1,0.
Анализ графиков на рис. 2, 3 показывает, что наибольшая погрешность измерений наблюдается на краях диапазона рабочих температур окружающей среды со смещением в области отрицательных температур.
Дополнительно к традиционным функциям измерения давления и температуры газа в магистральном газопроводе на базе системы телемеханики реализуются системы обнаружения утечек. Один из автоматических методов обнаружения утечек из МГ основан на анализе волны давления [4]. При появлении утечки возникает волна давления, которая распространяется вдоль магистрального газопровода со скоростью звука в природном газе (450 м/с) [5]. Контролируемые пункты (КП) телемеханики, расположенные вдоль МГ, фиксируют изменение давления в соответствующие моменты времени по мере того, как волна давления доходит до места установки контролируемого пункта (рис. 4).
Местоположение утечки вычисляется по формуле:
, (2)
где L – длина участка газопровода, м;
T1 – время регистрации волны давления на КП 1, с; T2 – время регистрации волны давления на КП 2, с; V – скорость распространения звука в природном газе, м/с. В процессе транспортировки природного газа по МГ его температура значительно изменяется. На выходе из компрессорной станции температура природного газа может достигать 40 °С, а в конце линейного участка магистрального газопровода его температура практически уравнивается с температурой грунта 8…10 °С. Для более точного выявления места утечки необходимо принимать во внимание зависимость скорости прохождения звуковой волны V от температуры среды, рассчитываемую по формуле:
V1 = V0 + α∆t, (3)
где V0 – скорость прохождения звуковой волны в природном газе при начальной температуре, м/с; ∆t – отклонение температуры среды от начальной температуры, °С.
Для регистрации волны давления датчики, применяемые в системах телемеханики, должны обладать достаточным быстродействием. Динамические характеристики датчиков давления приведены в табл. 3.
Быстродействие датчика давления определяет его возможность измерить кратковременные импульсы давления, вызванные волной, распространяющейся от места утечки вдоль газопровода. Кроме того, быстродействие датчика влияет на время диагностики изменения давления при прохождении волны давления, которая определяется в том числе периодом опроса, контролируемым пунктом подключенных датчиков давления.
Не менее важной для точного определения места возникновения утечки с помощью данного метода имеет погрешность синхронизации времени на всех контролируемых пунктах системы телемеханики. Погрешность в синхронизации времени в КП всего в две секунды увеличивает погрешность определения утечки на один километр.
Таким образом, погрешность определения места возникновения утечки, обусловленная быстродействием датчика давления и погрешностью синхронизации времени, определяется по формуле:
δ = (t1 + t2 + t3)·V, (4)
где t1 – быстродействие датчика давления, с; t2 – ошибка синхронизации времени в соседних КП, с; t3 – ошибка, связанная с периодом опроса датчиков КП, с.
Для точной синхронизации времени пункт управления периодически посылает специальные команды, содержащие метку времени. Несмотря на то, что команды синхронизации времени рассылаются в широковещательном режиме (предназначены для исполнения всеми КП системы), из‑за задержек в низкоскоростных каналах передачи данных (модемы выделенных линий, радиоканал и т. п.) в многоуровневых системах телемеханики команды синхронизации времени могут доходить до разных КП с разной задержкой и обеспечивать синхронизацию времени в системе телемеханики, недостаточную для приемлемой погрешности определения места утечки.
МЕТОДЫ И ПОДХОДЫ К СНИЖЕНИЮ ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ
Высокая точность измерений – комплексная задача, требующая учета технических характеристик СИ, входящих в СЛТМ, а также особенностей применения СИ на объекте.
Основополагающим методом снижения погрешности измерительных каналов СЛТМ является применение компонентов, обеспечивающих низкую погрешность во всем диапазоне рабочих температур.
Хорошие результаты также может принести частичная термостабилизация измерительных компонентов системы. Например, применение защитных шкафов (кожухов) с электроподогревом для датчиков давления и температуры может в 2‑3 раза снизить их погрешность в холодное время года. Контролируемые пункты телемеханики обычно размещаются в блок-контейнерах, которые даже в отсутствие дополнительного обогрева защищают измерительные компоненты от резких перепадов температуры.
Выполнение системой телемеханики измерений давления и температуры газа в МГ с низкой погрешностью позволит уменьшить допуск при сравнении реальных данных с расчетными данными, полученными с помощью математической модели газотранспортной системы, что даст возможность в автоматическом режиме на раннем этапе и с большей точностью выявлять нештатные и аварийные ситуации на МГ.
Динамические характеристики датчиков давления задаются их производителем исходя из особенностей технологического процесса, для которого предназначены данные приборы. Применение датчиков с высоким быстродействием из‑за флюктуаций выходного сигнала может привести к ложным срабатываниям системы обнаружения утечек.
Большой резерв повышения точности определения места утечки газа заложен в механизме синхронизации времени в КП СЛТМ. Использование быстродействующих систем передачи данных в СЛТМ сокращает рассогласование времени в КП по сравнению с традиционными низкоскоростными системами передачи данных, такими как каналы тональной частоты или радиоканал УКВ. Еще большую точность синхронизации времени различных компонентов СЛТМ может дать применение приемников ГЛОНАСС/GPS на КП и пункте управления СЛТМ.
Таким образом, предлагаемые методы снижения погрешности измерительных каналов позволят обеспечить оперативный диспетчерский персонал точной и достоверной информацией о ходе технологического процесса транспорта газа, выявлять и предотвращать на ранней стадии нештатные и аварийные ситуации, что будет способствовать надежному снабжению газом потребителей.
Рис. 1. Структурная схема измерительных каналов системы линейной телемеханики: ПИП – первичный измерительный преобразователь; ЛС – линия связи; НП – нормирующий преобразователь; ПЛК – программируемый логический контроллер; МКБ – модуль коммутации бесконтактный; СПИ – система представления информации
Fig. 1. Block diagram of measurement channels of the linear telemechanical system: PMT – primary measurement transducer; CL – communication line; NT – normalizing transducer; PLC – programmable logical controller; CSM – contactless switching module; RS – reporting system
Таблица 1. Метрологические характеристики датчиков давления и температуры
Table 1. Metrological properties of pressure and temperature gauges
Модель датчика Gauge model |
Основная приведенная погрешность измерения, % Basic reduced measurement error, % |
Дополнительная приведенная погрешность Complementary reduced error caused by ambient temperature variation |
Датчик давления Метран 150TG Metran 150TG pressure gauge |
0,075 |
0,06 % на каждые 10 °С (для диапазона 2–4 при Pmax = Pв) 0.06 % for each 10 °С (for 2–4 range at Pmax = Pв) |
Датчик давления Элемер 100 (1160) Elemer 100 (1160) pressure gauge |
0,15 |
0,09 % на 10 °С (при Pmax = Pв) 0.09 % for 10 °С (at Pmax = Pв) |
Датчик температуры ТСМУ 011 TSMU 011 temperature gauge |
0,5 |
0,1 % на каждые 10 °С 0.1 % for each 10 °С |
Таблица 2. Метрологические характеристики систем телемеханики
Table 2. Metrological properties of telemechanical systems
Система телемеханики Telemechanical system |
Основная приведенная погрешность измерения, % Basic reduced measurement error, % |
Дополнительная приведенная погрешность Complementary reduced error caused by ambient temperature variation |
СТН-3000-Р STN-3000-R |
0,1 |
0,2 % в диапазоне температур –20…+70 °С 0.2 % in the temperature range –20…+70 °С 0,3 % в диапазоне температур –40…+70 °С 0.3 % in the temperature range –40…+70 °С |
Рис. 2. Погрешность компонентов измерительных каналов
Fig. 2. Measurement channel components error
Рис. 3. Погрешность измерительных каналов в целом в СЛТМ СТН-3000-Р
Fig. 3. Total measurement channels error in SLTM STN-3000-R
Рис. 4. Метод обнаружения утечки по волне давления
Fig. 4. The method of leak detection by pressure wave
Таблица 3. Динамические характеристики датчиков давления
Table 3. Dynamic properties of pressure gauges
Модель датчика Gauge model |
Быстродействие, мс Fast response, ms |
Датчик давления Метран 150TG Metran 150TG pressure gauge |
45 |
Датчик давления Элемер 100 (1160) Elmer 100 (1160) pressure gauge |
100 |
Авторы:
Е. С. Нестерова, ООО «Химсофт» (Томск, РФ), chemsoft@sibmail.com
О. А. Дымбрылова, ООО «Химсофт», chemsoft@sibmail.com
В. А. Терещенко, ООО «Химсофт», chemsoft@sibmail.com
Л. В. Сарваров, к.т.н., ПАО «Газпром» (Санкт-Петербург, РФ), L.Sarvarov@adm.gazprom.ru
Литература:
1. Федеральный закон от 28.12.2013 № 412‑ФЗ «Об аккредитации в национальной системе аккредитации» [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_156522/ (дата обращения: 03.06.2019).
2. Приказ Минэкономразвития России от 30.05.2014 № 326 «Об утверждении критериев аккредитации» [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/420203443 (дата обращения: 03.06.2019).
3. РМГ 76‑2014. Внутренний контроль качества результатов количественного химического анализа. М.: ФГУП «СТАНДАРТИНФОРМ», 2015. 110 с.
4. ISO/IEC 17025:2017. Общие требования к компетентности испытательных и калибровочных лабораторий. 2017. 30 с.
5. Потехина Р. Н., Куликовская Т. С., Полякова Е. А., Корзунов С. А. Применение новых информационных технологий в практике испытательных лабораторий // Инновационные технологии производства и хранения материальных ценностей для государственных нужд. 2017. № 7 (7). С. 257‑265.
6. Ронжин В. В. Электронный лабораторный журнал – NG8 компании WATERS как одно из средств автоматизации деятельности лаборатории // Газовая промышленность. 2012. № 10 (681). С. 80‑83.
7. СТО Газпром 5.50‑2014. Обеспечение единства измерений. Лабораторно-информационные системы. Основные требования. М.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2014. 37 с.
8. Р 50.4.006‑2002. Межлабораторные сравнительные испытания при аккредитации и инспекционном контроле испытательных лабораторий. М.: ИПК «Издательство стандартов», 2002. 22 с.
9. СТО Газпром 5.20‑2008. Обеспечение единства измерений. Организация и выполнение межлабораторных сравнительных испытаний образцов природного газа в химико-аналитических лабораториях. М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2008. 27 с.
10. ГОСТ Р ИСО 5725‑2002. Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений. М.: ИПК «Издательство стандартов», 2002.
11. СТО Газпром 5.26‑2009. Обеспечение единства измерений. Организация и проведение внутрилабораторного контроля измерений показателей качества природного газа в химико-аналитических лабораториях. М.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2009. 32 с.
12. Терещенко А. Г., Пикула Н. П. Внутрилабораторный контроль качества результатов химического анализа. Томск: STT, 2017. 266 с.
HTML
Деятельность химико-аналитических (испытательных) лабораторий ПАО «Газпром» заключается в контроле качества природного газа и газового конденсата на всех этапах их доведения до товарного состояния и передачи потребителям (добыча, транспортировка, хранение, реализация). В лабораториях также регулярно выполняются анализы нефтепродуктов, смазочных материалов и масел, углеводородного сырья и полупродуктов, технологических жидкостей, проводится анализ воды (питьевой, воды систем отопления и др.), выполняется экологический контроль параметров окружающей среды, а также осуществляется контроль объектов промышленной санитарии (воздействие физических факторов на сотрудников предприятия).
Поскольку природный газ – основная продукция, одной из главных задач лабораторий является постоянный контроль соответствия качества природного газа требованиям нормативных документов. Для этого определяются компонентный состав, температура точки росы для воды и углеводородов, содержание механических примесей и другие качественные показатели газа.
С каждым годом все более ужесточаются требования, выраженные в руководящих и нормативных документах, к компетентности химико-аналитических лабораторий. Вступили в силу изменения в Федеральный закон от 28.12.2013 № 412‑ФЗ «Об аккредитации в национальной системе аккредитации» [1] и приказ Минэкономразвития России от 30.05.2014 № 326 «Об утверждении критериев аккредитации» [2], переиздан РМГ 76‑2014 [3], готовится новая русифицированная редакция ISO 17025:2017 [4]. Устанавливаются строгие требования к отчетности, предъявляемые как со стороны государственных органов, в том числе Росаккредитации, так и со стороны внутренних корпоративных структур ПАО «Газпром». В ходе осуществления метрологического надзора за соблюдением метрологических правил и норм в лабораториях оценивается состояние и применение средств измерений, испытательного и вспомогательного оборудования, стандартизованных и аттестованных методик выполнения измерений, стандартных образцов и аттестованных смесей.
В совокупности все это предопределяет существенную нагрузку при выполнении рутинных операций, возлагаемых на персонал лабораторий. Так, помимо ежедневных анализов рабочих проб, сотрудникам лабораторий необходимо:
– выполнять оперативное планирование работ;
– подготавливать различные виды отчетов;
– осуществлять передачу сведений в Федеральную службу по аккредитации;
– вести учет реактивов и оборудования;
– проводить внутрилабораторный контроль;
– выполнять анализы проб для межлабораторных сравнительных испытаний;
– вести и своевременно заполнять документацию, предусмотренную системой менеджмента качества.
Для упрощения деятельности сотрудников лабораторий часто используются наиболее доступные программные продукты MS Word и MS Excel, позволяющие реализовывать практически все формы отчетности, ожидаемые от лабораторий. Однако такие решения не поддерживают многопользовательский функционал, не обеспечивают достаточную надежность, безопасность и сохранность данных. Попытки использовать программные решения на базе MS Access также ограничивают возможности большинства лабораторий созданием небольшого количества пользователей.
Комплексным решением может стать внедрение специализированных программных продуктов, реализующих все функции лаборатории в едином информационном пространстве, позволяющих упростить и ускорить выполнение функциональных задач персоналом лабораторий, а также обеспечить одновременную обработку и просмотр данных десятками пользователей [5, 6].
Уже много лет общемировым стандартом таких программных средств являются LIMS (Laboratory Information Management Systems), которые позволяют лабораториям решать основную задачу – получение качественных и надежных измеренных данных, соответствующих требованиям отрасли.
В ПАО «Газпром» для упорядочивания процедуры внедрения и эксплуатации лабораторно-информационных систем (ЛИС)в лабораториях дочерних обществ разработан СТО Газпром 5.50‑2014 [7], который определяет функциональные и технические требования, требования информационной безопасности и подходы к внедрению программных комплексов, что позволяет реализовать информационную систему для комплексного решения задач химико-аналитических лабораторий.
Рассмотрим ряд функциональных задач, формализованных в [7], и особенности их реализации в дочерних обществах.
ОБЕСПЕЧЕНИЕ ПРОЦЕССОВ ПРОВЕРКИ КОМПЕТЕНТНОСТИ ЛАБОРАТОРИЙ И ПОДТВЕРЖДЕНИЯ ДОСТОВЕРНОСТИ ВЫДАВАЕМЫХ РЕЗУЛЬТАТОВ
Основное требование к любой лаборатории – получение достоверных, точных, правильных, воспроизводимых результатов количественного химического анализа, качество которых лаборатория может подтвердить. Для подтверждения качества выдаваемых результатов лаборатории необходимо регулярно проводить внутренний (внутрилабораторный) контроль качества (ВЛК), а также участвовать в межлабораторных сравнительных испытаниях (МСИ). Проведение МСИ между лабораториями дочернего общества – хорошая возможность проверить компетентность каждой лаборатории. Порядок проведения, основные требования и алгоритмы расчета МСИ приведены в документах [8, 9].
В ЛИС алгоритмы расчета процедур МСИ уже реализованы, выверены и аттестованы на соответствие нормативным документам. По итогам расчетов с помощью ЛИС возможно формирование различного вида отчетов по одному или нескольким компонентам. Пример такого отчета представлен на рис. 1.
Внутренний контроль качества результатов измерений в лабораториях регламентируется нормативными документами [3, 10, 11]. Проведение процедур по контролю качества выдаваемых результатов и соответствия ВЛК нормативным документам требует от сотрудников и руководителей лабораторий значительных временных затрат на контрольные испытания, необходимые расчеты и формирование итоговых документов регламентированной формы.
Лабораторно-информационная система должна включать в себя алгоритмы расчета контрольных процедур внутрилабораторного контроля, используемых при оперативном контроле правильности, повторяемости и внутрилабораторной прецизионности, периодической проверки подконтрольности процедуры анализа (внутреннего статистического контроля результатов измерений показателей качества), а также обеспечивать наглядное представление результатов контроля в виде графиков посредством построения карт Шухарта. Ведение ВЛК в ЛИС позволяет персоналу лабораторий определить достаточное количество данных для контроля, рассчитать процедуры, выявить отклонения или тенденцию к отклонениям, выдать заключение об удовлетворительном проведении серии контрольных процедур и оформить результат в виде отчетных документов. При этом существенно экономится время на проведение расчетов, построение графиков и оформление итоговых документов.
Пример сравнения временных затрат на построение контрольной карты Шухарта приведен на рис. 2. Карта для одного компонента природного газа построена по двум метрологическим характеристикам (точности и внутрилабораторной прецизионности) и состоит из 24 точек.
При расчете контрольных процедур вручную (на калькуляторе) и построении графика в Excel на одну контрольную карту в среднем можно затратить около 20 мин. Результат, близкий к данному, дает первичный расчет и оформление карты с помощью Excel без заготовленного шаблона. Расчет по заготовленным ранее шаблонам Excel и расчет карты с помощью ЛИС занимают примерно одинаковое время, однако за счет автоматического анализа графика по шести критериям построение карты в ЛИС происходит быстрее.
По продолжительности времени, затрачиваемого на построение карты для одного компонента, уже можно отметить преимущество ЛИС, однако, если учитывать, что природный газ содержит 10 компонентов, по которым проводится ВЛК (этан, пропан, н-бутан, и-бутан, н-пентан, и-пентан, фракция С6+, азот, кислород, диоксид углерода), то эффективность использования ЛИС очевидна (рис. 3). Благодаря функциональности ЛИС по групповому созданию серий контрольных процедур и распределению данных результатов анализа компонентного состава по этим сериям возможно сократить время на построение и анализ контрольных карт в 2 раза. Сэкономленное время может быть потрачено на выполнение других плановых анализов, общелабораторные задачи, повышение уровня знаний сотрудников, например изучение нормативных документов или изменений к ним, внесение данных в федеральную государственную информационную систему. Преимущество по затраченному времени при использовании ЛИС для целей внутрилабораторного контроля также приведено в публикации [12].
Таким образом, с помощью ЛИС возможно значительно сократить трудозатраты сотрудников лаборатории на проведение процедур, связанных с проверкой корректности используемых методик измерений, и подтверждение качества результатов лабораторных работ.
ОБЕСПЕЧЕНИЕ АВТОМАТИЗИРОВАННОГО ПЕРЕНОСА РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ И СНИЖЕНИЯ ВЕРОЯТНОСТИ ОШИБОК, ВОЗНИКАЮЩИХ ПРИ РУЧНОМ ПЕРЕНОСЕ ДАННЫХ
Ежедневно сотрудники лаборатории проводят лабораторные испытания природного газа для проверки его соответствия нормативам сразу по нескольким показателям. В настоящее время с этим справляются современные программно-технические комплексы – хроматографы, которые наряду с выдачей результатов единичных измерений рассчитывают среднее значение показателя и проводят проверку приемлемости результата. В связи с этим лаборанту необходимо все эти данные записать в документации лаборатории и (или) зафиксировать в электронном виде или в ЛИС. Такой перенос данных (особенно многократный) может сопровождаться появлением ошибок, вызванных человеческим фактором.
Во избежание ошибок подобного рода при адаптации ЛИС должна быть предусмотрена интеграция форм ввода (электронных журналов) ЛИС с программным обеспечением аналитического оборудования, что позволит автоматически переносить любые данные, полученные на хроматографе, напрямую в систему без промежуточного переписывания. В качестве дополнительных мер предосторожности в ЛИС используется запрет на редактирование перенесенных данных.
Результаты измерений, единожды внесенные в ЛИС, можно выводить в различных формах документов: рабочих и сводных журналах, отчетах, протоколах, – а также использовать в процедурах по контролю качества результатов испытаний в лабораториях (ВЛК, МСИ) (рис. 4). Все данные хранятся в системе либо архивируются с возможностью восстановления, что позволяет в любой момент сформировать или разархивировать требуемый документ (отчет) и предъявить контрагентам, потребителям газа или надзорным (экспертным) организациям. При необходимости данные из ЛИС можно экспортировать в другие информационные системы организации.
Подобный механизм переноса данных с использованием интеграционных и внутренних связей ЛИС обеспечивает быстрое, вариативное, безошибочное использование данных, что, несомненно, сказывается на оперативности работы персонала лабораторий, а также на достоверности формируемых документов.
ОБЕСПЕЧЕНИЕ ОПЕРАТИВНОЙ ПЕРЕДАЧИ ДАННЫХ ОТ ТЕРРИТОРИАЛЬНО УДАЛЕННЫХ ЛАБОРАТОРИЙ В ЦЕНТРАЛЬНУЮ ЛАБОРАТОРИЮ
В зависимости от качества корпоративной связи между лабораториями, принципа взаимодействия лабораторий и набора информации, необходимой центральной лаборатории, определяется принцип формирования базы данных ЛИС.
Лаборатории дочерних обществ, как правило, распределены на значительной территории, поэтому актуальна задача передачи данных между лабораториями. В дочерних обществах, где расстояния между лабораториями могут измеряться сотнями километров, для каждой лаборатории используется своя локальная информационная база данных. Для сбора данных по всем лабораториям в ЛИС используется функция автоматического ежесуточного сбора данных из всех баз данных лабораторий филиалов дочернего общества в базу данных руководителя центральной лаборатории для формирования сводных документов.
При достаточно близком расположении лабораторий или при наличии высокоскоростных каналов связи используется единая база данных для всех лабораторий дочернего общества. Каждая лаборатория работает со своим единым набором исходных сведений (объектов и методик анализа, а также мест отбора проб) и унифицированным пакетом документов, настроенных в ЛИС.
Поскольку данные результатов испытаний природного газа для дочернего общества в итоге будут находиться в одной базе данных, то с помощью ЛИС руководитель центральной лаборатории имеет возможность подготовки различных вариантов отчетов по конкретной лаборатории либо по всем лабораториям сразу за необходимый период времени по заданным условиям. Имеется возможность рассчитать суммарное количество анализов и среднее значение показателя за период, отслеживать динамику изменения качественных показателей природного газа.
ОБЕСПЕЧЕНИЕ ПЕРЕДАЧИ ДАННЫХ В ФЕДЕРАЛЬНУЮ СЛУЖБУ ПО АККРЕДИТАЦИИ
Согласно [1] и [2] каждая аккредитованная лаборатория должна предоставлять сведения в Федеральную государственную информационную систему (ФГИС) Росаккредитации. К таким данным относятся сведения: о работниках лаборатории и их компетентности, об оснащенности лаборатории средствами измерений, а также о выдаваемых протоколах испытаний.
Поскольку ЛИС обрабатывает не только данные о ежедневно выполняемых анализах, но и информацию о вспомогательных процессах лабораторий, то для формирования и ведения такой информации в ЛИС предусматриваются отдельные вспомогательные информационные блоки: по сотрудникам лабораторий (Ф.И.О., должность, образование, стаж, аттестации и т. д.), оборудованию (наименование, регистрационный номер, даты поверки и технического обслуживания), реактивам (дата поступления, срок хранения, результаты входного контроля), растворам (автоматический расчет концентрации, проверка титра) и др. Необходимо регулярно актуализировать эту информацию, формировать соответствующие документы и переносить данные во ФГИС Росаккредитации. Примером документа, сформированного в ЛИС для дальнейшего переноса данных в ФГИС Росаккредитации, может служить документ по оснащенности лаборатории средствами измерений (рис. 5).
ЧТО ПОЛУЧИТ ХИМИКО-АНАЛИТИЧЕСКАЯ ЛАБОРАТОРИЯ ПРИ УСПЕШНОМ ВНЕДРЕНИИ ЛИС?
При внедрении ЛИС необходимо учитывать, что в основном они универсальны и изначально не содержат информацию по каждой конкретной лаборатории (объектах и методиках испытаний, местах отбора, оборудовании, средствах измерений, реактивах и формах выходных документов). В ряде случаев при приобретении программных комплексов на персонал лаборатории возлагается задача по адаптации системы, требующая значительных затрат труда и времени на изучение функционала, взаимосвязи элементов, правил настройки, внесение информации и проверку работы настроенных элементов. Выполнение же данных процедур разработчиками системы позволит сократить временные затраты на ее внедрение. В итоге предприятие получает готовый программный продукт, который соответствует по наполнению и содержанию деятельности именно его лаборатории, начиная от объектов анализа и заканчивая пакетом документов, регламентированных Росаккредитацией.
При внедрении ЛИС необходимо, чтобы пользователь овладел навыками работы в системе. Для этого организуется специализированное обучение, после прохождения которого персонал лаборатории готов выполнять свою профильную деятельность на новом уровне с минимумом трудозатрат. Однако важно помнить, что при постоянном развитии функционала ЛИС необходимо периодически актуализировать знания и проходить повторное обучение через 3‑5 лет.
Перед внедрением ЛИС лаборатории целесообразно оптимизировать пакет отчетных документов, отразив эту оптимизацию в руководстве по качеству лаборатории. Принимая работы по адаптации ЛИС, лаборатории должны обращать особое внимание на полное соответствие альбома документов формам, предусмотренным ЛИС, включая весь массив расчетных формул, графиков, округлений и т. д.
Использование возможностей интеграции ЛИС с оборудованием – а при необходимости с иными информационными системами для передачи данных – способно существенно снизить риски ошибок. Логирование действий пользователей позволит в кратчайший срок обнаружить ошибку ввода данных и продолжить работу в системе в стандартном режиме. Автоматическое архивирование всех вносимых данных на сервере обеспечит безопасность данных при возникновении нештатных ситуаций.
Важно также отметить, что внедряемая ЛИС должна сопровождаться свидетельствами об аттестации или экспертными заключениями метрологической экспертизы, которые подтверждают, что расчетные формулы и процедуры ЛИС соответствуют актуальным для лабораторий нормативным документам, описывающим общепринятые механизмы деятельности лабораторий, а также нормативным документам, регламентирующим функциональность ЛИС. По мере обновления этих документов данные свидетельства и (или) заключения должны подтверждаться.
ВЫВОДЫ
Использование специализированного программного обеспечения стало нормой во всех сферах человеческой деятельности, и лаборатории – не исключение. Для поддержания высокого уровня компетентности лабораторий в настоящий момент от сотрудников лабораторий требуются большие временные затраты на осуществление контроля качества результатов измерений, обеспечение прослеживаемости результатов, формирование отчетов и сводных документов, предоставляемых в различные контролирующие органы. Для решения проблем, связанных с повышением производительности труда, и для облегчения выполнения некоторых задач в лабораториях ПАО «Газпром» рекомендовано использование ЛИС согласно [7].
Лабораторно-информационная система содержит функционал, достаточный для автоматизации деятельности лабораторий и обеспечения требований нормативных документов и контролирующих организаций в области контроля качества измерений.
Несмотря на наличие стандартных общедоступных функций, внедрение ЛИС подразумевает разработку некоторых индивидуальных решений адаптации в зависимости от вида деятельности и особенностей расположения лабораторий, организации передачи данных и т. д. При этом введенная в промышленную эксплуатацию ЛИС должна поддерживаться в актуальном состоянии и периодически обновляться. В этом случае ЛИС будет надежным источником химико-аналитической и метрологической информации.
Рис. 1. Графический отчет результатов МСИ в дочернем обществе ПАО «Газпром», сформированный с помощью ЛИС
Fig. 1. Graphic report on ILC results at Gazprom PJSC subsidiary (generated via LIS)
Рис. 2. Затраты времени (минуты) на построение карты Шухарта, состоящей из 24 точек, для одного компонента природного газа
Fig. 2. Time (minutes) required to create a 24-point Shewhart chart for one natural gas component
Рис. 3. Затраты времени (минуты) на построение контрольных карт Шухарта, состоящих из 24 точек, для 10 компонентов природного газа
Fig. 3. Time (minutes) required to create a 24-point Shewhart charts for 10 natural gas components
Рис. 4. Схема движения данных результата измерения с использованием информационных систем
Fig. 4. LIS data propagation circuit for test result
Рис. 5. Форма документа по оснащенности лаборатории средствами измерений, сформированного в ЛИС
Fig. 5. Form of the LIS generated document on technical capacity of laboratory
HTML
Для фондоемких предприятий топливно-энергетического комплекса большое значение имеет автоматизация обеспечивающих процессов, таких как техническое обслуживание и ремонт оборудования разного уровня сложности, года постройки и технического состояния. Риск-ориентированное управление ремонтами должно базироваться на методологии, определяющей подходы к планированию и исполнению планов ремонтов, удовлетворять современным нормам и стандартам технического обслуживания и ремонта. Комплексное решение данных задач невозможно реализовать без специализированного программного обеспечения.
ООО «АНТ-Цифровые Сервисы» предлагает собственную разработку – Информационно-управляющую систему «Техническое обслуживание и ремонт» (ИУС ТОиР). Основной принцип процесса, реализованный в системе, – это осуществление пообъектного планирования и исполнения ремонтов, что обеспечивает бизнес детерминированным планом ТОиР, обоснованным бюджетом закупок материалов, работ, услуг, а также планом ремонтно-эксплуатационных служб.
В системе реализованных функций:
– ведение технологических карт ремонта технических объектов с нормированием ресурсов и другой нормативно-справочной информации;
– планирование работ по ТОиР с использованием технологических карт и стратегий планирования;
– отражение факта выполненных работ ТОиР с указанием использованных ресурсов в онлайн-режиме;
– генерация отчетов по работам ТОиР.
Возможность моделировать стратегии планирования обеспечивает автоматическое создание плана регламентных работ. Также реализован сценарий создания заявок на ремонт по техсостоянию объекта на основе информации, поступающей из систем диспетчерского управления. Инструмент приоритизации работ для каждого объекта позволяет обеспечить ремонты наиболее важных объектов.
Методология, заложенная в систему, является универсальной, что делает ее применимой для организаций, обладающих большим парком оборудования вне зависимости от отраслевой принадлежности.
В настоящее время система зарегистрирована в Федеральной службе по интеллектуальной собственности (Роспатенте), также ведется процедура включения ИУС ТОиР в Единый реестр российских программ. Правообладатель оказывает услуги внедрения и сопровождения на всех этапах жизненного цикла системы, а также гарантирует возможность интеграционного взаимодействия (совместимости) с другими системами.
На сегодняшний день ИУС ТОиР в составе комплекса корпоративных информационных систем функционирует в газораспределительных организациях и региональных компаниях по реализации газа. В системе зарегистрировано более 7,5 тыс. пользователей, заведено около 18 млн технических объектов, что считается уникальным по масштабу внедрением информационных систем в газовой отрасли.
В дополнение к ИУС ТОиР компанией разработано мобильное приложение – МТОиР. Приложение предназначено для ремонтных бригад и обеспечивает в режиме онлайн доступ к необходимой информации о заявках на ремонт, объектах ремонта, а также к техкарте, которая содержит перечень операций, подлежащих выполнению, используемых материалах и инструментах.
Основной вектор развития системы ИУС ТОиР – глубокая интеграция с системами уровня автоматизированной системы управления технологическим процессом, создание цифрового двойника технического объекта и математической модели его поведения, что позволит планировать ремонты на основе выявления отклонений от нормальной работы и прогноза состояния объектов во времени.
Е.Н. Поливин, руководитель проектов ООО «АНТ-Цифровые Сервисы»
ООО «АНТ-Цифровые Сервисы»
194044, РФ, г. Санкт-Петербург,
Большой Сампсониевский пр.,
д. 28, кор. 2, лит. Д,
БЦ «Mezon Plaza»
Тел.: +7 (812) 612‑05‑06
E-mail: info@dgtserv.ru
HTML
Цифровая трансформация – результат вовлечения общества и экономики в промышленную революцию «Индустрия 4.0». Концепция «Индустрии 4.0» предполагает объединение систем управления в единую сеть, взаимодействие в режиме реального времени, самонастройку и обучение новым моделям поведения.
Цифровая трансформация стала результатом масштабных технологических и организационных преобразований, направленных на кардинальное повышение эффективности бизнеса через его полную оцифровку на всех этапах создания стоимости.
Цифровая трансформация топливно-энергетического комплекса (ТЭК) наиболее актуальна для России.
Важнейшими направлениями этой работы являются:
– совершенствование оперативно-диспетчерского управления;
– мониторинг технологических режимов и состояния систем ресурсоснабжения;
– совершенствование метрологического обеспечения производства;
– поддержание и контроль законтрактованных параметров поставки ресурсов;
– повышение качества сведения балансов поставки, выявление «разбалансов»;
– оперативное и точное прогнозирование динамики потребления ресурса.
Единое информационно-технологическое пространство (ЕИТП) компаний служит информационной средой, обеспечивающей новое качество бизнес-процессов. Оно позволяет открыто проводить автоматизированный сбор, обработку и представление данных систем телеметрии для интеграции с разнотипными функциональными бизнес-приложениями и системами управления корпоративными ресурсами, выступает площадкой взаимодействия и обмена данными диспетчерских служб компаний, а также имеет высокий потенциал расширения пользователей. Так, ЕИТП обеспечивает однородность информационных источников и потоков, сопоставимость любой структурированной информации на основе единой нормативно-справочной информации, возможность быстрого доступа к данным из любой точки входа, высокий уровень информационной безопасности, а также позволяет унифицировать основные бизнес-процессы в организациях. При этом все участники имеют прямой доступ к единой информационной среде. В результате каждый бизнес-процесс строго регламентируется, система не позволяет отклоняться от установленной последовательности действий.
ЕИТП НА БАЗЕ ИМУС
ООО «АНТ-Цифровые Сервисы» («АНТ ЦС») представляет решение построения ЕИТП на базе информационно-мониторинговой управляющей системы (ИМУС) с использованием отраслевых решений, ориентированных на специфику основной деятельности участников.
Информационно-мониторинговая управляющая система* создана в первую очередь в целях осуществления диспетчерского управления поставками и транспортировкой энергоресурсов: газа, нефти, тепла, воды, электроэнергии. Функциональные и технологические модули ИМУС могут быть адаптированы как для работы в локальных системах ресурсоснабжения, так и для сложных транспортных систем, объединяющих локальный, региональный и национальный уровни.
Данная ИМУС обеспечивает взаимодействие не только с системами сбора данных (линейной телеметрии), но и с системами корпоративного ресурсного планирования, каждая из которых может функционировать по собственным правилам. Единое информационно-технологическое пространство на базе платформы ИМУС обладает следующими ключевыми свойствами:
– бизнес-ориентированная событийная модель;
– прогнозирование основных технологических параметров на основе математических моделей;
– интеграция средств визуализации информации о событиях с геоинформационной системой;
– интерактивная система поддержки принятия решений;
– встроенное единое хранилище документации;
– преднастроенные механизмы интеграции с системой доверенных коммуникаций.
Компонентами ИМУС выступают функциональные подсистемы, технологические подсистемы, а также обеспечивающие сервисы, в том числе механизмы информационного взаимодействия с внешними системами, инструменты очистки и верификации данных. За счет использования адаптерной технологии ИМУС обеспечивает гибкую интеграцию со всеми открытыми информационными системами. Гибкость ядра ИМУС и ключевые принципы, заложенные в основе программной платформы, позволяют успешно разрабатывать различные отраслевые решения. Так, примером успешного внедрения и эксплуатации платформы ИМУС, а также разработанных на ее основе отраслевых решений ИУС-ГАЗ, ИК ЕИТП, КБД АСДУ в российской газовой отрасли стало Единое информационно-технологическое пространство «Газпром».
НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ
В настоящее время разработчиком определены следующие перспективные направления развития ЕИТП на платформе ИМУС.
Распределенные системы хранения и обработки «Больших данных». Их использование в подходах к сбору и хранению современных концепций, таких как «Озеро данных» (data lake).
Интеллектуальный анализ данных. Наличие больших объемов данных, порожденных системами и сервисами, входящими в периметр ЕИТП, позволит выявлять зависимости между возникающими событиями (в том числе не явные и не очевидные для владельцев бизнес-процессов), идентифицировать аномалии в данных.
Предиктивная (прогнозная)
аналитика. Внедрение инструментов работы с «большими данными», методов машинного обучения и интеллектуального анализа данных позволит повысить качество математических моделей и, как следствие, повысить точность прогнозирования как фактических данных бизнес-процессов, так и ключевых показателей эффективности.
Имитационное моделирование. Наличие в хранилище ЕИТП больших массивов данных и математических моделей, наиболее полно описывающих алгоритмы работы физических устройств и технологических процессов, позволит с высокой точностью приблизить «цифровую копию» оборудования к реальным агрегатам. Применение современных математических методов и инструментов: улучшит расчет технических условий на подключение к сетям; обеспечит выбор оптимальных маршрутов прокладки сетей; предоставит возможность применять «ресурсоемкие» математические методы в моделировании и «виртуальной» балансировке сети; даст возможность проводить моделирование аварийных ситуаций и осуществлять отработку их устранения в режиме «виртуального тренажера»; позволит осуществлять контроль отклонения фактического состояния сети от идеального в режиме, приближенном к «реальному времени».
Системы поддержки принятия решений (DSS). Развитие таких систем, базирующихся на информации из систем технологического и корпоративного управления, доступных в ЕИТП, обеспечит выдачу рекомендаций по принятию решений.
Проводимые улучшения платформы ИМУС и дальнейшее развитие ЕИТП приблизят нас к возможности реализации ключевого элемента концепции цифровой трансформации «Индустрия 4.0» – созданию «Цифрового двойника».
Л.А. Кондратенко, генеральный директор ООО «АНТ-Цифровые Сервисы»
К.В. Иванов, директор программных продуктов на платформе ИМУС ООО «АНТ-Цифровые Сервисы»
* Программное обеспечение входит в Реестр российского программного обеспечения.
За счет использования адаптерной технологии ИМУС обеспечивает гибкую интеграцию со всеми открытыми информационными системами.
ООО «АНТ-Цифровые Сервисы»
194044, РФ, г. Санкт-Петербург,
Большой Сампсониевский пр.,
д. 28, кор. 2, лит. Д,
БЦ «Mezon Plaza»
Тел.: +7 (812) 612‑05‑06
E-mail: info@dgtserv.ru
Авторы:
Р.И. Соломичев, к.т.н., ООО НПО «Турбулентность-ДОН» (Ростов-на-Дону, РФ), sktb_solomichev@turbo-don.ru
А.Н. Слонько, ООО НПО «Турбулентность-ДОН», sktb_std2@turbo-don.ru
В.А. Дубинин, ПАО «Газпром» (Санкт-Петербург, РФ), V.Dubinin@adm.gazprom.ru
Литература:
1. Андреева М.М., Староверова Н.А., Нурахметов М.Б. Обзор рынка расходомеров для нефтяной и газовой промышленности // Вестник технологического университета. 2015. Т. 18. № 10. С. 42–46.
2. Муллахметова Л.И., Черкасова Е.И. Попутный нефтяной газ: подготовка, транспортировка и переработка // Вестник технологического университета. 2015. Т. 18. № 19. С. 83–90.
3. Разетдинов Р.М., Курамшин Ю.Р., Тахауов А.М., Волков С.В. Попутный нефтяной газ для выработки электроэнергии на месторождении // Турбины и дизели. 2009. № 9. С. 16–17.
4. СТО Газпром 2-3.5-043–2005. Защита от шума технологического оборудования ОАО «Газпром». Челябинск: ВНИИгаз, 2005. 37 с.
5. Шубов И.Г. Шум и вибрация электрических машин. Л.: Энергия, 1973. 200 с.
6. Макс Ж. Методы и техника обработки сигналов при физических измерениях. М.: Мир, 1983. 312 с.
7. Герасимова Е.Б., Герасимов Б.И. Метрология, стандартизация и сертификация. М.: Форум, 2014. 224 с.
HTML
ОБЩАЯ ПОСТАНОВКА ПРОБЛЕМЫ
Интенсификация производственных процессов и создание передовых технологий на современном этапе развития общества сопряжены с ростом потребления энергоресурсов, в частности природного газа. Российская Федерация по‑прежнему возглавляет рейтинг стран по запасам природного газа, доказанный объем которого по предварительным подсчетам на 2017 г. составлял 35 трлн м3 (24,6 % общемировых запасов). Разработка новых месторождений напрямую связана с поддержанием работоспособности и созданием новой газовой транспортной инфраструктуры в виде развитой системы трубопроводов и мест хранения внутри государства и за ее пределами при экспортных поставках. Логичное следствие развития газовой промышленности при ежегодном росте стоимости энергоресурсов – потребность в точном измерении объема энергоресурсов в процессе их добычи, транспортировки и передачи конечным потребителям.
Основные серийно выпускаемые приборы для коммерческого учета расхода газа, обеспечивающие высокую точность (до 0,3…0,5 %) и воспроизводимость (0,15 %) результатов измерения, – ультразвуковые расходомеры. Характерные особенности ультразвукового метода измерения расхода следующие: широкий динамический диапазон (1:200), возможность установки расходомеров на трубопроводы от 25 до 3000 мм, способность работать с реверсивными потоками, устойчивость к загрязнению чувствительных элементов, отсутствие движущихся элементов и деталей, незначительное падение давления, широкий температурный диапазон (–60…70 °С) среды измерения, способность производить измерения при избыточном давлении от 0 до 25 МПа. Ввиду общемировой тенденции к эффективному использованию энергоресурсов ультразвуковой метод все чаще находит применение [1]. В то же время существует ряд факторов, ограничивающих использование ультразвуковых расходомеров: размеры прямых участков до и после прибора, влияние акустической помехи на информационный сигнал, зависимость чувствительности ультразвуковых преобразователей от изменения давления и температуры, высокие требования к точности измерения временных интервалов (не более 0,4 нс).
Зачастую углеводородные газы, а особенно попутный нефтяной газ, содержат в своем составе значительное количество кислых и жирных газов, механических примесей, водяных паров и газового конденсата, малые количества нефти [2, 3], что является основным дестабилизирующим фактором измерения расхода, понижающим метрологическую надежность прибора. Механические примеси (частицы породы из скважины, строительный шлак после строительства газопровода, продукты коррозии и эрозии внутренних его поверхностей) и жидкие включения конденсата оказывают как ударные, так и акустически преграждающие воздействия на чувствительные элементы приборов, искажая и препятствуя прохождению информационной составляющей сигнала.
ПОВЫШЕНИЕ МЕТРОЛОГИЧЕСКОЙ НАДЕЖНОСТИ УЛЬТРАЗВУКОВЫХ РАСХОДОМЕРОВ ЗА СЧЕТ СНИЖЕНИЯ ВЛИЯНИЯ ДЕСТАБИЛИЗИРУЮЩИХ ФАКТОРОВ
Для повышения метрологической надежности ультразвуковых расходомеров за счет снижения влияния дестабилизирующих факторов необходимо решение следующих задач:
– выявление основных дестабилизирующих факторов;
– выбор основных аппаратных и аппаратно-программных методов повышения метрологической надежности ультразвуковых расходомеров;
– разработка системы автоматической регулировки усиления, которая позволит снизить влияние изменения температуры и избыточного давления в рабочих диапазонах измерения;
– проведение оценки метрологических характеристик ультразвуковых расходомеров.
Прежде чем перейти к рассмотрению методов повышения метрологической надежности ультразвуковых расходомеров, необходимо еще раз обратиться к принципу их действия, при котором замеряются интервалы времени прохождения звуковой волны от пьезоизлучателя до приемника по потоку и против него (так называемый время-импульсный метод измерения). После подачи на передающий ультразвуковой датчик короткого импульса напряжения (так называемый FIRE-сигнал) длительностью порядка 4 мкс формируется пространственная звуковая волна с частотой колебаний 125 кГц в направлении приемного датчика. Принятый датчиком-приемником измерительный сигнал в виде волновых цугов имеет сложную форму, образованную сложением двух гармонических колебаний с близкими частотами и разными амплитудами. Типовой вид осциллограммы измерительного сигнала, полученной на выходе предварительного усилителя, приведен на рис. 1а (1). На рис. 1а обозначен сигнал (2) разрешения работы компаратора – так называемый DELVAL-сигнал, который ограничивает зону поиска информационного сигнала.
Для измерения времени прохождения ультразвуковых колебаний выполняется дальнейшее усиление сигнала, и выделяется первая информационная полуволна (1) (рис. 1б) с амплитудой больше уровня компарирования (2) (рис. 1б) для гарантированного срабатывания компаратора и фиксации временного интервала. За время пролета импульса принимается интервал времени между выстрелом и моментом срабатывания компаратора. При фиксированном расстоянии между ультразвуковыми преобразователями и измеренном времени пролета звуковой волны вычисляется скорость потока газа в трубопроводе.
В реальности могут быть случаи, когда амплитуды информационной полуволны сигнала недостаточно (например, скорость потока превышает максимальный предел или чувствительная поверхность датчиков загрязнена), и тогда произойдет срабатывание по следующей полуволне, что в конечном итоге приведет к искажению результатов измерений и вычислению неверной скорости потока. В другом случае ввиду наложенных акустических паразитных шумов на осциллограмме перед информационной полуволной может возникнуть несколько иных полуволн, после усиления которых будет происходить ложное срабатывание компаратора и будет вычислено некорректное значение скорости потока и расхода соответственно.
Проведенные исследования показывают, что паразитные акустические шумы, частотный спектр которых составляет от единиц до десятков кГц [4, 5], – это электромагнитная вибрация насосных компрессорных узлов трубопровода, виброакустические свойства подшипников качения, механическая несбалансированность роторов, аэродинамические силы электрических машин и самого трубопровода. При жесткой акустической связи ультразвуковых преобразователей с корпусом расходомера зондирующая звуковая волна достигает приемника по металлу корпуса в несколько раз быстрее, чем через среду измерения (рис. 2).
Сигнал акустической помехи удается подавить введением в усилительный тракт преобразователя активного фильтра верхних частот с частотой среза порядка 120 кГц. Фильтр практически не ослабляет полезный измерительный сигнал с частотой 125 кГц, но эффективно подавляет сигнал помехи с частотой порядка 30 кГц и ниже.
РЕШЕНИЯ ПО СНИЖЕНИЮ ВОЗДЕЙСТВИЯ ДЕСТАБИЛИЗИРУЮЩИХ ФАКТОРОВ, РЕАЛИЗОВАННЫЕ В РАСХОДОМЕРАХ ОТЕЧЕСТВЕННОГО ПРОИЗВОДСТВА
Известно, что уровень сигнала пропорционален давлению газа и обратно пропорционален расстоянию между ультразвуковыми датчиками. При изменении температуры в рабочем диапазоне удельная чувствительность датчиков снижается не более чем на 50 % (при температуре 70 °С) и повышается на 20 % (при температуре –60 °С) соответственно. Инвариантность системы измерения расхода к рассмотренным дестабилизирующим факторам реализуется аппаратными методами. Для стабилизации требуемого уровня сигнала на выходе измерительного усилителя в широком диапазоне давления (от 0 до 25 МПа) и температуры газа в расходомерах UFG разработана система автоматической регулировки усиления (АРУ), способная изменять коэффициент усиления измерительного усилителя не менее чем в 1000 раз. Система АРУ выполнена по принципу следящей системы по закону пропорционального регулирования коэффициента усиления в реальном времени. Если уровень измерительного сигнала по отдельному лучу оказывается меньше номинального (идеальной амплитуды), то система АРУ будет увеличивать коэффициент усиления до заданной амплитуды, если больше – уменьшать.
Задача измерений усложняется, а метрологическая надежность прибора снижается при случайном процессе возникновения в газовом потоке трубопровода механических примесей и жидких включений различной дисперсности, вносящих значительную составляющую помехи в измеряемый сигнал. При этом с течением времени в реальных условиях эксплуатации расходомеров чувствительная поверхность ультразвуковых преобразователей постепенно покрывается смолистыми и парафиновыми отложениями, что дополнительно снижает величину соотношения сигнал-шум. В этом случае невозможно обойтись без применения методов цифровой фильтрации и идентификации информационной составляющей сигнала.
В результате научно-исследовательской деятельности разработан и реализован алгоритм цифровой фильтрации и поиска информационного сигнала в ультразвуковых преобразователях расхода серии UFG. Проведенные многочисленные лабораторные испытания с имитацией самых жестких условий эксплуатации и моделированием всевозможных видов загрязнения среды измерения доказали устойчивость измерительной системы к различным дестабилизирующим факторам.
Идея поиска информационного сигнала основана на анализе экстремумов корреляционной функции (1), которая характеризует связь между эталонным и измеренным сигналами с помощью математического аппарата [6]:
, (1)
где – средние временные значения измеренного сигнала i-го луча прибора, – средние временные значения эталонного сигнала.
Эталонные значения принятого акустического сигнала (3, рис. 3) хранятся в памяти прибора, а измеренные и далее оцифрованные осциллограммы (1, рис. 3) подвергаются обработке. Матрица эталонного сигнала состоит из экстремумов первого информационного цуга (волнового пакета), разделенных нулевыми значениями, ими заполняются промежутки между экстремумами для сохранения периода колебаний.
Обработка сигнала с ультразвукового датчика-приемника заключается в сканировании всего массива отчетов по каждому из лучей прибора в заданный период времени – от момента выстрела зондирующего излучения передающего преобразователя до момента следующего измерения и определения максимального коэффициента корреляции (5, рис. 3) сигналов () в момент времени t. По вычисленным временам ti можно точно определить место текущей установки DELVAL для каждого i-го луча прибора.
Волновой цуг принятой звуковой волны характеризуется определенной формой, заданной некоторым количеством положительных и отрицательных полуволн с различными амплитудами, описываемыми огибающей функцией (4, рис. 3). В процессе измерения на расходе с присутствующими дестабилизирующими воздействиями форма огибающей может значительно изменяться (2, рис. 3), что угрожает сменой амплитуды информационной волны и ложным срабатыванием компаратора по соседней полуволне. Таким образом, после определения положения информационного сигнала по лучам происходит коррекция форм, огибающих с помощью реализованной функции АРУ сигнала, что гарантирует точность срабатывания компаратора. Данный алгоритм используется во всей линейке ультразвуковых расходомеров газа UFG и жидкости UFL с условными диаметрами от 50 до 1400 мм.
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ РАЗРАБОТАННОГО АЛГОРИТМА
Экспериментальные исследования и проверка устойчивости реализованного алгоритма к различным дестабилизирующим факторам выполнены на испытательных стендах заводских лабораторий и в рабочих условиях на объектах с подконтрольной эксплуатацией оборудования. В лабораторных условиях имитировались самые жесткие режимы работы ультразвуковых расходомеров в отношении загрязнения среды измерения: искусственно создана акустическая связь чувствительных преобразователей с корпусом расходомера с помощью акустопроводящего геля (рис. 4а) и за счет снижения чувствительности датчиков и соотношения сигнал-шум при обильном нанесении на них имитаций смолистых и парафиновых отложений, конденсата (рис. 4б). С помощью пластиковой ленты-серпантина, которая, хаотично колеблясь между чувствительными ультразвуковыми преобразователями, создавала имитацию случайной механической помехи (рис. 4в).
В результате получена оценка метрологических характеристик ультразвуковых расходомеров газа UFG-F-V методом проливки на поверочной установке в заводских условиях при непрерывном воздействии указанных дестабилизирующих факторов (рис. 5). Для четырехлучевого расходомера с условным диаметром 150 мм максимальное значение относительной погрешности измерения расхода составило не более ±0,26 % при расходах до 240 м3/ч (0,1Qmax). При расходах от 240 до 2400 м3/ч величина относительной погрешности не превышает ±0,17 %. Среднеквадратичное отклонение в диапазоне расходов от 0,01Qmax до Qmax не превышает ±0,2 %.
ВЫВОДЫ
Кратко изложен принцип ультразвукового измерения расхода, описаны основные дестабилизирующие факторы (акустические помехи, распространяющиеся по корпусу, и механические: твердые и жидкие дисперсные частицы), оказывающие непосредственное влияние на результаты измерений.
Рассмотрены основные методы повышения метрологической надежности ультразвуковых расходомеров. В частности, благодаря аппаратному способу фильтрации информационного сигнала возможно подавление акустических помех до ультразвукового спектра частот.
В результате научных исследований реализован уникальный алгоритм идентификации информационного сигнала при наличии значительной устойчивой помехи, вызванной как случайным появлением в газовом потоке трубопровода механических примесей и жидких включений различной дисперсности, так и прогрессирующим загрязнением поверхности чувствительных элементов прибора.
Разработанная система автоматического регулирования усиления позволила существенно снизить влияние изменения температуры в диапазоне от –60 до 70 °С и избыточного давления от 0 до 25 МПа.
Адекватность математической модели цифровой фильтрации подтверждается устойчивостью измерительной системы к различным дестабилизирующим воздействиям окружающей и измерительной среды при многочисленных лабораторных и ресурсных испытаниях ультразвуковых расходомеров семейства UFG, установленных непосредственно в узлах учета промышленных трубопроводов, в том числе содержащих попутный нефтяной газ.
Проведена оценка метрологических характеристик ультразвуковых расходомеров, удовлетворительные значения которых подтверждают эффективность применяемых методов снижения влияния дестабилизирующих воздействий: максимальная величина относительной погрешности измерения расхода составила не более ±0,26 % при расходах от 12 до 240 м3/ч (0,1Qmax). При расходах от 240 до 2400 м3/ч значение относительной погрешности не превышает ±0,17 % (для 4‑лучевого UFG-F-V c условным диаметром 150 мм). Среднеквадратичное отклонение в диапазоне расходов от 0,01Qmax до Qmax не превышает ±0,2 %.
Рис. 1. Осциллограмма информационного сигнала: а) на выходе предварительного усилителя (1 – форма сигнала с выхода предварительного усилителя, 2 – сигнал разрешения работы компаратора); б) на выходе оконечного усилителя (1 – первая информационная полуволна, 2 – уровень компарирования)
Fig. 1. Oscillogram of the information signal: a) at the output of the pre-amplifier (1 – preamplifier output waveform, 2 – comparator operation enable signal); b) at the output of the final amplifier (1 – the first information half-wave, 2 – the comparing level)
Рис. 2. Осциллограмма информационного сигнала до введения фильтра ВЧ
Fig. 2. The information signal waveform before the insertion of the HF filter
Рис. 3. Цифровая обработка сигналов: а) измеренный сигнал с помехами; б) эталонный сигнал; в) корреляционная функция двух сигналов. 1 – форма измеренного сигнала с помехами; 2 – форма огибающей измеренного сигнала; 3 – эталонные значения принимаемого сигнала; 4 – форма огибающей эталонного сигнала; 5 – корреляционная функция эталонного и измеренного сигналов
Fig. 3. Digital signal processing: a) measured signal with interference; b) reference signal; c) the correlation function of two signals. 1 – measured interference waveform; 2 – measured waveform envelope; 3 – reference values of the received signal; 4 – form of reference signal envelope; 5 – the reference and measured signals correlation function
Рис. 4. Осциллограммы приемного сигнала с имитацией помех: а) акустический проводящий гель между ультразвуковыми датчиками и корпусом; б) смолистые отложения; в) случайная механическая помеха
Fig. 4. The receiving signal oscillograms with simulated interference: a) an acoustic conductive gel between the ultrasonic sensors and the housing; b) resinous sediments; c) random mechanical interference
Рис. 5. Предельно допустимая и фактическая относительная погрешность ультразвукового расходомера серии UFG-F-V
Fig. 5. Maximum allowable and actual relative error of the UFG-F-V series ultrasonic flowmeter
Авторы:
Л. И. Боришпольский, ООО «ЭлМетро-Инжиниринг»
Е. В. Гаврильчик, ООО «ЭлМетро-Инжиниринг»
HTML
Название компании «ЭлМетро» образовано от слов «электроника» и «метрология» и определяет направление ее развития. В 1999 г. специалисты предприятия совместно с партнерами из АО «ПГ «Метран» разработали первый отечественный электронный калибратор давления «ПКД-10», а затем – электронные преобразователи для первых российских микропроцессорных датчиков давления. С того времени ГК «ЭлМетро» выпущено более миллиона электронных модулей для многих известных производителей контрольно-измерительных приборов и для собственной продуктовой линейки. К 2019 г. произошло существенное обновление линейки продукции, направленное на расширение ее функциональности для обеспечения новых запросов со стороны ПАО «Газпром».
Спустя 20 лет компания превратилась в ведущее российское приборостроительное предприятие, а торговая марка «ЭлМетро» стала узнаваемой в нефтегазовой, металлургической, энергетической и других отраслях. ГК «ЭлМетро» специализируется на выпуске импортозамещающих интеллектуальных и высокоточных приборов и датчиков – наукоемких продуктов, требующих высокой квалификации от разработчиков и современных технологий производства.
ПРОДУКЦИЯ ГК «ЭлМетро»
Кориолисовые расходомеры «ЭлМетро-Фломак» (рис. 1, 2) широко используются при измерении газового конденсата, а также в системах дозирования и регулируемой подачи ингибиторов и различных химреагентов. Расходомеры высокого давления нашли применение в колонках автомобильных газонаполнительных компрессорных станций, в т. ч. на объектах ООО «Газпром газомоторное топливо» и компаний по транспортировке газа ПАО «Газпром».
Закончена разработка первого российского кориолисового расходомера для сжиженного природного газа, в т. ч. для применения на заводах по сжижению газа и на криогенных автозаправочных станциях.
Автоматический потоковый плотномер на базе модернизированного кориолисового расходомера «ЭлМетро-Фломак» создан на основе согласованного в 2017 г. между группой компаний «ЭлМетро» и ПАО «Газпром» Технического задания «Разработка автоматического поточного плотномера для жидких сред высокого давления». Данные приборы будут применяться в составе систем измерений количества и показателей качества жидких углеводородов.
С участием представителей ПАО «Газпром» проведены заводские испытания с оформлением протоколов и акта испытаний. Решением объединенной комиссии рекомендовано в ближайшее время организовать и провести натурные испытания изделия на объекте добычи/переработки ПАО «Газпром».
Ультразвуковой газовый расходомер «ЭлМетро-Флоус» – современный прибор, предназначенный для измерения объемного расхода и объема чистого и загрязненного газа и газовых смесей в рабочих условиях. Может использоваться как самостоятельное средство измерения, так и в составе любых установок учета природного, попутного нефтяного, отходящего, факельного и других газов.
Отличительной особенностью расходомера «ЭлМетро-Флоус» является то, что он специально разрабатывался для возможности высоконадежного учета «жирного» нефтяного газа, когда из‑за выпадения конденсата многие типы расходомеров перестают работать.
Вибрационный сигнализатор плотности и уровня «ЭлМетро-ВСПУ» предназначен для контроля наличия и (или) заданного значения уровня жидкостей в резервуарах (трубах и т. д.). Особенность сигнализатора – устойчивая работа в высоковязких средах, а также возможность работы в средах сжиженных углеводородных газов и газового конденсата низкой плотности.
НОВЫЕ ЭТАЛОНЫ ОТ «ЭлМетро»
Электронный калибратор давления «ЭлМетро-Паскаль-03» обеспечивает поверку самых точных датчиков давления класса 0,05 как в лабораторных условиях, так и у «трубы». Имеет взрывозащищенное исполнение, а кроме того, имеет свойство «кувалдоустойчивости», которое достигается за счет металлического корпуса и обрезиненного защитного футляра. Калибратор прошел госиспытания. На сегодняшний день это самый точный отечественный электронный калибратор давления.
Пневматический калибратор давления «ЭлМетро-Паскаль-05» применяется для калибровки в лабораторных условиях высокоточных датчиков перепада давления. Его особенность – создание малых «эталонных» давлений, буквально от 5 Па до 40 кПа. Класс точности 0,01 подтвержден при госиспытаниях в 2019 г.
МЕТРОЛОГИЧЕСКИЕ СТЕНДЫ И ЛАБОРАТОРИИ
ГК «ЭлМетро» предлагает готовые рабочие места метрологов «под ключ» с высокой производительностью и четким соблюдением метрологических и других нормативно-технических документов. В настоящий момент линейка решений «ЭлМетро» в области поверки средств измерений самая широкая в России. Это стенды для поверки датчиков давления, температуры, уровня, контроллеров «АСУТП», расходомеров, газоанализаторов, метроштоков и измерительных рулеток и др. (рис. 3). Стенды «ЭлМетро» уже широко применяются в метрологических лабораториях объектов ПАО «Газпром».
ООО «ЭлМетро-Инжиниринг»
454112, РФ, г. Челябинск, Комсомольский пр-т,
д. 29, корп. 1, пом. 7
Тел/факс: +7 (351) 220‑06‑01/02
E-mail: info@elmetro.ru
Рис. 1. Модельный ряд расходомеров «ЭлМетро-Фломак»
Рис. 2. Заместитель Председателя Правления ПАО «Газпром» В. А. Маркелов и руководитель Департамента ПАО «Газпром» П. В. Крылов обсуждают с директором ООО «ЭлМетро-Инжиниринг» А. В. Жестковым возможности расширения применения расходомеров «ЭлМетро-Фломак»
Рис. 3. Автоматизированный метрологический стенд поверки датчиков давления и манометров
Актуальная тема
HTML
ПАО «Газпром» – глобальная энергетическая компания, задача которой состоит в надежных, эффективных и сбалансированных поставках потребителям природного газа, других видов энергоресурсов и продуктов их переработки.
Основные направления деятельности ПАО «Газпром»: геологоразведка, добыча, транспортировка, хранение, переработка и реализация газа, газового конденсата и нефти, реализация газа в качестве моторного топлива, а также производство и сбыт тепло- и электроэнергии. Эффективность работы по каждому из этих направлений, надежность функционирования производственных объектов во многом зависят от достоверности информации о технологических процессах, эффективного учета энергоресурсов, сырья и товарной продукции. Фундаментом точности и преемственности количественных и качественных показателей, характеризующих производственную деятельность, выступает метрологическое обеспечение производственно-технологических процессов. Единство и точность измерения параметров работы оборудования, расхода энергоресурсов и объемов поставляемой товарной продукции позволяют гарантировать надежность и эффективность технологических процессов.
За последние годы с развитием ПАО «Газпром» значительно расширился круг задач в области метрологического обеспечения на всех этапах производственно-технологического процесса от добычи углеводородного сырья до реализации готовой продукции потребителям.
ПАО «Газпром» в своей деятельности руководствуется Федеральным законом от 26.06.2008 г. № 102‑ФЗ «Об обеспечении единства измерений», служащим основополагающим документом, регулирующим деятельность в области обеспечения единства измерений (ОЕИ) в РФ. Положения Федерального закона распространяются в обязательном порядке на производственную деятельность ПАО «Газпром» в сфере государственного регулирования ОЕИ.
Для эффективной реализации требований законодательства РФ в ПАО «Газпром» создана и функционирует Метрологическая служба.
Задачи, функции и порядок организации деятельности Метрологической службы ПАО «Газпром» определены соответствующим Положением.
На объектах ПАО «Газпром» эксплуатируются более 2 млн средств измерений (СИ). Все узлы измерений расхода газа, а их в дочерних обществах насчитывается свыше 33 тыс. ед., отвечают обязательным метрологическим требованиям, установленным Федеральным законом от 26.06.2008 г. № 102‑ФЗ, локальными нормативными актами и нормативными документами ПАО «Газпром».
Подтверждение соответствия единичных СИ технологических параметров, а также узлов измерений количественных и качественных показателей углеводородной продукции обязательным метрологическим требованиям производится в химико-аналитических и метрологических лабораториях, имеющих аккредитацию на проведение исследований, поверку и калибровку СИ.
ПРЕДПРИНИМАЕМЫЕ ШАГИ
В целях реализации единой технической политики в деятельности химико-аналитических (испытательных), метрологических лабораторий в ПАО «Газпром» созданы и функционируют:
– Система калибровки СИ, применяемых вне сферы государственного регулирования ОЕИ, которая обеспечивает получение достоверных результатов измерений параметров технологических процессов;
– Система аккредитации химико-аналитических (испытательных) лабораторий САЛГАЗ для обеспечения потребностей дочерних обществ и организаций ПАО «Газпром», а также потребителей газа, газового конденсата, нефти и продуктов их переработки в получении достоверных сведений о составе и свойствах веществ, материалов и продукции, добываемых, производимых, используемых и реализуемых дочерними обществами и организациями ПАО «Газпром».
Кроме того, в целях соблюдения требований, установленных Федеральными законами от 26.06.2008 г. № 102‑ФЗ «Об обеспечении единства измерений», а также от 28.12.2013 г. № 412‑ФЗ «Об аккредитации в национальной системе аккредитации», организована работа по аккредитации метрологических лабораторий и химико-аналитических (испытательных) лабораторий в национальной системе аккредитации.
При решении задач метрологического обеспечения производственно-технологических процессов последовательно реализуется политика импортозамещения и внедрения инновационной продукции. На технологических объектах в основном используются отечественные СИ, которые успешно прошли испытания и рекомендованы для применения на объектах ПАО «Газпром». Для повышения эффективности всех звеньев производственной цепочки от добычи до сбыта при расширении и диверсификации деятельности (новые рынки, транспортные маршруты) разрабатываются и внедряются современные методы измерений. На смену морально и физически устаревшим СИ, эталонному оборудованию приходит новое, обладающее более высокой точностью и основанное на новых физических принципах.
В целях системной и комплексной реализации единой технической политики и совершенствования метрологического обеспечения производственно-технологических процессов разработана, утверждена постановлением Правления ПАО «Газпром» и реализуется «Комплексная целевая программа метрологического обеспечения производственно-технологических процессов ПАО «Газпром» на период 2017‑2021 гг.», мероприятия которой направлены на совершенствование метрологического ОЕИ, развитие эталонной базы, внедрение современных высокоточных СИ по определению расхода и параметров качества газа. Необходимо отметить, что современные проектные решения по узлам измерений расхода газа и энергоресурсов реализуются с применением малолюдных технологий и предполагают минимальное участие оперативного персонала в технологическом процессе, одновременно позволяя производить автоматический контроль за учетом добываемых, транспортируемых, поставляемых потребителю и используемых на собственные и технологические нужды углеводородов.
Существенное внимание в ПАО «Газпром» уделяется планомерному восстановлению ресурса узлов измерений в составе измерительных систем. Основные мероприятия по данному направлению консолидированы в утвержденной «Программе капитального ремонта узлов измерений технологических объектов ПАО «Газпром» на период 2019‑2023 гг.». Указанная программа направлена на обеспечение надежной и безаварийной эксплуатации оборудования узлов измерений, эффективного контроля и учета при добыче, хранении, транспортировке, переработке и реализации углеводородов.
Необходимость оперативного и своевременного решения задач по метрологическому обеспечению производственно-технологических процессов в условиях большого количества узлов измерений и обширной географии расположения технологических объектов, специфика измерений количественных и качественных показателей углеводородов предопределяют создание и развитие собственной испытательной и эталонной базы измерений расхода природного газа и жидких углеводородов. Введен в эксплуатацию и успешно функционирует Уральский региональный метрологический центр (УРМЦ) на базе газоизмерительной станции «Долгодеревенская» ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург» (первый и второй пусковой комплекс), который позволяет проводить испытания и поверку (калибровку) СИ расхода и количества природного газа на реальных рабочих средах, давлениях и диапазонах расхода. В настоящее время проектируется третий пусковой комплекс, который позволит охватить более широкий диапазон расходов и давлений природного газа.
В 2018 г. в целях определения порядка взаимодействия в области создания, хранения и эксплуатации эталонов единиц величин для воспроизведения и передачи единиц объемного и массового расхода природного газа и жидких углеводородных сред между
ПАО «Газпром» и Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии
(Росстандартом) заключено Соглашение о сотрудничестве. Приоритетным вопросом в рамках реализации соглашения становится создание в России первичного эталона единицы расхода природного газа на высоком давлении для передачи единицы расхода специальным эталонам
ПАО «Газпром». Этому вопросу уделяется серьезное внимание на самом высоком уровне. Так, на полях Петербургского международного экономического форума –
2019 главой Министерства промышленности и торговли РФ Д. В. Мантуровым и Председателем Правления ПАО «Газпром» А. Б. Миллером подписана «Дорожная карта на период 2019‑2024 гг. по созданию Государственного первичного специального эталона расхода природного газа высокого давления». При выполнении этой работы будут использованы возможности УРМЦ – первого и единственного метрологического центра подобного рода в стране.
РАБОТА В ОБЛАСТИ СТАНДАРТИЗАЦИИ
Одним из важных направлений работы при решении задач метрологического обеспечения производственно-технологических процессов остается оперативное взаимодействие с федеральными органами исполнительной власти. При тесном сотрудничестве с ними Метрологической службой
ПАО «Газпром» планируется и реализуется комплекс мероприятий в области обеспечения единства измерений:
– создание, хранение и эксплуатация эталонов единиц величин объемного и массового расхода углеводородных сред;
– выполнение требований и обеспечение проведения государственного метрологического надзора на объектах
ПАО «Газпром»;
– разработка и внедрение межгосударственных, национальных и корпоративных нормативных документов;
– руководство деятельностью национального и межгосударственного секретариатов технических комитетов ТК 052/МТК 52 «Природный и сжиженные газы» и представление национального органа по стандартизации РФ в международных и европейских технических комитетах по стандартизации ИСО и CEN. По оценке Росстандарта ТК 052 находится в лидерах рейтинга самых эффективных технических комитетов по стандартизации (среди 300 ТК).
Участие представителей метрологической службы ПАО «Газпром» в рабочих комитетах, создаваемых профильными министерствами, позволяет обеспечить всестороннее обсуждение и выработку обоснованных, эффективных нормативных документов. В целом система нормативных документов по метрологическому обеспечению производственно-технологических процессов в ПАО «Газпром» построена и развивается в рамках национальной системы стандартизации с учетом требований федеральных законов и постановлений Правительства РФ. Нормативные документы разделены на несколько групп:
– нормативные документы, регламентирующие вопросы организации работ по обеспечению единства измерений;
– нормативные документы, регламентирующие методы измерения расхода и количества углеводородов;
– нормативные документы, регламентирующие методы определения показателей качества углеводородов.
Одним из основных требований, предъявляемых к разрабатываемым межгосударственным и национальным стандартам и стандартам организации, является их гармонизация с международными документами, что дает возможность применять единые методические подходы при измерениях расхода и определении физико-химических показателей углеводородных сред как на объектах ПАО «Газпром», так и на газоизмерительных станциях зарубежных партнеров.
Учитывая специфику деятельности ПАО «Газпром», нельзя не отметить Технический регламент ЕАЭС 046/2018 «О безопасности газа горючего природного, подготовленного к транспортированию и/или использованию», вступающий в действие с 01.01.2022 г. В рамках подготовки к внедрению указанного документа
в ПАО «Газпром» организована разработка 15 межгосударственных стандартов, устанавливающих требования к показателям качества газа горючего природного, а также методики (методов) их определения. Разработка нормативных документов выполняется с привлечением научно-исследовательских институтов ПАО «Газпром» и Росстандарта. Развитие нормативной базы ведется и в области измерений расхода и показателей качества жидких углеводородов, сжиженного природного газа. Нормативные документы разрабатываются с учетом специфики измеряемых жидких сред, их разнообразия и сложных физико-химических свойств.
Вопросы совершенствования метрологического обеспечения, надежности функционирования систем измерений расхода, количества и определения качества энергоресурсов в ПАО «Газпром» всегда находятся в центре внимания. Сохранение лидирующих позиций глобальной энергетической компании в условиях конкуренции на мировом энергетическом рынке возможно только при высокой эффективности бизнеса, надежности выполнения контрактных обязательств, для которых одним из инструментов реализации выступает совершенствование метрологического обеспечения производства и поставок углеводородов.
В.Х. Герцог, Начальник Департамента ПАО «Газпром»
Газораспределение и газоснабжение
Авторы:
А. Г. Козырев, ООО «Газпром межрегионгаз» (Санкт-Петербург, РФ), U2001027@mrg.gazprom.ru
Д. Ю. Кутовой, ООО «Газпром межрегионгаз», U2600002@mrg.gazprom.ru
П. В. Ловцов, ООО «Газпром межрегионгаз», U2600012@mrg.gazprom.ru
С. В. Смородина, ООО «Газпром межрегионгаз метрология» (Санкт-Петербург, РФ), U2610066@mrg.gazprom.ru
Литература:
1. Приказ Минэнерго России от 15.03.2016 № 179 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений» [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://minjust.consultant.ru/documents/19202 (дата обращения: 06.06.2019).
2. Постановление Правительства РФ от 21.07.2008 № 549 «О порядке поставки газа для обеспечения коммунально-бытовых нужд граждан» [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_78735/ (дата обращения: 06.06.2019).
3. СТО Газпром 5.13–2008. Технические требования на передвижные лаборатории по метрологии и телемеханике. М.: ОАО «Газпром», 2008 (М.: Изд. дом «Полиграфия»). 24 с.
4. Федеральный закон от 29.07.2018 № 229-ФЗ «О внесении изменений в статью 215.3 Уголовного кодекса Российской Федерации и статьи 150 и 151 Уголовно-процессуального кодекса Российской Федерации» [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_303435/ (дата обращения: 06.06.2019).
5. Федеральный закон от 23.11.2009 № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации» [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_93978/ (дата обращения: 06.06.2019).
6. Статья 157 Жилищного кодекса Российской Федерации [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.consultant.ru/document/
cons_doc_LAW_51057/99ef02705a98caca257e340e12f070da51e7461a/ (дата обращения: 06.06.2019).
7. ГОСТ Р 8.915–2016. Счетчики объемные диафрагменные. Общие технические требования, методы испытаний и поверки [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200137302 (дата обращения: 06.06.2019).HTML
РЕАЛИЗАЦИЯ ГАЗА ПОТРЕБИТЕЛЯМ
Группа компаний ООО «Газпром межрегионгаз» осуществляет поставку газа по сетям газораспределения в 69 регионов РФ. Природный газ поставляется 446 тыс. предприятий и 30 млн абонентов (физических лиц).
Для обеспечения газоснабжения потребителей в газораспределительные сети Группы компаний газ принимается через 3,9 тыс. газораспределительных станций (ГРС) от газотранспортных обществ ПАО «Газпром».
Одна из задач, стоящих перед ООО «Газпром межрегионгаз», – соблюдение баланса между объ-емом газа, который получен на ГРС и реализован потребителям, с учетом объема газа, использованного на собственные технологические нужды, и на потери при его распределении.
Для соблюдения такого баланса и предотвращения потерь газа – одного из основных энергетических ресурсов – ООО «Газпром межрегионгаз» применяется комплексный подход, который затрагивает несколько направлений деятельности, в том числе:
– совершенствование нормативно-правовых актов, регулирующих порядок поставки газа потребителям и ответственность за его нарушение;
– совершенствование методологии измерений, внедрение современных методов и технических решений для измерения расхода газа;
– контроль соблюдения требований законодательства об обеспечении единства измерений при реализации газа;
– выявление и недопущение несанкционированного отбора газа и газопотребления без учета контрольно-измерительными приборами.
СИСТЕМА КОММЕРЧЕСКОГО УЧЕТА ГАЗА
Измерение объема газа, принимаемого для распределения сетями газораспределительных организаций (ГРО), осуществляется на узлах измерений расхода газа (УИРГ) ГРС.
Определение объема газа, поставленного потребителям, имеет свои особенности для каждой категории потребителей.
Так, объем газа, поставленного предприятиям, измеряется УИРГ с точностью, установленной приказом Министерства энергетики РФ [1].
В свою очередь, определение объема газа, поставляемого населению, осуществляется по показаниям счетчиков (для 18,3 млн абонентов) и по утвержденным нормативам потребления (для остальных 11,9 млн абонентов [2]. В основном это квартиры в многоквартирных домах и жилые помещения с центральным отоплением).
ООО «Газпром межрегионгаз» реализована программа по созданию автоматизированной системы коммерческого учета газа (АСКУГ). В рамках реализации программы построено 4,4 тыс. УИРГ, оснащенных современными средствами измерений расхода газа и системами телеметрии. Программа реализована в 69 субъектах РФ. Узлы измерений расхода газа в рамках реализации АСКУГ внедрялись на крупных промышленных объектах газопотребления.
Развитием программы строительства АСКУГ стало дооснащение УИРГ системами телеметрии.
Итоговым показателем реализации проектов стало обеспечение автоматизированного сбора и передачи данных в Единое информационно-технологическое пространство (ЕИТП) диспетчерских служб ПАО «Газпром» 81 % объема общей информации о поставке газа промышленным потребителям. Это позволило обеспечить ПАО «Газпром» актуальной, достоверной технологической информацией в требуемых аналитических разрезах на всех уровнях управления: в линейно-производственных управлениях магистральных газопроводов, в центральных диспетчерских пунктах газотранспортных организаций, в региональных компаниях по реализации газа и в Центральном производственно-диспетчерском управлении ООО «Газпром межрегионгаз». Информация АСКУГ отображается в сервисах ЕИТП с привязкой к оборудованию, субъектам рынка газоснабжения, договорным и плановым показателям, физической структуре системы газоснабжения.
В целях контроля физико-химических параметров газа, принимаемого в газораспределительные сети, и определения его калорийности в динамическом режиме
ООО «Газпром межрегионгаз» реализована программа строительства на ГРС с наибольшим объемом поставки 180 потоковых хроматографических комплексов с организацией автоматизированного сбора и передачи информации в ЕИТП. По мере выработки ресурса комплексов производится их модернизация и замена на современные.
В ООО «Газпром межрегионгаз» организован надзор за состоянием и применением средств измерений, методик измерений, эталонов единиц величин, соблюдением метрологических норм и правил, содержащихся в документах по обеспечению единства измерений. Метрологический надзор организован с привлечением руководителей метрологических подразделений региональных компаний по реализации газа.
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ НОРМАТИВНО-ПРАВОВЫХ АКТОВ
Группа компаний ООО «Газпром межрегионгаз» участвовала в работе по принятию Федерального закона [4] в части введения уголовной ответственности за повторное самовольное подключение к сетям инфраструктуры и использование энергетических ресурсов.
В настоящее время ООО «Газпром межрегионгаз» подготовлены предложения по изменениям нормативно-правовых актов, направленные на:
– установление ответственности лиц за неисполнение требования Федерального закона [5] в части обеспечения доступа специализированных организаций к местам установки приборов учета;
– запрет применения в целях учета потребляемого газа на территории РФ счетчиков газа без температурной коррекции и не выдерживающих воздействие магнитных полей [5];
– стимулирование потребителей к определению объема потребленного газа по показаниям приборов учета [6].
Вступление в силу указанных изменений позволит стимулировать потребителей к оснащению объектов газопотребления приборами учета газа, а также ужесточит ответственность за несанкционированный отбор газа или безучетное потребление.
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОЛОГИИ ИЗМЕРЕНИЙ
ООО «Газпром межрегионгаз» инициирует и принимает участие в разработке государственных и межгосударственных стандартов и методик измерений, направленных на совершенствование методологии измерений расхода газа при его реализации.
Так, в 2016 г. утвержден и введен в действие ГОСТ Р 8.915‑2016 [7], направленный на ужесточение требований к точностным характеристикам и защищенности от вмешательств выпускаемых счетчиков газа.
В том же году разработана, аттестована и зарегистрирована в едином государственном реестре «Методика измерений объемными счетчиками газа без температурной коррекции». Применение данной методики позволит значительно снизить методологические потери природного газа, связанные с отсутствием приведения измеренного объема газа к стандартным условиям (температура – 20 °С, давление – 101,325 кПа) счетчиками газа без температурной коррекции, установленными внутри отапливаемых помещений. В настоящее время ведутся переговоры, направленные на утверждение методики приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарта) с последующей регистрацией в Министерстве юстиции РФ.
В 2018 г. ООО «Газпром межрегионгаз» инициирована разработка государственных стандартов, излагающих общие требования к средствам измерений расхода газа и методике измерений диафрагменными и струйными счетчиками газа.
В 2019 г. начата научно-исследовательская работа по определению степени влияния коэффициента сжимаемости газа на результаты измерения расхода при температуре газа ниже –23,15 °С.
ВЫЯВЛЕНИЕ И ПРЕСЕЧЕНИЕ НЕСАНКЦИОНИРОВАННОГО ОТБОРА ГАЗА И БЕЗУЧЕТНОГО ГАЗОПОТРЕБЛЕНИЯ
При возникновении в балансе объема утраченного газа, не отнесенного к объему, реализованному потребителям или использованному на собственные (технологические) нужды, у ООО «Газпром межрегионгаз» возникают дополнительные затраты на покупку и транспортировку энергетического ресурса, который не оплачивается потребителями, что отрицательно влияет на результат финансово-экономической деятельности.
Такие потери в настоящее время возникают в Южном и Приволжском федеральных округах РФ, а также в большей степени в республиках Северо-Кавказского федерального округа (СКФО).
Комплексная работа по сокращению потерь газа в республиках СКФО, организованная ООО «Газпром межрегионгаз» с 2018 г., показала, что одной из причин потерь газа в регионе, связанных с хищением газа, вмешательством в работу средств измерений расхода газа, а также нарушениями методик измерений, требований к монтажу и эксплуатации средств измерений и составных частей УИРГ, является недостаточный уровень квалификации специалистов, занимающихся учетом газа.
В целях сокращения потерь газа и устранения причин их возникновения в 2018 г. создано специализированное предприятие ООО «Газпром межрегионгаз метрология». Сегодня общество осуществляет свою деятельность в республиках СКФО в интересах региональных компаний для выявления и устранения причин потерь газа, а также своевременного устранения предпосылок к возникновению таких потерь.
При выявлении нарушений специалисты компании выполняют работы по их пресечению и устранению предпосылок. Юристы осуществляют сопровождение претензионно-исковой работы, а специалисты отдела корпоративной защиты контролируют передачу материалов в правоохранительные органы для привлечения к ответственности правонарушителей.
УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКИЙ ЦЕНТР
Непременным условием снижения потерь газа выступает систематическое повышение профессионального уровня сотрудников, выполняющих проверки объектов газопотребления и сетей газораспределения, а также формирование кадрового потенциала.
Эти задачи успешно решает подразделение ООО «Газпром межрегионгаз метрология» Учебно-методический центр (УМЦ).
Деятельность УМЦ направлена на развитие и формирование профессиональной компетентности сотрудников в области метрологического и технического аудита, получение дополнительного профессионального образования сотрудниками метрологических подразделений ООО «Газпром межрегионгаз» и предоставление образовательных услуг сторонним организациям с выдачей дипломов и удостоверений установленного образца.
В арсенале центра разработаны программы повышения квалификации «Коммерческий учет расхода и количества газообразных сред», «Метрологическое обеспечение измерений расхода и количества газа», «Автоматизированные системы коммерческого учета газа» и профессиональная переподготовка по программе «Метрология и стандартизация» с присвоением соответствующей квалификации.
К процессу обучения привлекается высококвалифицированный преподавательский состав. Используются современные информационные технологии, мультимедийное оборудование, наглядные пособия, методические материалы, учебная и техническая литература.
Лаборатории УМЦ оснащены действующими стендами основных типов УИРГ, используемых при реализации газа, а также образцами современного контрольно-измерительного оборудования, калибраторами и эталонными средствами измерений. Каждый слушатель курсов получает уникальные теоретические знания и практические навыки работы с типами УИРГ, наиболее распространенными на территории РФ при реализации газа как промышленным потребителям, так и населению.
Кроме этого, для решения задач по снижению потерь газа в СКФО привлекаются высококвалифицированные сотрудники из региональных компаний по реализации газа и газораспределительных организаций для передачи опыта работы в сложных регионах.
ВЫВОДЫ
Система учета газа при его реализации потребителям – сложная и постоянно развивающаяся совокупность организационно-технических мероприятий, динамично изменяющаяся под воздействием современных экономических реалий и быстроразвивающихся технологий. Выполнение данных мероприятий требует глубокого перспективного планирования, финансовых и интеллектуальных вложений с применением современных возможностей цифровизации и автоматизации, что в конечном итоге обеспечивает бизнес-процесс реализации газа потребителям эффективным инструментом снижения потерь газа.
Новые технологии и оборудование
Авторы:
А. В. Кротов, к.т.н., ООО «СовТИГаз» (Москва, РФ), a.krotov@sovtigaz.ru
В. П. Выскребенцев, к.х.н., ООО «СовТИГаз», v.vyskrebentsev@sovtigaz.ru
О. В. Князев, ПАО «Газпром» (Москва, РФ), o.kniazev@adm.gazprom.ru
Литература:
1. DIN EN 16726:2016. Gas infrastructure – Quality of gas – Group H. Germany: German Institute for Standardization (Deutsches Institut für Normung), 2016. 49 p.
2. ГОСТ 5542–2014. Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. М.: Стандартинформ, 2015. 8 с.
3. СТО Газпром 089–2010. Газ горючий природный, подаваемый и транспортируемый по магистральным газопроводам. М.: ОАО «Газпром», 2011. IV. 12 с.
4. ГОСТ 22387.3–77. Газы природные. Метод определения кислорода. М.: Стандартинформ, 2006. 2 с.
5. ГОСТ 31371.7–2008. Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. М.: Стандартинформ, 2009. 27 с.
6. ГОСТ Р 56834–2015. Газ горючий природный. Определение содержания кислорода. М.: Стандартинформ, 2016. 10 с.
7. Kaytsky H., Hirsh H. Detection of Minutest Amount of Oxygen by Extinction of Prosphorescence // Z. Anorg. Allg. Chem. 1935. V. 222. P. 226.
8. Прокофьева Е.В. Применение люминесцентного метода для измерения концентрации растворенного кислорода в сточных водах [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://uran.donntu.org/~masters/2011/fkita/prokof'eva/library/article1.htm (дата обращения: 01.06.2019).
HTML
В соответствии с мандатом Европейской комиссии М/400 EN Техническим комитетом TC 234 европейской организации по стандартизации CEN разработан стандарт, устанавливающий требования к качеству природного газа, поставляемого в страны Европейского союза (ЕС) [1]. Цель разработки стандарта – интеграция газовых рынков и поддержание безопасности энергоснабжения на территории ЕС.
Стандартом предусмотрено существенное ужесточение требований к содержанию кислорода в природном газе, поставляемом в ЕС (среднесуточное значение не выше 10 ppm, или молярная доля 0,001 %). В связи с этим европейскими газотранспортными операторами проводится работа по внесению изменений в действующие контракты в части содержания кислорода.
Актуальной становится задача измерения микроконцентраций кислорода, ведь в настоящее время по нормативным документам РФ (молярная доля кислорода – до 0,05 %) [2] и ПАО «Газпром» (молярная доля кислорода – до 0,02 %) [3] предусмотрено измерение концентраций кислорода, которые на порядок отличаются от установленных в [1].
Существующие методы определения кислорода – химический [4], хроматографический [5], электрохимический [6] – имеют определенные недостатки и несоответствия установленным требованиям по чувствительности, диапазонам измерения, погрешности, стабильности работы, времени отклика при динамическом реагировании на текущее изменение концентрации кислорода и т. д.
Жесткие нормативы [1] поставили задачу поиска альтернативных методов определения концентрации кислорода в природном газе и создания анализаторов на их базе.
Так, известен метод оптического измерения концентрации кислорода путем гашения (тушения) люминесценции люминофора молекулами кислорода. Это явление открыто в 1935 г. Х. Каутским и Х. Хиршем [7] и получило название dynamic fluorescence quenching. При этом происходит эффективная аннигиляция триплетного состояния люминофора синглетным кислородом основного состояния. Согласно этому методу, концентрацию молекулярного кислорода определяют по интенсивности люминесценции. Большой квантовый выход люминесценции и высокая чувствительность современной аппаратуры, а также возможность выбора длины волны спектра позволяют получить автоматизированные способы определения концентраций менее 1 ppm. Метод измерения концентрации кислорода в газовой среде базируется на зависимости интенсивности тушения люминесценции некоторого многоатомного органического соединения – люминофора, нанесенного на твердый носитель – адсорбент с развитой удельной поверхностью и помещенного в газовую среду, от концентрации кислорода в этой среде. В качестве люминофоров, обладающих люминесценцией, могут быть применены композиции и пленки, например на основе флавоноидов, конденсированной ароматики, полимеров и красителей.
Формирование сигнала зависимости интенсивности люминесценции на выходе детектора от парциального давления кислорода выражается уравнением Штерна – Фольмера [8]:
F0 / F = 1 + kt0QO2, (1)
где F0 – интенсивность люминесценции при нулевой концентрации кислорода; F – интенсивность люминесценции при концентрации QO2;
k – бимолекулярная константа скорости гашения; t0 – время затухания люминесценции в отсутствие кислорода.
Температурная зависимость [8] величин в уравнении Штерна – Фольмера выражается следующим образом:
F0 = a0 + b0 · T + c0 · T2, (2)
а величина k = a + b · T + c · T2. (3)
Уравнения (2) и (3) означают зависимости оптического выхода люминесценции от температуры и, как следствие, нелинейную характеристику градуировочной кривой.
Реально полученная в анализаторе градуировочная характеристика аппроксимируется математическим рядом с четырьмя многочленами.
К преимуществам бесконтактных методов следует отнести их производительность и возможность получения экспресс-информации о присутствии кислорода в среде, поскольку период времени гашения люминесценции кислородом составляет порядка 0,1 мкс.
В целях практической апробации указанного метода авторами проведена работа по созданию опытного образца промышленного потокового анализатора для определения микроконцентраций кислорода в природном газе «Окси-ОМА».
ПРАКТИЧЕСКАЯ АПРОБАЦИЯ МЕТОДА
Опытный образец анализатора состоит из электронно-вычислительного модуля с постоянно подключенным к нему измерительным модулем.
Электронно-вычислительный модуль представляет собой взрывонепроницаемую оболочку, сертифицированную по требованиям ТР ТС 012/2011, внутри которой размещены: блок электропитания, блок вычисления и управления, электронно-оптический блок датчика кислорода ДК-17, два барьера искробезопасности НБИ-20П и НБИ-10У и устройство отображения информации.
Измерительный модуль опытного образца анализатора представляет собой единую конструкцию, которая состоит из газового тракта, выполненного из нержавеющей стали, и последовательно встроенных в него датчика температуры, датчика давления, сертифицированных по требованиям ТР ТС 012/2011, и волоконно-оптической линии связи чувствительного элемента с электронно-оптическим блоком датчика кислорода ДК-17, защищенной от механических повреждений гибким металлическим рукавом.
В процессе испытаний опытного образца анализатора установлено, что он выдерживает двукратное превышение концентрации измеряемого компонента в течение 30 мин. При превышении заданного диапазона на дисплее появляется сообщение о превышении концентрации кислорода. Время восстановления работоспособного состояния после снижения концентрации кислорода до уровня, соответствующего диапазону измерений датчика, не превышает 3 мин.
Для организации передачи измерительной, конфигурационной и диагностической информации от анализатора на внешние устройства предусмотрены унифицированный выходной аналоговый токовый сигнал от 4 до 20 мА, а также последовательный интерфейс RS 485 и канал Ethernet. Результаты измерений и самодиагностики также могут отображаться на встроенном дисплее.
Проверка на внешние условия эксплуатации анализатора проводилась в диапазоне температуры окружающей среды от –20 до 50 °С. Диапазон объемного расхода газовой смеси на входе анализатора – от 0,1 до 0,5 дм3/мин.
В процессе апробации метода получены следующие метрологические характеристики для опытного образца анализатора кислорода:
– для диапазона измерений 1 (молярная доля кислорода – от 1,00 до 200 ppm) предел допускаемой основной абсолютной погрешности составил ±(0,15+0,05·Свх) ppm, Свх – молярная (объемная) доля определяемого компонента на входе анализатора, ppm;
– для диапазона измерений 2 (молярная доля кислорода – от 50 до 10 000 ppm) предел допускаемой основной абсолютной погрешности составил ±(7,5+0,03·Свх) ppm.
Некоторые результаты испытаний и полученные характеристики измерения концентрации кислорода приведены в табл. 1 для диапазона измерений молярной доли от 1,00 до 200 ppm и в табл. 2 – для диапазона от 50 до 10 000 ppm.
Рассчитанная вариация показаний для 100 ppm в долях от величины допускаемого интервала основной погрешности составила 0,02.
Рассчитанное значение вариации показаний для концентрации 5000 в долях от величины допускаемого интервала основной погрешности составило 0,008.
На следующем этапе апробации метода изучено время отклика анализатора на введенную концентрацию кислорода (табл. 3).
Увеличение концентрации осуществлялось переключением газового потока гелия на поток с газовой смесью, содержащей указанную в табл. 3 концентрацию кислорода, а уменьшение – на подачу чистого гелия.
Во всех исследованных случаях время выхода на режим T0,9 и обратно составило менее минуты.
Большой интерес в процессе исследования представляло влияние неизмеряемых компонентов на результаты измерений. С этой целью проведены исследования по влиянию на результаты измерений часто присутствующих в природном газе компонентов, таких как диоксид углерода, метанол и сероводород. Полученные результаты приведены в табл. 4 (кислород – 10,0 ppm) и табл. 5 (кислород – 200,0 ppm).
Из полученных результатов видно, что неизмеряемые компоненты незначительно влияют на работу анализатора и оказывают минимальное влияние на величину погрешности измерения в диапазоне от 1,0 до 200 ppm.
Для диапазона измеренных значений концентраций от 50 до 10 000 ppm при повышенных концентрациях кислорода влияние неизмеряемых компонентов на величину погрешности измерения оказалось еще меньше, чем в диапазоне от 1,0 до 200 ppm.
ВЫВОДЫ
Рассмотренный спектрально-люминесцентный метод анализа микроконцентраций кислорода в природном газе имеет ряд преимуществ перед методами, используемыми в настоящее время различными производителями потоковых анализаторов кислорода. К числу таких преимуществ относятся следующие:
– высокая скорость – время установления показаний не превышает 1 мин;
– низкая чувствительность сенсоров к превышению концентраций кислорода – после двукратного превышения концентрации кислорода сенсор выходит на нормальный режим эксплуатации не более чем за 3 мин;
– низкая кросс-чувствительность к неизмеряемым компонентам (диоксид углерода, метанол и сероводород);
– высокая точность измерений, включая измерение малых концентраций кислорода.
Таким образом, спектрально-люминесцентный метод анализа кислорода в природном газе может быть использован как альтернативный в области построения потоковых анализаторов кислорода.
Таблица 1. Диапазон измерений и значений основной погрешности от 1,0 до 200 ppm
Table 1. Measurement and value range for intrinsic errors from 1.0 to 200 ppm
Объемная доля определяемого компонента, ppm Analyte volume fraction, ppm |
Измеренное значение объемной доли, ppm Measured volume fraction, ppm |
Фактические значения основной абсолютной погрешности, ppm Actual values of intrinsic absolute errors, ppm |
Нормированные значения основной абсолютной погрешности, ppm Reference values of intrinsic absolute errors, ppm |
0,00 |
0,00 |
– |
– |
10,00 |
10,15 |
0,15 |
+0,65 |
100,00 |
101,10 |
1,10 |
+5,15 |
190,00 |
192,00 |
2,00 |
+9,15 |
100,00 |
101,00 |
1,00 |
+5,15 |
10,00 |
10,20 |
0,20 |
+0,65 |
0,00 |
0,00 |
– |
– |
190,00 |
191,50 |
1,50 |
+9,15 |
Таблица 2. Диапазон измерений и значений основной погрешности от 50 до 10 000 ppm
Table 2. Measurement and value range for intrinsic errors from 50 to 10,000 ppm
Объемная доля определяемого компонента, ppm Analyte volume fraction, ppm |
Измеренное значение объемной доли, ppm Measured volume fraction, ppm |
Фактические значения основной абсолютной погрешности, ppm Actual values of intrinsic absolute errors, ppm |
Нормированные значения основной абсолютной погрешности, ppm Reference values of intrinsic absolute errors, ppm |
0,0 |
0,0 |
– |
– |
100,0 |
100,5 |
0,5 |
+17 |
5000 |
5020 |
20 |
+262 |
9000 |
9007 |
7 |
+462 |
5000 |
5018 |
18 |
+262 |
100,0 |
100,6 |
0,6 |
+17 |
0,0 |
0,0 |
– |
– |
9000 |
9009 |
9 |
+462 |
Таблица 3. Определение времени установления показаний анализатора
Table 3. Determination of analyzer’s setting time
Определяемый компонент Analyte |
Увеличение концентрации Content increase |
(t0,9), с (t0,9), sec |
Уменьшение концентрации Content decrease |
(t0,9), с (t0,9), sec |
Кислород Oxygen (О2) |
100 ppm |
50 |
0,0 ppm |
52 |
48 |
49 |
|||
5000 ppm |
55 |
0,0 ppm |
57 |
|
52 |
54 |
Таблица 4. Суммарная дополнительная погрешность измерений от влияния неизмеряемых компонентов (НИК)
Table 4. Total complementary measurement errors caused by unmeasured components
НИК Unmeasured component |
Молярная доля НИК, ppm Molar fraction of unmeasured component, ppm |
Показания анализатора при подаче ПГС Instrument readings when feeding calibration gas |
Дополнительная погрешность от влияния НИК, доля от диапазона основной погрешности
Complementary error caused |
||
без НИК without unmeasured components |
с присутствием НИК
in presence |
i-го НИК i unmeasured component |
суммарная total |
||
СО2 |
3,30 |
10,10 |
10,11 |
0,02 |
0,05 |
СН3ОН |
25,00 |
10,10 |
10,10 |
0,00 |
|
H2S |
40,00 |
10,10 |
10,12 |
0,03 |
Таблица 5. Результаты определения суммарной дополнительной погрешности измерений от влияния неизмеряемых компонентов (НИК)
Table 5. Measurement results for total complementary errors caused by unmeasured components
НИК Unmeasured component |
Молярная доля НИК, ppm Molar fraction of unmeasured component, ppm |
Показания анализатора при подаче ПГС Instrument readings when feeding calibration gas |
Дополнительная погрешность от влияния НИК, доля от диапазона основной погрешности
Complementary error caused |
||
без НИК without unmeasured components |
с присутствием НИК
in presence |
i-го НИК i unmeasured component |
суммарная total |
||
СО2 |
3,3 |
201,0 |
202,0 |
0,05 |
0,14 |
СН3ОН |
25,0 |
201,0 |
201,0 |
0,00 |
|
H2S |
40,0 |
201,0 |
203,0 |
0,09 |
Авторы:
HTML
РАЗВИТИЕ НОМЕНКЛАТУРЫ И УЛУЧШЕНИЕ ТЕХНИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ВЫПУСКАЕМЫХ ПРИБОРОВ
Бытовые счетчики газа
Счетчики газа BK, эксплуатируемые в России более 20 лет, заслужили репутацию надежного и точного средства измерения учета газа у бытовых и коммунальных потребителей. Применив современные телекоммуникационные технологии и оставив высокие качественные характеристики классического диафрагменного счетчика, компания «ЭЛЬСТЕР Газэлектроника» представила на рынок новый «умный» счетчик BK-G4 (6) ETe с возможностью удаленной передачи информации с периодом каждодневного опроса при автономном питании от батареи до 10 лет. Новый счетчик BK-G4 (6) ETe уже применяется во многих газовых хозяйствах страны и получил звание «Новинка» на Всероссийском конкурсе «100 лучших товаров России».
Ротационные счетчики газа
За 5 лет, прошедших с момента выхода на рынок, работа ротационного счетчика газа RABO стала подтверждением, что изменения, заложенные в его конструкции по сравнению со счетчиком RVG, сделали его более надежным и менее чувствительным к загрязнениям газа и пневмоударам. Дополнительно счетчик газа RABO имеет более широкие диапазоны расходов, специальное исполнение с улучшенными метрологическими характеристиками (погрешность не более ±0,9 %), сдвоенный счетный механизм, а также другие преимущества. С 01.01.2020 г. ООО «ЭЛЬСТЕР Газэлектроника» планирует снять с производства ротационные счетчики газа RVG и полностью перейти на выпуск ротационных счетчиков газа RABO.
Турбинные счетчики газа
Обновленный турбинный счетчик газа TRZ также имеет расширенный диапазон расходов при повышенном рабочем давлении (до 1:80 в зависимости от типоразмера) и специальное исполнение с улучшенными метрологическими характеристиками (погрешность не более ±0,9 % во всем диапазоне расходов), что выделяет его из всего ряда производимых в России турбинных счетчиков газа.
Корректоры объема газа и измерительные комплексы
Дополняя возможности корректоров ТС220 и ЕК270, корректоры ЕК280 с расширенными функциями измерения и контроля, а также корректоры ЕК290 с возможностью работы с двумя счетчиками газа одновременно активно применяются в проектах, где востребованы их дополнительные возможности. На 2019 г. запланированы работы по включению данных корректоров в состав измерительного комплекса СГ-ЭК.
Промышленные ультразвуковые расходомеры и вычислители расхода
В начале 2019 г. предприятие завершило освоение производства нового прибора – ультразвукового расходомера газа Q. Sonicmax. Данный ультразвуковой расходомер позволяет значительно расширить диапазон применения приборов, производимых ООО «ЭЛЬСТЕР
Газэлектроника». В комплексе с расходомером газа Q. Sonicmax работает новый вычислитель расхода еnСore FC1, производство которого также запущено.
Регуляторы давления газа
Еще с советских времен семейство регуляторов и запорных клапанов на высокое давление HON (только под другой маркой) хорошо известно в газотранспортных организациях. В прошедшем году ООО «ЭЛЬСТЕР Газэлектроника» запустило производство регуляторов давления газа HON 330, HON 512 и клапана запорного HON 711. Таким образом, предложение в части регуляторов давления газа значительно расширилось, и потребитель теперь может выбирать приборы серии HON, сделанные в России.
Шкафные и блочные пункты учета и редуцирования газа
В конце прошлого года дополнительно к выпускаемым шкафным пунктам учета и редуцирования газа в линейке выпускаемой продукции появились блочные пункты учета и редуцирования газа.
Программное обеспечение
Программный комплекс «СОДЭК» обновлен, чтобы обеспечить возможность работы с дополнительным функционалом корректоров ЕК280 и ЕК290, добавлена возможность работы с ультразвуковыми расходомерами Q. Sonicmax и вычислителями расхода газа encore FC1, а также появилась возможность работы с базой данных по потреблению газа, собранной программой Themis Manager с «умных» счетчиков BK-G4 (6) ETe.
ПОДТВЕРЖДЕНИЕ КАЧЕСТВА
В целях дополнительного подтверждения качества выпускаемой продукции на счетчики газа, электронные корректоры объема газа, измерительные комплексы, регуляторы, а также шкафные и блочные пункты учета и редуцирования газа получены Свидетельства соответствия требованиям СДС ГАЗСЕРТ.
Постоянное техническое развитие и совершенствование выпускаемых приборов, а также освоение производства новых изделий позволяет ООО «ЭЛЬСТЕР
Газэлектроника» производить и предлагать потребителям точные и надежные приборы, а также комплексные решения, соответствующие уровню российских и мировых стандартов.
ООО «ЭЛЬСТЕР Газэлектроника»
607224, РФ, Нижегородская обл.,
г. Арзамас, ул. 50 лет ВЛКСМ,
д. 8А
Тел.: +7 (83147) 7-98-00
(01, 02, 03)
Новый счетчик BK-G4 (6) ETe уже применяется во многих газовых хозяйствах страны и получил звание «Новинка» на Всероссийском конкурсе «100 лучших товаров России».
В целях дополнительного подтверждения качества выпускаемой продукции на счетчики газа, электронные корректоры объема газа, измерительные комплексы, регуляторы, а также шкафные и блочные пункты учета и редуцирования газа получены Свидетельства соответствия требованиям СДС ГАЗСЕРТ.
Авторы:
С.А. Буцких, ООО Научно-техническая фирма «БАКС» (Самара, РФ), butskih@bacs.ru
С.В. Прокопов, к.х.н., ООО Научно-техническая фирма «БАКС», proserg87@gmail.com
А.В. Карташев, ООО Научно-техническая фирма «БАКС», prom@bacs.ru
Литература:
1. Астахов А. Анализ физико-химических свойств природного газа // Аналитика. 2013. № 1 (8). С. 40–45.
2. СТО Газпром 089–2010. Газ горючий природный, поставляемый и транспортируемый по магистральным газопроводам. Технические условия. М.: ОАО «Газпром», 2011. 12 с.
3. СТО Газпром 5.67–2016. Методика измерений молярной доли компонентов и определения физико-химических показателей природного газа для узлов измерений с переменным составом газа [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/437196203 (дата обращения: 07.06.2019).
4. ГОСТ 31371.7–2008. Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 7. Методика выполнения измерений молярной доли компонентов [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200068105 (дата обращения: 07.06.2019).
5. ГОСТ 31369–2008. Газ природный. Вычисление теплоты сгорания, плотности, относительной плотности и числа Воббе на основе компонентного состава [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.meta-chrom.ru/files/filer/files/gost/gost_31369-2008.pdf (дата обращения: 07.06.2019).
6. ГОСТ 31370–2008 (ИСО 10715:1997). Газ природный. Руководство по отбору проб [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200068112 (дата обращения: 07.06.2019).
7. ГОСТ 31371.6–2008 (ИСО 6974-6:2002). Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 6. Определение водорода, гелия, кислорода, азота, диоксида углерода и углеводородов С(1)–С(8) с использованием трех капиллярных колонок [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200068106 (дата обращения: 07.06.2019).
8. Кудеяров Ю.А., Мосолов А.Ю., Тихонов П.В., Фаткудинова Ш.Р. Аттестация программного обеспечения хроматографических измерений – программы «Анализатор» // Главный метролог. 2005. № 6. С. 23–28.
HTML
Газ горючий природный представляет собой смесь газообразных углеводородов различного состава. По способу добычи горючий газ разделяется на природный, добываемый из чисто газовых месторождений, практически не содержащих нефти; попутный газ, растворенный в нефти и добываемый вместе с нею; и газ газоконденсатных месторождений [1].
Основная часть природного газа – метан, его в химической подземной смеси обычно от 70 до 98 %. Состав природного газа (ПГ) значительно отличается в зависимости от месторождения. Природные и попутные газы состоят из алканов, незначительного количества циклических и ароматических углеводородов, небольших количеств азота и аргона, а также следов гелия и водорода. Кроме того, в газах содержатся сероводород, меркаптаны и углекислый газ (рис. 1).
Для геологоразведочных, добывающих, транспортирующих и потребляющих ПГ предприятий очень важен точный и оперативный анализ его компонентного состава наряду с измерением общего количества и теплотворной способности. Поскольку стоимость ПГ определяется его калорийностью, от точности определения компонентного состава зависит экономическая эффективность производства и потребления ПГ.
МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ
Каким бы ни был состав газа на том или ином месторождении, в магистральный газопровод должна поступать смесь, требования к которой определены СТО Газпром 089‑2010 [2]. В них установлены предельные нормы содержания воды, углекислого газа, тяжелых углеводородов, сероводорода, кислорода и требования по теплоте сгорания.
Для непрерывного контроля качества и количества транспортируемого по трубопроводу ПГ используются коммерческие узлы учета газа, в которых, как правило, непрерывно измеряется расход, давление и температура газа, а также его компонентный состав. Анализ состава газа может проводиться с различными временными интервалами. На практике состав ПГ (смеси газов с нескольких месторождений) в трубопроводе может изменяться постоянно.
С точки зрения анализа компонентного состава ПГ, содержание компонентов в котором изменяется за период между последовательными измерениями более чем на допускаемое относительное отклонение значений молярной доли компонента в градуировочном газе и пробе, нормированное для методик измерений с использованием метода абсолютной градуировки «в точке», называется ПГ переменного состава [3].
Основные стандарты для проведения анализа ПГ: ГОСТ 31371.7‑2008 [4], ГОСТ 31369‑2008 [5], ГОСТ 31370‑2008 [6], Методика выполнения измерений (МВИ) компонентного состава попутного нефтяного газа методом газовой хроматографии (для конкретного средства измерения), МВИ молярной доли компонентов природного газа переменного состава (для конкретного средства измерения).
Важно, чтобы при проведении градуировки разность между значениями молярной доли компонентов в градуировочной смеси и в анализируемом газе не превышала допустимых величин.
Действующие в настоящее время требования к градуировочной смеси в соответствии с ГОСТ 31371.6‑2008 [7] приведены в табл. 1.
В новой редакции ГОСТ 31371.7‑2008 [4], которая в настоящее время обсуждается, требования к допустимым отклонениям были несколько смягчены, но по‑прежнему остались довольно жесткими (см. табл. 2).
Проблема при анализе ПГ переменного состава заключается в том, что при постоянном изменении состава газа необходимо использовать для градуировки несколько баллонов с проверочной газовой смесью (ПГС) и периодически проводить дополнительную градуировку, что ведет за собой экономические и временные затраты.
Для решения этой проблемы был разработан стандарт СТО Газпром 5.67‑2016 [3].
Применение СТО Газпром 5.67‑2016 решает задачи:
– обеспечения возможности проведения измерений молярной доли компонентов ПГ переменного состава на узлах измерений газа ПАО «Газпром» с помощью лабораторных и потоковых аппаратно-программных хроматографических комплексов с применением градуировочной характеристики, охватывающей весь рабочий диапазон;
– проведения достоверного контроля физико-химических показателей ПГ переменного состава, подготовленного к транспортированию, транспортируемого и поставляемого потребителю.
Для проведения анализа по данному стандарту используются промышленные газовые хроматографы, отвечающие определенным требованиям. К ним относятся: широкий линейный динамический диапазон, высокая точность и воспроизводимость результатов измерения.
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ДАННЫЕ
В декабре 2018 г. на базе филиала ООО «Газпром трансгаз Москва» «Инженерно-технический центр» испытан промышленный газовый хроматограф «МАГ» на соответствие требованиям СТО Газпром 5.67‑2016.
Испытания осуществлялись в несколько этапов:
– проверка линейности сигнала детектора хроматографа в рабочем диапазоне измерений молярной доли компонентов ПГ переменного состава;
– построение градуировочной характеристики и проверка приемлемости градуировочной характеристики;
– контроль градуировочной характеристики;
– контроль стабильности градуировочной характеристики;
– проверка приемлемости двух последовательных измерений;
– контроль правильности результатов измерений;
– расхождение результатов измерений по СТО Газпром 5.67‑2016 и ГОСТ 31371.7‑2008.
Для подтверждения линейности детекторов при первичной настройке использовались пять государственных стандартных образцов (ГСО) состава ПГ. Согласно СТО, применяемые хроматографы должны иметь протокол, подтверждающий линейность градуировочной характеристики в рабочих диапазонах, с приведением фактических уравнений градуировочных характеристик для каждого определяемого компонента с коэффициентом корреляции не менее 0,999.
Для проверки линейности сигнала детектора хроматографа в рабочем диапазоне измерений молярной доли компонентов ПГ переменного состава устанавливают градуировочную характеристику для каждого компонента с использованием пяти градуировочных смесей ГСО-имитаторов ПГ (ГСО-ИПГ) с содержанием компонентов во всем диапазоне измерения (табл. 3).
Точность количественного анализа устанавливается формой зависимости между концентрацией и сигналом детектора. Анализ тем точнее, чем ближе эта зависимость к линейной. Линейность показаний можно определить по тангенсу угла наклона кривой зависимости сигнала детектора от концентрации, построенной в логарифмической шкале. В случае идеальной линейности этот наклон равен 1,00.
Примеры графиков градуировочных характеристик хроматографа «МАГ» для углеводородов приведены на рис. 2, 3.
Далее проводилось построение градуировочной характеристики и проверка ее приемлемости. Из табл. 4 видно, что линейность хроматографа «МАГ» удовлетворяет требованиям СТО Газпром 5.67‑2016.
Градуировочную характеристику выявляли для каждого компонента в рабочем диапазоне с использованием двух градуировочных смесей – ГСО-ИПГ.
В процессе эксплуатации контроль градуировочной характеристики выполняли ежедневно с помощью одной из газовых смесей ГСО, которая использовалась при ее установлении. Пример протокола контроля градуировочной характеристики, полученный с помощью программного обеспечения «Анализатор», анализ градуировочной смеси № 18 от 18.12.2018 (10:22), калибровочная смесь: И-6133, приведен в табл. 5.
Градуировка успешно осуществлена встроенным программным обеспечением (ПО) хроматографа в автоматическом режиме за пять вводов градуировочных смесей.
Далее проводилась проверка приемлемости градуировочной характеристики. Отклонение результата измерения молярной доли j-го компонента в каждой из двух градуировочных смесей от паспортного значения не превышало величины, вычисленной по формуле (5) СТО Газпром 5.67‑2016.
Контроль правильности результатов измерений молярной доли компонентов ПГ выполняли с применением шести контрольных проб ГСО, не использовавшихся при построении градуировочной характеристики. Контроль правильности проводили в отношении компонентов, молярная доля которых превышает 0,01 % (табл. 6).
Результат контроля признан удовлетворительным для всех компонентов.
В рамках испытаний оценивались расхождения результатов измерений, произведенных по СТО Газпром 5.67–2016 на испытуемом хроматографе и по ГОСТ 31371.7–2008 на контрольном хроматографе. Результаты оценки по данным анализа № 15 от 19.12.2018 приведены в табл. 7.
Расхождения измеренных значений концентраций компонентов не превысили суммы неопределенностей результатов измерений испытуемого и контрольного хроматографов, что свидетельствует о корректной работе испытуемого хроматографа в соответствии с требованиями СТО.
ПРОГРАММНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ
Один из наиболее важных компонентов современной хроматографической системы – ПО, и зачастую именно оно определяет функциональность и метрологическую достоверность измерительной системы.
В настоящее время все чаще возникают вопросы о гарантиях правильности результатов, полученных с помощью соответствующего ПО, о степени влияния используемого программного продукта на метрологические характеристики средств измерений (СИ) и о степени доверия к полученным таким образом результатам. Необходимость оценки качества ПО СИ подчеркивается в ряде международных и отечественных рекомендаций. Сказанное напрямую относится и к ПО хроматографических измерений. Известно также, что в связи с возрастающими объемами хроматографических измерений соответственно возрастает и цена всякого рода ошибок, в том числе и ошибок, обусловленных использованием некачественного ПО. Указанными выше соображениями руководствовались разработчики ПО «Анализатор», на базе которого создавался расчетный модуль согласно СТО Газпром 5.67‑2016 [8].
Программа «Анализатор» предназначена для проведения качественного и количественного анализа компонентов исследуемой смеси и выполняет следующие функции:
– сбор хроматографических данных с осуществлением контроля условий проведения анализа;
– обработка хроматограмм, полученных при анализах;
– хранение результатов проведенных анализов;
– ведение отчетной документации по результатам анализов.
Программа «Анализатор» имеет свидетельство об аттестации ПО № ПО-2022-001‑2012.
Расчетный модуль ПО «Анализатор» полностью соответствует требованиям СТО Газпром 5.67‑2016, что позволяет в автоматическом режиме проводить градуировку с оценкой ее приемлемости, контроль градуировки, измерения с контролем приемлемости и производить все остальные расчеты, предусмотренные данным стандартом. Пример автоматически сформированного протокола оценки приемлемости градуировочной характеристики программного обеспечения «Анализатор» показан на рис. 4.
ВЫВОДЫ
Применение СТО Газпром 5.67‑2016 для измерения молярной доли компонентов ПГ переменного состава с использованием градуировочной характеристики, охватывающей весь рабочий диапазон, позволяет использовать для регулярных измерений всего один баллон с ПГС для контроля градуировочной характеристики, при этом нет необходимости в проведении дополнительных градуировок, экономятся время и материальные затраты на обеспечение анализа.
В ходе испытаний промышленного газового хроматографа «МАГ» подтверждена линейность сигнала детекторов в рабочем диапазоне измерений молярной доли компонентов ПГ переменного состава, построена градуировочная характеристика и проверена ее приемлемость, проведены контроль градуировочной характеристики, контроль стабильности градуировочной характеристики, контроль правильности результатов измерений и расхождение результатов измерений по СТО Газпром 5.67‑2016 и ГОСТ 31371.7‑2008.
Благодаря расчетному модулю ПО «Анализатор», специально разработанному для хроматографа «МАГ» согласно требованиям СТО Газпром 5.67‑2016, работа хроматографа «МАГ» в полевых условиях проходит в полностью автономном режиме без потери точности при обработке хроматографического сигнала и расчете ключевых характеристик товарного ПГ переменного состава – удельной теплоты сгорания, числа Воббе, относительной и абсолютной плотности.
В результате испытаний можно сделать вывод, что метрологические характеристики хроматографа «МАГ» и расчетного модуля ПО «Анализатор» соответствуют требованиям СТО Газпром 5.67‑2016 [3] и данный хроматограф может быть использован для контроля качества ПГ переменного состава.
Рис. 1. Типовой состав природного газа
Fig. 1. Standard composition of natural gas
Таблица 1. Допускаемое относительное отклонение значений молярной доли компонента в градуировочном газе и пробе согласно ГОСТ 31371.6–2008 [7]
Table 1. Acceptable relative deviation of the molar fraction of the component in the calibration gas and sample under GOST 31371.6–2008 [7]
Значение молярной доли компонента в пробе, % Component molar fraction in the sample, % |
Относительное отклонение значений молярной доли компонента в градуировочной газовой смеси и пробе, % Relative deviation of the component molar fraction in the calibration gas mixture and sample, % |
От 0,001 до 0,1 включ. From 0.001 to 0.1 inclusive |
±100 |
Св. 0,1 " 1 " Over 0.1 " 1 " |
±50 |
" 1 " 10 " |
±10 |
" 10 " 50 " |
±5 |
" 50 " 100 " |
±3 |
Таблица 2. Допускаемое относительное отклонение значений молярной доли компонента в градуировочном газе и пробе согласно ГОСТ 31371.7 (нов. ред.)
Table 2. Acceptable relative deviation of the molar fraction of the component in the calibration gas and sample under GOST 31371.7 (new revision)
Значение молярной доли компонента в анализируемом газе, % Component molar fraction in the analyzed gas, % |
Допускаемое отклонение значения молярной доли компонента в градуировочной смеси от его значения в анализируемом газе, % Acceptable deviation of the component molar fraction in the calibration gas mixture from its value in the analyzed gas, % |
От 0,0010 до 0,010 включ. From 0.0010 to 0.010 inclusive |
От 0,5·хi до 3·хi From 0.5·хi to 3·хi |
Св. 0,010 до 1,0 включ. Over 0.010 to 1.0 inclusive |
От 0,5·хi до 2·хi From 0.5·хi to 2·хi |
Св. 1,0 до 15 включ. Over 1.0 to 15 inclusive |
От 0,5·хi до 1,5·хi From 0.5·хi to 1.5·хi |
Св. 40 до 75 включ. Over 40 to 75 inclusive |
От 0,8·хi до 1,2·хi From 0.8·хi to 1.2·хi |
Св. 75 до 90 включ. Over 75 to 90 inclusive |
От 0,9·хi до 1,1·хi From 0.9·хi to 1.1·хi |
Св. 90 Over 90 |
От 0,95·хi до 1,05·хi From 0.95·хi to 1.05·хi |
Таблица 3. Требования к метрологическим характеристикам ГСО-ИПГ, используемым для проверки линейности сигнала детектора
Table 3. Requirements for metrological parameters of state standard samples – natural gas simulators used to check the detector linearity
Определяемый компонент Analyte |
Диапазон молярной доли компонентов, % Component molar fraction range, % |
Номинальное значение молярной доли компонента в контрольных точках, % Component rated molar fraction in check points, % |
||||
№ 1 |
№ 2 |
№ 3 |
№ 4 |
№ 5 |
||
Этан Ethane |
0,005–15 |
0,005 |
0,05 |
1,0 |
5 |
15 |
Пропан Propane |
0,005–6 |
0,005 |
0,025 |
0,10 |
1,0 |
6 |
Изобутан, н-бутан Iso-butane, n-butane |
0,005–4 |
0,005 |
0,025 |
0,10 |
1,0 |
4 |
Неопентан Neopentane |
0,005–0,05 |
0,005 |
0,010 |
0,015 |
0,025 |
0,05 |
Изопентан, н-пентан Iso-pentane, n-pentane |
0,005–2,0 |
0,005 |
0,015 |
0,05 |
0,5 |
2,0 |
Гексаны Hexanes |
0,005–1,0 |
0,005 |
0,010 |
0,05 |
0,10 |
1,0 |
Углекислый газ Carbon dioxide |
0,005–10 |
0,005 |
0,025 |
0,10 |
1,0 |
10 |
Кислород Oxygen |
0,005–2,0 |
0,005 |
0,010 |
0,025 |
0,10 |
2,0 |
Азот Nitrogen |
0,005–15 |
0,005 |
0,025 |
0,10 |
1,0 |
15 |
Метан Methane |
40–99,97 |
98 |
90 |
80 |
70 |
60 |
Рис. 2. Графики линейности градуировочной характеристики пропана и этана
Fig. 2. Propane and ethane calibration curves
Рис. 3. Графики линейности градуировочной характеристики изобутана и изопентана
Fig. 3. I-butane and i-pentane calibration curves
Таблица 4. Протокол проверки линейности градуировочной характеристики сигналов детекторов ДТП 1 (детекторами по теплопроводности) и ДТП 2 хроматографа газового промышленного «МАГ», модель КС 50.310-000, в соответствии с СТО Газпром 5.67–2016
Table 4. Protocol for checking the detector calibration linearity for thermal conductivity detector 1 and thermal conductivity detector 2 of MAG process gas chromatograph, KS 50.310-000 model under STO Gazprom 5.67-2016
Наименованиевещества Substance name |
Диапазон молярной доли компонентов, % Component molar fraction range, % |
Коэффициент b, мВ*с/мол. % Coefficient b, mV*s/% mol. |
Коэффициент корреляции, R2, безразмерный Correlation coefficient, R2, non-dimensional |
Канал ДТП 1: Thermal conductivity detector 1 channel: |
|||
Азот Nitrogen |
0,005–15 |
87,67039 |
0,999917 |
Углекислый газ Carbon dioxide |
0,005–10 |
87,10224 |
0,999547 |
Этан Ethane |
0,005–15 |
96,81541 |
0,999906 |
Канал ДТП 2: Thermal conductivity detector 2 channel |
|||
Гексаны Hexanes |
0,005–1,0 |
108,4145 |
0,999988 |
Пропан Propane |
0,005–6 |
70,51714 |
0,999942 |
Изобутан Iso-butane |
0,005–4 |
81,35076 |
0,999845 |
Н-бутан N-butane |
0,005–4 |
85,10629 |
0,999988 |
Неопентан Neopentane |
0,005–0,05 |
88,68951 |
0,999546 |
Изопентан Isopentane |
0,005–2,0 |
91,35072 |
0,99995 |
Н-пентан N-pentane |
0,005–2,0 |
92,69888 |
0,999908 |
Таблица 5. Протокол контроля градуировочной характеристики хроматографа «МАГ»
Table 5. Protocol for checking MAG chromatograph calibration properties
Наименование вещества Substance name |
C ПГС,мол. % Concentration in calibration gas, % mol. |
Площадь пика, мВ*с Peak response, mV*s |
Расчетсреднего квадратического отклонения по S, отн. % Calculation of mean square deviation for S, rel. % |
ДопускСКО по S, отн. % Acceptable mean square deviation for S, rel. % |
Зачет по S Passed for S |
|||||
Проба 1 Sample 1 |
Проба 2 Sample 2 |
Проба 3 Sample 3 |
Проба 4 Sample 4 |
Проба 5 Sample 5 |
Среднее Mean |
|||||
Этан Ethane |
8,16 |
460,99 |
461,25 |
461,07 |
460,87 |
460,67 |
460,97 |
0,048 |
2,021 |
да yes |
Пропан Propane |
3,53 |
201,82 |
201,70 |
202,22 |
201,69 |
201,74 |
201,83 |
0,109 |
2,576 |
да yes |
Изобутан Iso-butane |
2,23 |
147,40 |
147,33 |
147,69 |
147,31 |
147,34 |
147,41 |
0,107 |
2,732 |
да yes |
Н-бутан N-butane |
2,57 |
175,50 |
175,37 |
175,78 |
175,33 |
175,38 |
175,47 |
0,104 |
2,692 |
да yes |
Изопентан Iso-pentane |
1,03 |
78,04 |
77,97 |
78,20 |
77,95 |
77,93 |
78,02 |
0,140 |
2,876 |
да yes |
Н-пентан N-pentane |
1,02 |
80,41 |
80,28 |
80,60 |
80,29 |
80,32 |
80,38 |
0,168 |
2,878 |
да yes |
Неопентан Neopentane |
0,0203 |
1,767 |
1,760 |
1,752 |
1,767 |
1,761 |
1,761 |
0,347 |
9,188 |
да yes |
Гексаны Hexanes |
0,613 |
53,78 |
53,77 |
53,85 |
53,77 |
53,73 |
53,78 |
0,085 |
4,161 |
да yes |
Азот Nitrogen |
8,03 |
363,56 |
363,84 |
363,65 |
363,47 |
363,37 |
363,58 |
0,050 |
2,036 |
да yes |
Углекислый газ Carbon dioxide |
7,21 |
373,86 |
373,99 |
373,81 |
373,69 |
373,54 |
373,78 |
0,045 |
2,135 |
да yes |
Таблица 6. Протокол контроля правильности результатов измерений молярной доли компонентов природного газа
Table 6. Protocol for checking the natural gas components molar fraction measurements
№ п/п No. |
Наименование вещества Substance name |
Концентрация в смеси, мол. % Content in the mixture, % mol. |
Концентрация в контрольной смеси, мол. % Content in the control mixture, % mol. |
Абсолютное отклонение Absolute deviation |
Допускаемоеотклонение Acceptable deviation |
Вывод Conclusion |
1 |
Этан Ethane |
1,9496 |
1,92 |
0,0296 |
0,079 |
норма norm |
2 |
Пропан Propane |
0,6122 |
0,613 |
0,0008 |
0,0377 |
норма norm |
3 |
Изобутан Iso-butane |
0,0967 |
0,097 |
0,0003 |
0,0068 |
норма norm |
4 |
Н-бутан N-butane |
0,0941 |
0,0946 |
0,0005 |
0,0066 |
норма norm |
5 |
Изопентан Iso-pentane |
0,0181 |
0,0179 |
0,0002 |
0,0022 |
норма norm |
6 |
Н-пентан N-pentane |
0,0124 |
0,0126 |
0,0002 |
0,0018 |
норма norm |
7 |
Неопентан Neopentane |
0,0012 |
0,0015 |
0,0003 |
0,0009 |
норма norm |
8 |
С6+ |
0,0091 |
0,0109 |
0,0018 |
0,0019 |
норма norm |
9 |
Азот Nitrogen |
0,645 |
0,662 |
0,017 |
0,0718 |
норма norm |
10 |
Углекислый газ Carbon dioxide |
0,1349 |
0,135 |
0,0001 |
0,0248 |
норма norm |
Таблица 7. Протокол оценки расхождения результатов измерений по СТО Газпром 5.67–2016 и ГОСТ 31371.7–2008
Table 7. Protocol of evaluation of measurement deviations under STO Gazptom 5.67–2016 and GOST 31371.7–2008
Компонент Component |
Xj, % mol. |
Концентрация, измеренная испытуемым хроматографом, – концентрация, измеренная контрольным хроматографом, % Content measured by the tested chromatograph - content measured by the reference chromatograph, % |
Сумма неопределенностей результатов измерений испытуемого и контрольного хроматографа, % The sum of uncertainty of measurement results of the tested and reference chromatograph, % |
Результат сравнения (да/нет) Result of comparison (yes/no) |
|
Испытуемый хроматограф Tested chromatograph |
Контрольный хроматограф Reference chromatograph |
||||
Этан Ethane |
1,9139 |
1,89 |
0,0239 |
0,1175 |
да yes |
Пропан Propane |
0,5929 |
0,594 |
0,0011 |
0,0546 |
да yes |
Изобутан Iso-butane |
0,094 |
0,0935 |
0,0005 |
0,0095 |
да yes |
Н-бутан N-butane |
0,0914 |
0,0914 |
0 |
0,0093 |
да yes |
Изопентан Isopentane |
0,0173 |
0,0172 |
0,0001 |
0,0027 |
да yes |
Н-пентан No-pentane |
0,012 |
0,0122 |
0,0002 |
0,0021 |
да yes |
Неопентан Neopentane |
0,0012 |
0,00153 |
0,00033 |
0,00103 |
да yes |
Гексаны Hexanes |
0,0085 |
0,0083 |
0,0002 |
0,0023 |
да yes |
Азот Nitrogen |
0,6566 |
0,666 |
0,0094 |
0,0862 |
да yes |
Углекислый газ Carbon dioxide |
0,1307 |
0,136 |
0,0053 |
0,0281 |
да yes |
Рис. 4. Протокол результатов расчета калибровочной смеси ПО «Анализатор»
Fig. 4. Protocol of the results of calibration mixture calculation by Analyser software
HTML
Отечественные разработки и технические решения в области метрологического обеспечения производственных процессов в последнее время имеют все более важное значение для нефтегазовой отрасли. В условиях геополитических и экономических вызовов современности предприятия российского топливно-энергетического комплекса, с одной стороны, уделяют все больше внимания учету товарно-сырьевых потоков и энергоресурсов для снижения себестоимости и повышения качества своей продукции, с другой – считают приоритетным использование в данном направлении отечественных приборов и систем в рамках реализации государственной стратегии импортозамещения. Одним из примеров успешного применения российских систем метрологического обеспечения в нефтегазовом секторе служит продукция Группы компаний «Взлет». Промышленная группа, сосредоточившая производственные мощности в Санкт-Петербурге, уже без малого 30 лет выпускает высокотехнологичные и надежные приборы для учета использования энергоресурсов по заказу различных отраслей промышленности и жилищно-коммунального хозяйства. О продукции предприятия, его развитии и вкладе в нефтегазовую отрасль рассказывает генеральный директор ООО «Управляющая компания Взлет» Дмитрий Сергеевич Спицын.
– Дмитрий Сергеевич, когда и кем была основана Группа компаний (ГК) «Взлет»?
– В 1990 г., когда в новых экономических условиях возросло значение учета энергоресурсов, трое ленинградских инженеров приняли решение основать предприятие, в задачи которого входили бы разработка и производство приборов для измерения расхода жидкостей в трубопроводах. Одним из учредителей государственного малого предприятия «Взлет» стал возглавляющий сегодня ГК В. Н. Парфенов, другим – мой отец. В 1996 г. предприятие трансформировалось в акционерное общество, затем в ГК федерального и международного значения.
Сегодня 25 % российского рынка приборов учета энергоресурсов производятся ГК «Взлет». Это ультразвуковые, электромагнитные и вихревые расходомеры, счетчики-регистраторы, электроакустические преобразователи, измерительно-вычислительные комплексы, датчики, термопреобразователи, адаптеры удаленного управления, блоки питания, поверочные комплексы, соединительная арматура, программные комплексы. Ежегодно выпускается свыше полумиллиона изделий, заказчиками нашей промышленной группы (а их сегодня более 50 тыс.) выступают как отечественные структуры, так и предприятия СНГ, Европы, Азии. У ГК «Взлет» 50 дилерских представительств и свыше 100 сервисных центров.
– Каковы основные этапы развития ГК «Взлет»? Когда вы вышли на нефтегазовый рынок?
– За почти 30 лет работы предприятие освоило выпуск продукции практически для всех отраслей промышленности и коммунального хозяйства. Нефтегазовая отрасль в этом ряду была одной из первых, служа своего рода локомотивом развития других направлений производственной политики ГК «Взлет». Созданные нашими специалистами ультразвуковые расходомеры отличались особой конструкцией. Благодаря накладным датчикам эти приборы не требовали встраивания в систему (с дорогостоящей остановкой транспортировки), их достаточно было установить на действующий трубопровод, чтобы производить измерения. Первым заказчиком таких расходомеров стал «Водоканал» Санкт-Петербурга, а затем к продукции проявили интерес нефтедобывающие компании. Наши ультразвуковые расходомеры доказали свою эффективность на северных трубопроводах, по которым транспортировалась товарная нефть.
В дальнейшем «Взлет» освоил производство расходомеров для учета нефтепродуктов. Среди наиболее свежих разработок – ультразвуковой расходомер для системы контроля утечек нефтепродуктов с накладными датчиками, который мы производим по заказу ПАО «Транснефть». Еще одно направление нашего сотрудничества с нефтегазовым сектором – поставка расходомеров-счетчиков для водораспределяющих блоков, осуществляющих поддержку пластового давления в добывающих скважинах. «Взлет» на данный момент является крупнейшим российским производителем расходомеров для систем поддержания пластового давления, нашими заказчиками по данному направлению выступают ПАО «Татнефть», ПАО «ЛУКОЙЛ», ПАО «Газпром нефть», ПАО «НК «Роснефть». Заказчики нефтегазовой отрасли в своих отзывах подтверждают надежность и качество работы приборов ГК «Взлет».
– Используют ли ваши приборы газодобывающие компании?
– С Группой компаний «Газпром» мы также сотрудничаем практически с момента основания ГК «Взлет». Поставляем расходомеры для систем жизнеобеспечения предприятий ПАО «Газпром» – водо- и теплоснабжения, очистных сооружений. Фактически «Взлет» стал первым отечественным предприятием, работающим с «Газпромом» по данным направлениям. ООО «Газпром энергохолдинг» и АО «Газпром теплоэнерго» – наши постоянные системные партнеры.
– Ваше мнение как поставщика продукции для «Газпрома» о Системе добровольной сертификации (СДС) ИНТЕРГАЗСЕРТ.
– Философия системы ИНТЕРГАЗСЕРТ во многом созвучна концепции развития ГК «Взлет». Мы активно совершенствуем свою систему менеджмента качества, в 2013 г. ГК награждена премией Международной ассоциации Eurostandard в номинации «За соответствие международным нормам и требованиям, предъявляемым к организации бизнес-процессов, качеству управления и конечной продукции». Весь ассортимент нашей продукции включен в Государственный реестр средств измерений и имеет все необходимые сертификаты и разрешения соответствующих органов надзора и контроля. Качество приборов «Взлет» подтверждают сертификаты соответствия Европейского союза, выданные Национальным институтом метрологии в Германии (РТВ).
В настоящее время наша продукция и сервисные услуги проходят сертификацию по линии ИНТЕРГАЗСЕРТ в компании «Русский регистр». У всех наших крупных заказчиков, таких как ПАО «НК «Роснефть», ПАО «Транснефть», Госкорпорация «Росатом», существуют свои требования к подрядным организациям, процедуры предварительного отбора технического аудита, листинга. На этом фоне СДС ПАО «Газпром» выделяется как наиболее слаженная и организованная. Требования у нее, вероятно, самые жесткие на рынке, но «Газпром» как компания, работающая с объектами высокого класса опасности и формирующая основы национальной экономики, имеет полное право такие требования устанавливать.
– Несколько месяцев назад мы говорили с представителями «Русского регистра» о перспективах трансформации СДС ИНТЕРГАЗСЕРТ в общую систему сертификации в масштабах российского топливно-энергетического комплекса (ТЭК). Поддерживаете ли вы такую идею как производитель?
– Это было бы логично и правильно, поскольку мы видим эффективность и продуктивность СДС ИНТЕРГАЗСЕРТ. Сегодня мы также наблюдаем примеры интеграции деятельности отраслевых компаний и холдингов в реализации инфраструктурных мегапроектов. Важно, чтобы нефтегазовые компании также осознали смысл и необходимость объединения своих требований в общую сертификационную систему и договорились между собой.
– Почему «Взлет» не поставляет расходомеры для магистральных газопроводов высокого давления, особенно сейчас, когда активно реализуется стратегия импортозамещения? Не хотите обострять отношения с конкурентами, уже работающими в данной области?
– Это вопрос производственной политики предприятия. В свое время «Взлет» принял решение не выходить на рынок магистральных газопроводов, но в последние годы мы рассматриваем и активно претворяем в жизнь такую возможность. Наши конструкторы разработали новую модель ультразвукового расходомера для учета газа в трубопроводах диаметром 1420 мм, а также системы контроля выхода так называемых «дымовых газов». Данные приборы имеют особое значение в рамках реализации экологической политики компаний, поскольку снижают риски атмосферного загрязнения.
Наши приборы, разрабатываемые для нефтегазовой отрасли, имеют специальное высокотемпературное и взрывозащитное исполнение, что обеспечивает надежность их работы. Четырехлетний межповерочный интервал и возможность удаленного контроля как в системе SCADA, так и посредством сотовой связи GSM делает приборы ГК «Взлет» удобными и востребованными с точки зрения концепции малолюдных технологий на труднодоступных и климатически сложных объектах. Следующий, 2020 г. для отечественной метрологии признан «годом ультразвука», и я думаю, что в этот период «Взлет» составит ощутимую конкуренцию поставщикам расходомеров для магистральных газопроводов.
– Насколько полный цикл производства у ГК «Взлет», где находятся производственные площади, насколько они зависят от иностранных материалов и комплектующих?
– Изначально наши производственные мощности находились в Санкт-Петербурге, и сейчас они сконцентрированы в рамках единого комплекса в промышленно-портовой зоне города. Сейчас мы находимся в стадии дальнейшего обновления и расширения производственной площадки – строятся новые производственные здания, переоснащаются цеха, закупается новое оборудование. Штат сотрудников промышленной группы насчитывает 900 чел., в том числе более 100 конструкторов Инженерно-технического центра (ИТЦ), осуществляющего проектирование, разработку и техническое сопровождение производственных процессов.
Производство полного цикла ГК «Взлет» высоколокализовано – от металлообработки до сборки электронных систем. У нас есть собственные пресс-формы для изготовления корпусов оборудования, основной объем компонентов приобретается у российских производителей. Единственное, что мы пока импортируем – микрочипы электронных схем, но их производство, как вы знаете, в настоящее время монополизировано рядом иностранных холдингов. Проекты импортозамещения в этой области существуют, в частности, производством микрочипов занимается российская компания «Ангстрем», но пока она осуществляет заказы исключительно оборонной промышленности.
– Насколько велик интерес к продукции ГК «Взлет» за рубежом?
– У предприятия много заказчиков в странах СНГ, а также в Турции, Иордании, Индии, Нигерии, на Ближнем Востоке. Особым спросом пользуются наши приборы для систем водоснабжения и ирригации. Учет расхода и потребления в этой области в последнее время приобретает все большую важность.
– Продукцию каких иностранных компаний «Взлет» успешно замещает на нефтегазовом рынке?
– В области расходометрии мы успешно конкурируем с такими производителями, как Endress+Hauser, Emerson и KROHNE. В развитии данного направления ГК возлагает большие надежды на сотрудничество с ПАО «Газпром», поскольку темпы импортозамещения для производителя во многом зависят от портфеля заказов. Государственную поддержку со стороны Минпромторга и других ведомств мы пока не получаем как организация, импортирующая электронные компоненты. Но это, как я уже сказал, вынужденная рыночная ситуация, и проблему нужно решать либо локализацией производства микрочипов для нужд отрасли, либо пересмотром существующих законодательных требований.
– Член Правления ПАО «Газпром»
Г. Н. Сухов на недавней пресс-конференции компании отметил, что основной проблемой полной «оцифровки» процессов газификации в России (в частности, внедрения технологий блокчейна) служит отсутствие установки у населения газовых счетчиков с фискальной функцией обратной связи. Прокомментируйте, пожалуйста, ситуацию как представитель компании, выпускающей приборы учета и контроля для жилищно-коммунального хозяйства – насколько названная проблема сейчас технически решаема?
– «Взлет» пока не производит системы учета для газификации, но поставляет аналогичные приборы для сетей водо- и теплоснабжения. Производство фискальных счетчиков для электрических, газовых и иных сетей, обеспечивающих передачу, защиту и архивирование точной информации о потреблении и расходе, технической проблемой не является. Проект переоснащения такими счетчиками объектов коммерческого и бытового потребления около года назад рассматривался на государственном уровне, но пока вопрос упирается в многомиллиардные инвестиции. Когда будет принято решение об источниках выделения средств, тогда проблема сдвинется с «мертвой точки».
– Насколько «оцифрована» сегодня сама ГК «Взлет»? Кто создает для вас программное обеспечение, применяется ли цифровое моделирование на этапах проектирования и производства?
– В масштабе промышленной группы реализована ERP-система, обеспечивающая координацию производственных процессов, проектирования, логистики, кадровых и финансовых потоков. Проектный отдел использует в работе системы 3D-моделирования CAD/CAM и PLM/PDM. Эти инновационные цифровые инструменты позволяют повысить эффективность проектирования и сократить сроки разработки каждого конкретного прибора на этапе перехода от чертежей к трехмерной модели, провести его «цифровые испытания» в предполагаемых для использования средах, оптимизировать форму и конструкцию. В настоящее время наши специалисты работают над объединением процессов проектирования и серийного изготовления приборов общим программным комплексом, позволяющим установить непосредственную связь между 3D-моделированием и числовым программным управлением станков. Эту работу планируется успешно завершить в 2020 г.
Все наши приборы и станки функционируют на основе программного обеспечения собственной разработки. Специалистами ИТЦ также созданы программы «верхнего уровня» для обеспечения диспетчеризации, передачи данных, архивирования, аналитики, сервиса, которые предоставляются заказчикам в комплекте с приборами. Фактически каждый прибор из нашей производственной линейки имеет свой комплекс программного обеспечения, включающий в себя установочный дистрибутив и другие необходимые программы.
– Каковы планы развития ГК «Взлет» на долгосрочную перспективу и следующий, юбилейный год, ознаменованный 30‑летием со дня основания?
– Как я уже говорил, мы планируем выход на рынок магистрального транспорта газа и дальнейшую цифровизацию производства, ставящую целью повышение качества и производительности труда. Данный вопрос, о котором говорят сегодня на всех уровнях государственной власти, начиная с Президента РФ В. В. Путина, должен решаться, с одной стороны, путем повышения квалификации специалистов, с другой – роботизацией производства. «Взлет» активно развивает оба этих направления, считая, что инвестиции себя оправдают уже в среднесрочной перспективе в ближайшие два-три года.
Активно совершенствуя модельный ряд продукции, максимально используя в работе потенциал интеллектуальных компетенций и богатый опыт трех десятков лет проектирования, производства, сервиса, ГК «Взлет» своими импортозамещающими решениями стремится усилить энергоэффективность предприятий российского ТЭК, что, в свою очередь, ориентировано на повышение энергонезависимости и энергобезопасности национальной экономики в целом.
Д.С. Спицын, генеральный директор ООО «Управляющая компания Взлет»
ООО «Управляющая компания Взлет»
198097, РФ, г. Санкт-Петербург,
ул. Трефолева, д. 2, лит. БМ
Тел.: 8 (800) 333-88-87
E-mail: mail@vzljot.ru
Выносы
Группа компаний «Взлет» – ведущее российское производственное предприятие, лидер в разработке и производстве приборов учета расхода жидкостей, газа и тепловой энергии. Работаем с 1990 г. и занимаем 30 % российского рынка.
Уникальные технические решения
Приборы и системы учета «Взлет» рассчитаны на длительную эксплуатацию, в том числе и в тяжелых условиях. Продукция компании имеет широкий спектр применения – от объектов жилищно-коммунального хозяйства и водоканалов до нефтегазового сектора и предприятий атомной промышленности, успешно конкурируя с ведущими европейскими производителями.
Инновации
«Взлет» постоянно инвестирует в новые исследования и разработки, непрерывно повышая технические и технологические преимущества своих продуктов и создавая инновационные решения. Как результат – наличие более 40 уникальных запатентованных разработок, которые успешно используются в продукции.
Ремонт и диагностика
Авторы:
И.Р. Максютов, ООО «Межрегионгаз Технологии»
HTML
Задача специалистов компании «Межрегионгаз технологии» состоит в четкой регламентации и интеграции процессов по сервисному обслуживанию и метрологическому обеспечению. Наличие сервисно-метрологических центров позволяет проводить оптимизацию процессов, сокращение простоев оборудования, снижение затрат по поверке оборудования.
ООО «Межрегионгаз технологии» (ООО «МРГТ») выполняет полный комплекс услуг по обеспечению работоспособности оборудования на протяжении всего жизненного цикла. Поверка средств измерений (СИ) выполняется на базе сервисно-метрологических центров (СМЦ), расположенных в городах: Санкт-Петербург, Ростов-на-Дону, Уфа, Пенза, Калуга, Владикавказ (рис. 1). Компания имеет статус сервисного представительства ведущих производителей промышленного газового оборудования РФ.
ООО «МРГТ» – активный член Ассоциации производителей газового оборудования, Ассоциации отечественных производителей приборов учета «Метрология Энергосбережения».
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
Специалистами СМЦ выполняются работы по диагностике, ремонту и поверке:
– промышленных счетчиков газа проливным и имитационным методом;
– датчиков давления и температуры;
– вычислителей и корректоров расхода газа и тепловой энергии;
– измерительных комплексов узлов учета газа и тепла;
– контроллеров телеметрии и систем катодной защиты.
Каждый СМЦ оснащен:
– эталонами расхода (диапазоны расхода: 0,6‑6500 м3/ч);
– эталонами давления (диапазон абсолютного давления: 0,01‑6,0 МПа; диапазон избыточного давления: 0‑6,0 МПа);
– эталонами температуры (диапазон температуры: – 80…250 °С);
– высокоточным образцовым, вспомогательным и испытательным оборудованием;
– инструментом и приспособлениями для проведения ремонтов.
В 2018 г. в СМЦ поступило 17 853 ед. СИ, из них прошло периодическую поверку без необходимости проведения ремонта 15 168 ед., для 2328 ед. проведен ремонт с последующей первичной поверкой, 357 ед. СИ не подлежало ремонту – было выдано извещение о непригодности (рис. 2).
В декабре 2017 г. ООО «МРГТ» аккредитовано на право проведения поверки СИ и внесено в государственный реестр аккредитованных лиц. Приказом № 153 Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарта) от 30.01.2018 ООО «МРГТ» присвоен условный шифр знака поверки «ДМА». В феврале 2019 г. компания успешно прошла процедуру подтверждения компетентности на право проведения поверки СИ согласно заявленной области аккредитации, а также расширение области аккредитации с учетом приобретенных эталонов (приказ № ПК1–566 Федеральной службы по аккредитации (Росаккредитации) от 05.03.2019). В 2019 г. планируется расширение области аккредитации на право поверки газоанализаторов и сигнализаторов загазованности.
Компания выполняет услуги для группы компаний поставщиков газа, газораспределительных организаций и компаний теплоэнергетики. Задача специалистов ООО «МРГТ» состоит в четкой регламентации и интеграции процессов по сервисному обслуживанию и метрологическому обеспечению.
Регламентирующие документы по процессу дают возможность руководителю осуществлять объективный контроль исполнения требований. Такой контроль может проводиться:
– ежедневно – выборочный визуальный контроль соблюдения сотрудниками требований нормативно-методических документов по процессам;
– еженедельно – анализ показателей по поверке и техническому обслуживанию (ТО), контроль наличия и правильности заполнения документации; анализ результатов деятельности за неделю;
– ежемесячно – анализ показателей по поверке и ТО, контроль наличия и правильности заполнения документации; анализ результатов деятельности за месяц с предоставлением отчетности заказчику.
ПРЕИМУЩЕСТВА РЕГЛАМЕНТИРОВАННЫХ ПРОЦЕДУР
Объективный контроль качества работ.
Первое среди преимуществ, которые обеспечивают регламентированные процедуры.
Снижение рисков, связанных с уходом руководителей и специалистов.
Во многих компаниях технология выполнения процессов «хранится» в умах сотрудников. Процессы выполняются, их результаты вполне приемлемы с точки зрения руководителей. Но существует значительный риск, что при изменении кадрового состава ключевых специалистов процессы перестанут стабильно выполняться, возникнут проблемы с клиентами, возрастут затраты и т. п. Поэтому наличие в организации комплекта актуальных нормативно-методических документов по процессам существенно снижает указанный риск.
Наличие системы регламентации процессов.
Система регламентации «исполнение-контроль-актуализация/улучшение» выступает одним из факторов успешного внедрения цикла непрерывного совершенствования.
Обеспечение возможности развития бизнеса.
Наличие актуальной регламентной базы существенно облегчает тиражирование бизнеса при создании новых подразделений, открытии новых СМЦ в регионах и т. п.
Все заявки по демонтажу и (или) монтажу оборудования регистрируются в информационной системе Remedy. Своевременность их выполнения отслеживается специалистами сall-центра.
Каждое СИ заказчика, поступившее в СМЦ перед поверкой, проходит обязательную диагностику для определения его соответствия заявленным характеристикам, проводится ряд профилактических операций – предповерочная подготовка. В случае выявления признаков неисправности оборудования либо отклонения от заявленных характеристик организуется его ремонт с последующей поверкой. Успешно прошедшее поверку оборудование передается в отдел сервиса для монтажа на объектах заказчика.
На базе СМЦ сформированы резервы запасных частей, инструментов и принадлежностей (ЗИП) и товарно-материальных ценностей, наиболее часто используемых при ремонтах оборудования. В процессе оказания услуг перечень ЗИП корректируется в зависимости от накопленной статистики использования той или иной запасной части, что позволяет сократить сроки проведения ремонтов. Все запасные части приобретаются исключительно у производителей оборудования и имеют соответствующие документы, подтверждающие их качество.
Наличие материально-технической базы для проведения ремонтов, эталонного оборудования для проведения поверки на базе СМЦ, а также накопленной статистики по каждой единице оборудования позволяет проводить своевременную профилактику, качественное обслуживание и ремонт для продления срока полезного использования оборудования с соблюдением заявленных характеристик. Наличие СМЦ позволяет осуществлять оптимизацию процессов, сокращение простоев оборудования, снижение затрат по поверке оборудования.
ООО «Межрегионгаз Технологии»
194044, РФ, г. Санкт-Петербург, Большой Сампсониевский пр-кт, д. 28, корп. 2, лит. Д, пом. 45‑Н, № 1‑55
Тел.: +7 (812) 336‑96‑08
E-mail: info@mrgt.ru
Рис. 1. География деятельности СМЦ
Рис. 2. Средства измерений, поверенные в СМЦ
Стандартизация и управление качеством
Авторы:
В.Л. Плотников, ООО «Газпром георесурс» (Москва, РФ), V.Plotnikov@gazpromgeofizika.ru
В.П. Цирульников, к.г.-м.н., ООО «Газпром георесурс», V.Tsirulnikov@gazpromgeofizika.ru
В.В. Первушин, к.т.н., ООО «Газпром георесурс», Vl.pervushin@gazpromgeofizika.ru
Литература:
1. Федеральный закон «Об обеспечении единства измерений» от 26.06.2008 № 102-ФЗ [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_77904/ (дата обращения: 03.06.2019).
2. Блюменцев А.М., Калистратов Г.А., Лобанков В.М., Цирульников В.П. Метрологическое обеспечение геофизических исследований скважин. М.: Недра, 1991. 266 с.
3. Лобанков В.М., Цирульников В.П., Зуев А.М. Состояние и перспективы метрологического обеспечения геолого-технологических исследований в процессе бурения нефтегазовых скважин // НТВ «Каротажник». 2017. № 6 (276). С. 80–90.
HTML
Геофизические исследования скважин (ГИС) – главный источник информации для эффективного управления минерально-сырьевой базой ПАО «Газпром», принятия управляющих решений в большинстве производственных процессов разведки и разработки месторождений, создания и эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ). На основании геофизических данных определяется геологическое строение объектов разработки, проводится подсчет запасов, мониторинг строительства скважин, контроль за разработкой месторождений и планирование технических мероприятий по интенсификации добычи.
Одним из ключевых условий получения достоверной информации о параметрах геологических объектов по результатам ГИС представляется надежный контроль качества, точности и достоверности геофизической информации на всех стадиях ее получения и преобразования. При этом объектом метрологического обеспечения (контроля точности) следует считать не только аппаратуру ГИС, но и технологию ее применения и последующие этапы обработки и интерпретации результатов скважинных измерений, вплоть до получения количественных данных о геологических параметрах исследуемых пластов и параметров конструкции скважин.
Ведущим инструментом решения задач контроля качества результатов ГИС является метрологическая служба геофизического предприятия. Ее главная задача – обеспечение единства и требуемой точности результатов измерений геофизических параметров (необходимого условия получения достоверной информации об объектах и производственных процессах разведки и разработки месторождений).
Необходимый уровень достоверности результатов геофизических измерений достигается путем создания оптимальной системы передачи размера единиц, развития технической базы средств метрологического обеспечения геофизических средств измерений (СИ), повышения уровня нормативно-методического и организационного сопровождения метрологических работ.
Следует особо отметить, что измерения при геофизических исследованиях скважин, согласно п. 3 ст. 1 Федерального закона РФ «Об обеспечении единства измерений», не включены в сферу государственного регулирования единства измерений, поэтому основной метрологической процедурой для определения метрологических характеристик геофизических СИ является калибровка, выполняемая в соответствии с требованиями Системы калибровки ПАО «Газпром» [1].
Объекты измерений при геофизических исследованиях скважин – продуктивный пласт, элементы конструкции скважин, технологические процессы строительства скважин и разработки месторождений. Измерения проводятся специализированными измерительными средствами – геофизическими измерительными системами, имеющими в своем составе датчики различных физических величин (электромагнитных, акустических, ионизирующих излучений, давления и температуры); протяженный канал связи (до 10 км); регистрирующую и обрабатывающую системы.
МЕТРОЛОГИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ ПРИ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЯХ
Специфическая метрологическая особенность измерений при геофизических исследованиях состоит в том, что первичными преобразователями в геофизических СИ служат датчики, реагирующие на параметры физических полей (потенциал, напряженность и т. п.), а выходными измеряемыми параметрами служат физические свойства исследуемых горных пород (пористость, проницаемость, нефтегазонасыщенность и т. п.) [2].
Поскольку среди главных государственных эталонов нет эталонов подобных величин, для единства измерений геофизических параметров разрабатывают специальные (локальные) поверочные схемы, основанные на исходных эталонах геофизических параметров, аттестованных методом косвенных измерений путем прослеживания единицы измерений от государственных эталонов физических величин. В качестве таких исходных эталонов обычно применяют стандартные образцы состава и свойств горных пород, выполненные в виде моделей пластов, пересеченных скважиной, или поверочные установки, воспроизводящие значения геофизических параметров.
Типовая локальная схема передачи размеров единиц геофизических параметров приведена на рис. 1.
Калибровка рабочих СИ непосредственно на исходных стандартных образцах обеспечивает максимальную точность передачи размеров единиц. Однако такая технология неприемлема, т. к. рабочие средства измерений эксплуатируются на большом количестве предприятий, территориально удаленных друг от друга и от места базирования исходных образцов. Поэтому в локальную поверочную схему целесообразно ввести промежуточную ступень передачи размера единиц – рабочие эталоны, размещенные в метрологических подразделениях производственных филиалов. Как рабочие эталоны используют либо калибровочные установки, укомплектованные имитаторами или эквивалентными мерами геофизического параметра; либо скважинный прибор, аттестованный в качестве рабочего эталона; либо контрольную скважину с естественным или искусственным разрезом.
Сегодня основная подрядная организация ПАО «Газпром» по проведению геофизического сервиса – ООО «Газпром георесурс». В структуру ООО «Газпром георесурс» входят 12 филиалов, которые расположены на территориях базовых объектов деятельности ПАО «Газпром». Общая численность персонала составляет около 5 тыс. чел. Количество СИ, находящихся в эксплуатации, превышает 6 тыс. ед.
Многообразие видов деятельности ООО «Газпром георесурс», сочетающее как проведение исследований в скважинах, так и производство геофизических средств измерений, большое количество территориально разобщенных производственных филиалов (ПФ) предъявляют определенные требования к структуре метрологической службы.
МЕТРОЛОГИЧЕСКАЯ СЛУЖБА ООО «ГАЗПРОМ ГЕОРЕСУРС»
В состав метрологической службы ООО «Газпром георесурс» входят Центр метрологии и сертификации (ЦМиС) и метрологические подразделения ПФ.
При проектировании структуры метрологической службы, наряду с оптимизацией схемы передачи размера единиц в целях минимизации погрешностей рабочих СИ и максимальной их стандартизации, учитывались экономические аспекты технологии метрологического обеспечения геофизической аппаратуры, предполагающей периодическую калибровку и переаттестацию. Учет этих двух обстоятельств привел к формированию трехзвенной системы передачи размера единиц геофизических параметров и, соответственно, структуры метрологической службы ООО «Газпром георесурс».
Уникальная особенность метрологической службы состоит в наличии в составе Общества ЦМиС, оснащенного исходными эталонами большинства геофизических параметров:
– комплект государственных стандартных образцов водонасыщенной пористости горных пород;
– комплект государственных стандартных образцов нейтронных характеристик горных пород;
– комплект государственных стандартных образцов содержания естественных радиоактивных элементов;
– комплект государственных стандартных образцов плотности и эффективного атомного номера горных пород;
– калибровочная установка для аппаратуры по контролю технического состояния обсаженных скважин гамма-гамма-методом;
– стандартный образец газонасыщенного пласта с остаточной водонасыщенностью.
В качестве исходных эталонов для большинства геофизических параметров, как правило, используются стандартные образцы состава и свойств горных пород, представляющие собой модели пластов с требуемыми значениями физических свойств (плотность, радиоактивность, скорость распространения акустических волн и т. п.) и геологических параметров
(пористость, проницаемость, флюидонасыщение), пересеченные скважиной. Учитывая, что глубинность геофизических методов может составлять несколько метров, а размеры стандартных образцов должны исключать внешнее влияние, диаметр стандартных образцов достигает 3 м, а высота – 5 м. Такие размеры образцов делают их создание весьма сложной и трудоемкой технологической задачей. Обычно для изготовления стандартных образцов применяются природные материалы, такие как мрамор или кварцит различного фракционного состава. Для достижения максимальной однородности стандартных образцов мраморная или кварцевая крошка укладывается вручную слоями не более 5 см. Затем трамбуется и формируется следующий слой. Изготовление одного стандартного образца может длиться до одного месяца.
Для аттестации стандартных образцов в ранге государственных, в соответствии с нормативами Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарта), необходимо подтвердить параметры их состава и свойств, однородность свойств по всему объему образца, прослеживаемость метрологических характеристик к государственным эталонам. Обоснование указанных характеристик зачастую связано с необходимостью выполнения специальных исследований. Кроме того, поддержание исходных эталонов в метрологически исправном состоянии требует проведения на протяжении всего срока эксплуатации стандартных образцов регулярных режимных измерений аттестованных значений параметров в целях контроля их состояния и стабильности.
Все это делает содержание парка исходных эталонов геофизических параметров дорогостоящей и технически сложной задачей, в связи с чем в России нет ни одной сервисной компании, имеющей в собственности полную номенклатуру исходных эталонов. Указанное обстоятельство, а также отсутствие в РФ общепризнанного метрологического центра с единой для всей страны системой исходных эталонов поставило перед ООО «Газпром георесурс» задачу создать полностью автономную систему метрологического обеспечения ГИС для обеспечения единства геофизических измерений на объектах ПАО «Газпром» и вследствие этого претендовать на роль базовой организации метрологической службы ПАО «Газпром» в данной области измерений.
Центр метрологии и сертификации представляет головную структурную единицу метрологической службы ООО «Газпром георесурс», т. к. в нем сосредоточено большинство исходных эталонов единиц геофизических параметров, используемых при ГИС и служащих основой обеспечения единства и точности измерений в организации. Центр выполняет следующие виды работ: первичную и периодическую аттестацию рабочих эталонов, калибровочных устройств ПФ; научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы по созданию эталонов геофизических параметров, средств калибровки, методик выполнения калибровочных измерений; испытания геофизической аппаратуры и оборудования на соответствие их параметров установленным требованиям для оценки пригодности их применения в Обществе.
Научно-профессиональный уровень персонала ЦМиС позволяет успешно решать все методические задачи по разработке и созданию необходимых технических средств метрологического обеспечения аппаратуры ГИС для производственных филиалов и методического сопровождения их применения в практике геофизической деятельности.
На рис. 2 приведен общий вид ЦМиС и павильона моделей пластов. Схема размещения метрологического оборудования в павильоне моделей пластов показана на рис. 3.
В соответствии с поверочной схемой средств измерения геофизических параметров, в процессе эксплуатации периодическая калибровка геофизической аппаратуры выполняется в производственных филиалах силами и средствами собственных метрологических подразделений.
С этой целью в большинстве ПФ Общества созданы и функционируют региональные (базовые) метрологические центры, обеспечение которых метрологическими средствами определяется объемами выполняемых работ и парком используемой аппаратуры. В тех ПФ, где имеются удаленные от основной базы объекты, организуются метрологические участки с необходимым метрологическим оборудованием, позволяющим вести контроль метрологической исправности аппаратуры непосредственно в процессе эксплуатации, что сокращает потери времени и транспортные расходы.
Типовое оснащение метрологических подразделений включает в себя:
– универсальную калибровочную установку для калибровки аппаратуры нейтронного каротажа УКУ-НК;
– калибровочную установку для калибровки аппаратуры плотностного гамма-гамма-каротажа КУ-ГГКП;
– комплект стандартных образцов технического состояния обсаженных скважин для аппаратуры скважинный гамма-дефектомер-толщиномер (СГДТ) и цементомер (ЦМ);
– комплект калибров для калибровки аппаратуры интегрального гамма-каротажа КУ-ГК;
– комплект калибров для калибровки аппаратуры спектрометрического гамма-каротажа КУ-СГК;
– калибровочный акустический волновод под давлением для калибровки аппаратуры акустического каротажа КАВ-АК;
– калибровочная установка для скважинных инклинометров;
– калибровочная установка для скважинных термометров и манометров УПТМ;
– комплект общетехнических средств измерений и специального метрологического оборудования для калибровки аппаратуры электрического, индукционного каротажа;
– калибровочные установки для скважинных каверномеров и профилемеров.
Практически все из перечисленных средств калибровки – оригинальные, разработаны в метрологической службе предприятия и защищены патентами.
Большинство геофизических СИ имеют сравнительно короткий межкалибровочный интервал – 3‑4 мес, поэтому необходима периодическая калибровка эксплуатируемой аппаратуры не реже чем раз в квартал. Для производственных отрядов, базирующихся на стационарной базе производственного филиала, где размещено калибровочное оборудование, это не вызывает никаких проблем. Однако в связи с началом эксплуатационного бурения на ряде месторождений либо только с авиационным, либо сезонным транспортным сообщением с основной базой геофизического предприятия выполнение графиков калибровки для аппаратуры, находящейся на временных удаленных базах, в период сезонного отсутствия транспортной связи становится невозможным.
Для решения данной проблемы в ООО «Газпром георесурс» разработаны схемы метрологического обеспечения и технические средства, позволяющие продлить межкалибровочный интервал исправной аппаратуры ГИС путем тестирования стабильности ее работы на месте эксплуатации с помощью специальных полевых калибров, которыми оснащаются удаленные производственные отряды.
Общий вид метрологических центров производственных филиалов приведен на рис. 4.
Метрологическая служба ООО «Газпром георесурс» аккредитована на право проведения калибровки всех видов применяемых СИ в системе калибровки ПАО «Газпром».
В процессе подготовки и аккредитации проведены ревизия метрологического оборудования и нормативно-методической документации, оформление в установленном порядке обучения калибровщиков геофизической аппаратуры, разработан стандарт предприятия «Руководство по качеству организации и выполнения калибровочных работ метрологической службой ООО «Газпром георесурс». В результате девять подразделений метрологической службы ООО «Газпром георесурс» получили аккредитацию на право проведения калибровки аппаратуры ГИС.
При всей важности оптимизации структуры метрологической службы предприятия следует иметь в виду, что при самом идеальном построении системы управления метрологической деятельностью ключевым элементом ее успешной работы будет техническое оснащение метрологических подразделений на местах.
Большое внимание метрологической службой ООО «Газпром георесурс» уделяется входному контролю метрологических параметров всей приобретаемой Обществом геофизической аппаратуры. В ходе данного процесса проводится анализ технической документации, проверка комплектности, внешний осмотр, оценка метрологических характеристик на соответствие эксплуатационной документации, оценка воспроизводимости показаний аппаратуры в контрольно-калибровочных скважинах. Всего за последние 5 лет только в центральных подразделениях метрологической службы прошло входной контроль более 500 комплектов аппаратуры ГИС.
Развитие технологий ГИС, усложнение геологических задач, стоящих перед геофизиками-интерпретаторами, предъявляет дополнительные требования к точности и достоверности результатов исследований. Поэтому так актуально постоянное совершенствование метрологической и испытательной базы геофизических средств измерений.
В 2011 г. метрологической службой ООО «Газпром георесурс» начата работа по улучшению системы метрологического обеспечения геолого-технологических исследований (ГТИ), выполняемых производственными подразделениями. В рамках ее реализации предполагается создание комплекса технических средств и нормативно-методических документов, обеспечивающих единство и точность результатов измерений при ГТИ. В 2014 г. в двух ПФ введены в эксплуатацию передвижные метрологические лаборатории ГТИ (рис. 5). Метрологические службы этих филиалов получили аккредитацию на проведение калибровки измерительных каналов ГТИ и активно выполняют калибровку измерительных каналов станций ГТИ силами своих метрологических подразделений [3].
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В настоящее время метрологическая служба ООО «Газпром георесурс» в целом осуществляет необходимые объем и технологический уровень метрологического обеспечения всех сервисных работ, проводимых на объектах ПАО «Газпром» и других заказчиков.
Перспективы развития метрологической службы ООО «Газпром георесурс» видятся в более полной ее интеграции в систему метрологического обеспечения ПАО «Газпром», что позволит дать импульс в развитии организационного, методического, технического и нормативного обеспечения единства и точности геофизических измерений.
Рис. 1. Локальная поверочная схема измерения геофизических параметров
Fig. 1. Local verification schedule for measuring geophysical parameters
Рис. 2. Центр метрологии и сертификации
Fig. 2. Metrology and certification center
Рис. 3. Схема размещения метрологического оборудования в павильоне моделей пластов ЦМиС ООО «Газпром георесурс»
Fig. 3. Layout of metrology equipment in formation models pavilion at Metrology and certification center at OOO Gazprom Georesurs
Рис. 4. Региональные метрологические центры: а) НПФ «Оренбурггазгеофизика»; б) ПФ «Красноярскгазгеофизика»; в) метрологический участок ПФ «Вуктылгазгеофизика» Бованенко
Fig. 4. Regional metrology centers: a) NPF Orenburggazgeofizika; b) PF Krasnoyarskgazgeofizika; c) metrology unit at PF Vuktylgazgeofizika Bovanenko
Рис. 5. Мобильная метрологическая станция ГТИ: а) общий вид мобильной метрологической станции ГТИ; б) стенд контроля метрологических характеристик силоизмерительных датчиков (СМКС); в) установка калибровочная датчиков силоизмерительных (УКДС); г) стенд для калибровки каналов измерений физических параметров бурового раствора (СК-ПБР); д) установка калибровочная проливная расходомерная (УКПР-1М); е) установка калибровочная давления (УКД-700М)
Fig. 5. Transportable metrological mud logging station: a) general view of transportable metrological mud logging station; b) control bench for metrological characteristics of tension sensors; c) tension sensors calibration unit; d) calibration bench for measuring circuits of physical parameters of mud flush; e) flow-measuring wet calibration unit (UKPR-1M); f) pressure calibration unit (UKD-700M)
Авторы:
З.М. Юсупова, к.х.н., ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Москва, РФ), Z_Yusupova@gwise.vniigaz.gazprom.ru
Л.В. Сарваров, к.т.н., ПАО «Газпром» (Санкт-Петербург, РФ), L.Sarvarov@adm.gazprom.ru
Б.Д. Донских, к.т.н., ООО «Газпром ВНИИГАЗ», B_Donskikh@vniigaz.gazprom.ru
С.В. Дубогрызова, ООО «Газпром переработка» (Санкт-Петербург, РФ), DubogryzovaSV@gpp.gazprom.ru
Литература:
1. Федеральный закон от 30.03.1999 № 52-ФЗ «О санитарно-эпидемиологическом благополучии населения» [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_22481/ (дата обращения: 05.06.2019).
2. Федеральный закон от 10.01.2002 № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды» [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_34823/ (дата обращения: 05.06.2019).
3. Федеральный закон от 07.12.2011 № 416-ФЗ «О водоснабжении и водоотведении» [Электронный ресурс]. Режим доступа:
http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_122867/ (дата обращения: 05.06.2019).
4. Приказ Минприроды РФ от 28.02.2018 № 74 «Об утверждении требований к содержанию программы производственного экологического контроля, порядка и сроков предоставления отчета об организации и о результатах осуществления производственного экологического контроля» [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://docservis.ru/media/files/029_2018_05_16_1528527358.pdf (дата обращения: 05.06.2019).
5. Федеральный закон от 27.12.2002 № 184-ФЗ «О техническом регулировании» [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_40241/ (дата обращения: 05.06.2019).
6. Постановление Правительства РФ от 01.12.2009 № 982 «Об утверждении единого перечня продукции, подлежащей обязательной сертификации, и единого перечня продукции, подтверждение соответствия которой осуществляется в форме принятия декларации
о соответствии» [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_94853/ (дата обращения: 05.06.2019).
7. Постановление Госстандарта России от 21.08.2000 № 60 «Об утверждении и введении в действие Правил проведения сертификации газа» [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_29463/ (дата обращения: 05.06.2019).
8. Технический регламент Евразийского экономического союза ТР ЕАЭС 036/2016 «Требования к сжиженным углеводородным газам для использования их в качестве топлива» [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/420382841 (дата обращения: 05.06.2019).
9. Технический регламент Таможенного союза ТР ТС 013/2011 «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и мазуту» [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/902307833 (дата обращения: 05.06.2019).
10. Федеральный закон от 28.12.2013 № 412-ФЗ «Об аккредитации в национальной системе аккредитации» [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_156522/ (дата обращения: 05.06.2019).
11. СТО Газпром 5.8–2007. Положение о системе аккредитации химико-аналитических лабораторий дочерних обществ и организаций ОАО «Газпром» (САЛГАЗ). М.: ОАО «Газпром», 2007. 46 с.
12. МИ 2427–2016. ГСОЕИ. Оценка состояния измерений в испытательных, измерительных лабораториях и лабораториях производственного и аналитического контроля» [Электронный ресурс]. Режим доступа: ограниченный.
13. Приказ Минэкономразвития РФ от 30.05.2014 № 326 «Об утверждении Критериев аккредитации, перечня документов, подтверждающих соответствие заявителя, аккредитованного лица критериям аккредитации, и перечня документов в области стандартизации, соблюдение требований которых заявителями, аккредитованными лицами обеспечивает их соответствие критериям аккредитации» [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/420203443 (дата обращения: 05.06.2019).
14. ГОСТ ИСО/МЭК 17025–2009. Общие требования к компетентности испытательных и калибровочных лабораторий [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/gost-iso-mek-17025-2009 (дата обращения: 05.06.2019).
15. ТР ЕАЭС 046/2018 «О безопасности газа горючего природного, подготовленного к транспортированию и (или) использованию» [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/551516260 (дата обращения: 05.06.2019).
16. «Положение о порядке применения типовых схем оценки (подтверждения) соответствия в технических регламентах Таможенного союза», утвержденное Решением Комиссии Таможенного союза от 07.04.2011 № 621 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/902277888 (дата обращения: 05.06.2019).
17. Решение Совета Евразийской экономической комиссии от 18.04.2018 № 44 «Типовые схемы оценки соответствия» [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.alta.ru/tamdoc/18sr0044/ (дата обращения: 05.06.2019).
18. СТО Газпром 089–2010. Газ горючий природный, поставляемый и транспортируемый по магистральным газопроводам. Технические условия. М.: ОАО «Газпром», 2011. IV. 12 с.
19. ГОСТ 5542–2014. Газы горючие природные промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200113569 (дата обращения: 05.06.2019).
20. ГОСТ 27577–2000. Газ природный топливный компримированный для двигателей внутреннего сгорания. Технические условия [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200017921 (дата обращения: 05.06.2019).
21. ГОСТ Р 56021–2014. Газ горючий природный сжиженный. Топливо для двигателей внутреннего сгорания. Технические условия. М.: Стандартинформ, 2014. II. 12 c.
22. Решение Коллегии ЕЭК от 06.12.2016 № 160 «О переходных положениях технического регламента Евразийского экономического союза «Требования к сжиженным углеводородным газам для использования их в качестве топлива» (ТР ЕАЭС 036/2016)» [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/456029711 (дата обращения: 05.06.2019).
23. Решение Коллегии ЕЭК от 20.03.2018 № 41 «О Порядке регистрации, приостановления, возобновления и прекращения действия деклараций о соответствии продукции требованиям технических регламентов Евразийского экономического союза» [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/556888869 (дата обращения: 05.06.2019).
24. Решение Коллегии ЕЭК от 19.03.2019 № 39 «О переходных положениях технического регламента Евразийского экономического союза «О безопасности газа горючего природного, подготовленного к транспортированию и (или) использованию» (ТР ЕАЭС 046/2018)» [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/553937569 (дата обращения: 05.06.2019).
HTML
Вопросам обеспечения соответствия качества подготовленной к транспортировке и поставке потребителям углеводородной продукции требованиям нормативных документов в ПАО «Газпром» уделяется большое внимание.
Физико-химические свойства (или показатели качества) товарной продукции (природный газ, конденсат, нефть и продукты их переработки) определяются автоматическими потоковыми анализаторами, а также путем применения лабораторных средств измерений и оборудования в химико-аналитических (испытательных) лабораториях дочерних обществ ПАО «Газпром» (лаборатории).
Наряду с контролем качества товарной продукции, поставляемой конечным потребителям, лабораторный контроль физико-химических свойств (показателей качества) осуществляется на всех этапах производственного цикла (добыча, подготовка, транспортировка, хранение, переработка, распределение, поставка).
Кроме того, ПАО «Газпром» обеспечивает контроль параметров окружающей среды в местах расположения производственных объектов. Специалистами лабораторий выполняются анализы проб объектов производственного экологического контроля (атмосферный воздух, промышленные выбросы, снежный покров, атмосферные осадки, почвенный покров, сточная вода и др.).
Важным направлением деятельности лабораторий считается химико-аналитический контроль в интересах эффективности и надежности технологических процессов. Так, в целях обеспечения бесперебойной и надежной работы оборудования и механизмов осуществляется периодический лабораторный контроль качественных показателей используемого топлива, нефтепродуктов, смазочных масел, технологических и специальных жидкостей. Показатели эффективности работы промыслового оборудования также находятся под контролем лабораторий.
В дочерних обществах
ПАО «Газпром» основных направлений деятельности функционирует 369 лабораторий. Информация о лабораториях по направлениям деятельности ПАО «Газпром» представлена на рис. 1.
К компетентности лабораторий предъявляются различные требования в зависимости от контролируемой сферы деятельности и дальнейшего использования результатов выполненных испытаний. В соответствии с требованиями законодательства РФ, нормативных правовых документов, технических регламентов лаборатории, осуществляющие деятельность в области производственного экологического контроля [1‑4], проводящие испытания в целях обязательной сертификации компримированного газа для двигателей внутреннего сгорания [5‑7], выпускаемых в обращение жидких топлив и сжиженных углеводородных газов в целях декларирования соответствия обязательным требованиям [8‑9], проходят обязательную аккредитацию в национальной системе аккредитации [10].
Лаборатории, осуществляющие паспортизацию товарной продукции для соблюдения требований технических соглашений, договоров поставки продукции, агентских договоров с потребителями и контрагентами, а также для соблюдения требований систем добровольной сертификации, проходят добровольную аккредитацию в национальной (Федеральная служба по аккредитации – Росаккредитация) или иной системе аккредитации испытательных лабораторий.
Для обеспечения надежности работы технологического оборудования и специальной техники компетентность лабораторий, выполняющих контроль физико-химических показателей используемых нефтепродуктов, смазочных материалов, масел, технологических жидкостей, подтверждается проведением аккредитации в корпоративной системе аккредитации лабораторий дочерних обществ и организаций САЛГАЗ [11]. В целях проверки наличия в лабораториях необходимых условий для проведения всех требуемых испытаний проводится также процедура оценки состояния измерений [12], осуществляемая силами Корпоративного научно-технического центра метрологического обеспечения (ООО «Газпром ВНИИГАЗ») или государственных региональных метрологических центров Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарта).
В соответствии с [10] в национальной системе аккредитованы 152 лаборатории (см. рис. 2), в которых обеспечивается выполнение требований утвержденных критериев аккредитации [13], ГОСТ ИСО/МЭК 17025 [14] и функционируют системы менеджмента качества, обеспечивающие результативность и эффективность деятельности лабораторий.
Поскольку требования к качеству продукции постоянно повышаются, что требует непрерывного совершенствования нормативно-методической базы, в лабораториях на постоянной основе осуществляется активная апробация и внедрение новых методик выполнения измерений, а также нормативных документов, устанавливающих технические требования и терминологию по тематике качества продукции.
ПАО «Газпром» активно участвует в формировании доказательной базы соответствия выпускаемой и потребляемой продукции требованиям технических регламентов, в том числе через профильные технические комитеты по стандартизации. В связи с планируемым введением в действие с 01.01.2022 г. Технического регламента Евразийского экономического союза ТР ЕАЭС 046/2018 «О безопасности газа горючего природного, подготовленного к транспортированию и (или) использованию» [15] рассмотрим подробнее ожидаемые изменения и необходимые мероприятия для реализации.
ТР ЕАЭС 046/2018
Будучи экологически чистым видом топлива, природный газ имеет ряд свойств, которые могут представлять опасность как для жизни и здоровья человека, так и для окружающей среды. Природный газ пожароопасен, взрывоопасен и может оказывать вредное воздействие на здоровье человека. Некоторые химически активные компоненты природного газа оказывают агрессивное влияние на материал газового оборудования и трубопроводов, вызывая коррозию, отложения самовоспламеняющихся веществ (пирофоров), гидратов, осложняющих транспортирование и использование природного газа. Указанные компоненты природного газа при их содержании выше определенного количества могут препятствовать эффективному и безопасному транспортированию газа, что также негативно сказывается на безопасности эксплуатации всей газотранспортной системы.
В целях минимизации рисков для здоровья и жизни человека, негативного воздействия на объекты окружающей среды и обеспечения безопасного использования и безаварийного трубопроводного транспорта природного газа странами – членами ЕАЭС принят и с 01.01.2022 г. вводится в действие ТР ЕАЭС 046/2018 [15].
Оценка соответствия природного газа, выпускаемого в обращение на территории ЕАЭС, требованиям [15] осуществляется через подтверждение соответствия в форме декларирования. Выпуск в обращение продукции включает также ввоз продукции из стран, не являющихся участниками ЕАЭС. Оценка соответствия природного газа, находящего в обращении, проводится в форме испытаний. Испытания природного газа в целях подтверждения соответствия проводят лаборатории, обладающие соответствующими компетенциями и возможностями (персонал, оборудование, помещения, материалы и т. п.), компетентность которых должна быть подтверждена в национальной или корпоративной системе аккредитации.
Декларирование соответствия природного газа, подготовленного к транспортированию и (или) использованию, требованиям [15] осуществляется в соответствии с типовыми схемами оценки соответствия, приведенными в документах [16, 17]. Для сжиженного природного газа испытания должны проводиться в лаборатории, аккредитованной в национальной системе аккредитации (Росаккредитация), а для остальных видов продукции, выпускаемой серийно, – по выбору заявителя в аккредитованной лаборатории в какой‑либо из систем аккредитации (корпоративной или национальной) либо в испытательной лаборатории, не имеющей аттестата аккредитации. Исходя из этого, лаборатории должны подтверждать свою компетентность и иметь как минимум действующие свидетельства об оценке состояния измерений.
Для выпускаемого в обращение (ввозимого) единичной партией подготовленного к транспортированию и (или) использованию природного газа необходимо наличие результатов испытаний, проведенных только в испытательной лаборатории, прошедшей процедуру подтверждения компетентности в национальной системе аккредитации. Испытания продукции, находящейся в обращении на территории стран – членов Евразийского экономического союза, по выбору заявителя проводятся либо в собственной испытательной лаборатории ПАО «Газпром», либо в сторонней лаборатории, аккредитованной в национальной системе аккредитации (Росаккредитация). Декларирование по типовой схеме 6Д предусматривает наличие в организации системы менеджмента качества в соответствии с требованиями международного стандарта ИСО 9001. В системе менеджмента качества устанавливаются цели, касающиеся качества природного газа, выпускаемого в обращение, производственной технологической инфраструктуры, используемой для подготовки газа, а также качества администрирования и организации рабочих процессов в организациях, осуществляющих производство, подготовку, транспортирование, хранение и поставку природного газа потребителям.
Требования [15] разработаны на основе действующих документов, устанавливающих технические требования к основным видам газа горючего природного [18‑21], однако они в ряде случаев отличаются от требований, приведенных в них. В связи с этим в настоящее время проводится пересмотр межгосударственных стандартов: ГОСТ 5542 «Газы горючие природные промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия»; ГОСТ 27577 «Газ природный топливный компримированный для двигателей внутреннего сгорания. Технические условия».
Кроме того, в настоящее время ведется активная разработка новых стандартов, вводимых в действие на межгосударственном уровне впервые: ГОСТ «Газ горючий природный, подготовленный к магистральному транспортированию. Технические условия» и ГОСТ «Газ горючий природный сжиженный. Технические условия».
Не позднее 01.07.2021 г. должен быть утвержден Перечень стандартов, содержащих правила и методы исследований, необходимых для применения и исполнения требований [15] (перечень стандартов). В данный перечень включаются стандарты, отвечающие требованиям документов [18‑21] и содержащие аттестованные методики измерений физико-химических свойств природного газа и определения его компонентного состава, а также правила и методы отбора проб продукции.
В указанный период предполагается пересмотр значительного количества действующих на сегодняшний день межгосударственных стандартов, устанавливающих следующие методики определения физико-химических свойств и компонентного состава природного газа: определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности; плотности – пикнометрическим методом; температуры точки росы по воде; температуры точки росы по углеводородам; содержания механических примесей; вычисление теплоты сгорания, плотности, относительной плотности и числа Воббе на основе компонентного состава. А также разработка новых стандартов, впервые принимаемых на межгосударственном уровне, устанавливающих следующие методики (методы) измерений: вычисление метанового числа на основе компонентного состава; определение массовой концентрации водяных паров; расчет температуры точки росы по воде и массовой концентрации водяных паров; определение общей серы методом ультрафиолетовой флуоресценции; серосодержащих компонентов – методом газовой хроматографии.
Таким образом, для выполнения требований [15] до 01.01.2022 г. в лабораториях должно быть проведено и завершено внедрение указанных выше методик (методов) определения компонентного состава и физико-химических свойств природного газа. При этом лаборатории, осуществляющие паспортизацию сжиженного природного газа, должны пройти обязательную процедуру подтверждения компетентности в национальной системе аккредитации Федеральной службы по аккредитации (Росаккредитации). Лаборатории, которые на момент вступления [15] в действие будут аккредитованы в национальной системе аккредитации на анализ продукции, указанной в [15], должны будут внести в свои области аккредитации соответствующие изменения, связанные с обновлением действующих и внедрением новых межгосударственных стандартов.
При этом особое внимание в лабораториях должно быть уделено показателям качества природного газа, которые включены в технические требования впервые, а также показателям, требования по которым изменены (например, введены стандарты с новыми характеристиками и оборудованием для определения показателей). К указанным показателям качества природного газа относится, прежде всего, «метановое число» (показатель, характеризующий детонационную стойкость природного газа, используемого в качестве топлива для двигателей внутреннего сгорания), который вводится взамен показателя «октановое число». Вдобавок следует иметь в виду, что показатель «массовая концентрация общей серы» будет впервые введен для природного газа промышленного и коммунально-бытового назначения, компримированного газа для двигателей внутреннего сгорания и сжиженного природного газа. Данный показатель нормируется в целях ограничения выбросов вредных продуктов сгорания природного газа в окружающую среду, поскольку в природном газе могут содержаться значительные количества сернистых соединений помимо сероводорода и меркаптановой серы.
Таким образом, до вступления в действие [15] лабораториям необходимо провести проверку соответствия их возможностей по выполнению требований технического регламента и провести все необходимые процедуры по закупке оборудования, средств измерений, материалов, реактивов, повышению квалификации персонала и внедрению в лабораториях новых методик измерений, а также при необходимости обеспечить внесение соответствующих изменений в руководства по качеству и области аккредитации в связи с введением новых показателей качества природного газа и (или) изменением нормируемых значений по применяемым показателям.
Следует отметить, что Коллегия Евразийской экономической комиссии приняла Решение [24], предполагающее введение переходного периода сроком на 18 месяцев после введения в действие [15]. Документ устанавливает переходные положения, в том числе касающиеся установления сроков действия документов об оценке (подтверждении) соответствия обязательным требованиям, выданных до вступления в силу технического регламента.
Переходный период даст возможность лабораториям оптимизировать процесс реализации требований [15] и при необходимости расширения и актуализации области аккредитации совместить данные процедуры с плановым подтверждением компетентности в установленном законодательством порядке [10]. Это позволит сделать переход на новые требования максимально комфортным и минимизировать затраты.
ОПЫТ ПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЙ ПАО «ГАЗПРОМ» ПО ВНЕДРЕНИЮ ТЕХНИЧЕСКИХ РЕГЛАМЕНТОВ ТАМОЖЕННОГО СОЮЗА (ЕАЭС)
В преддверии вступления в силу [15] большую практическую значимость имеет опыт ООО «Газпром переработка» по внедрению технических регламентов Таможенного союза (ЕАЭС), устанавливающих обязательные требования к безопасности выпускаемой продукции. Ведь для перерабатывающих заводов это будет уже четвертый технический регламент ТС (ЕАЭС), устанавливающий обязательные требования к выпускаемой продукции (рис. 3).
Внедрение технических регламентов ТС (ЕАЭС) достигается путем реализации следующих мероприятий:
– участие в разработке межгосударственных стандартов, обеспечивающих выполнение требований технических регламентов, устанавливающих правила и методы исследований (испытаний) и измерений, в том числе правила отбора образцов;
– приведение продукции и процесса производства в соответствие требованиям технических регламентов;
– подготовка испытательной базы, в том числе проведение работ по аккредитации;
– формирование необходимой доказательной базы и проведение процедур оценки соответствия.
При реализации этих мероприятий лаборатории играют ключевую роль. Для целей подтверждения соответствия продукции требованиям [8] и [9] лаборатория должна быть аккредитована, иметь положительные результаты межлабораторных сличительных испытаний по показателям, включенным в технический регламент, и должна быть включена в Единый реестр органов по сертификации и испытательных лабораторий (центров) ТС (Реестр ТС).
В 2012 г. перед лабораториями перерабатывающих заводов ставилась задача обеспечить готовность к паспортизации топлива, попадающего под действие [9]. Подтверждение соответствия топлива в форме декларирования соответствия проводилось силами органов по сертификации с привлечением сторонних лабораторий, включенных в Реестр ТС.
В случае с внедрением [8] обеспечить возможность паспортизации продукции оказалось недостаточно. На момент вступления в силу данного регламента в России отсутствовали лаборатории, имеющие в своей области аккредитации необходимые показатели качества и внесенные в Реестр ТС, способные провести на договорной основе испытания и оформить протокол для подтверждения соответствия сжиженных углеводородных газов требованиям [8]. Большая часть бизнес-сообщества заняла выжидательную позицию, воспользовавшись переходным периодом, предусмотренным Решением Коллегии ЕЭК от 06.12.2016 г. № 160 [22]. В данных условиях ПАО «Газпром» приняло решение по проведению работ по оценке соответствия продукции силами собственных испытательных лабораторий ООО «Газпром переработка». Лаборатории перерабатывающих заводов одними из первых в России были включены в Реестр ТС, обеспечив тем самым формирование необходимой доказательной базы для декларирования соответствия как заводам ООО «Газпром переработка», так и другим предприятиям, обратившимся с заявкой о проведении испытаний сжиженных углеводородных газов.
Следует отметить, что на сайте Росаккредитации посредством специализированного сервиса автоматизированной электронной регистрации деклараций о соответствии (сервис регистрации деклараций) изготовитель продукции имеет возможность самостоятельно и бесплатно, не обращаясь к услугам органа по сертификации, регистрировать или прекращать действие деклараций соответствия требованиям ТР ТС (ЕАЭС), формировать печатные формы деклараций и приложений к ним. Сервис регистрации деклараций, запущенный в эксплуатацию 01.08.2013 г. по инициативе Росаккредитации, в связи с Решением Коллегии ЕЭК от 20.03.2018 г. № 41 [23] значительно обновлен и в настоящее время служит незаменимым инструментом для всех участников рынка. ООО «Газпром переработка» активно пользуется данной услугой Росаккредитации при декларировании соответствия выпускаемой продукции, что позволяет сократить издержки, сэкономить время, оперативно реагировать на изменения в нормативных документах и законодательстве РФ.
Данный подход может быть тиражирован другими организациями при внедрении [15], если обеспечивается готовность испытательных лабораторий к выполнению обязательных требований регламента.
Необходимо отметить, что в условиях постоянно растущих требований к безопасности и качеству выпускаемой продукции, ужесточения требований к производственному экологическому контролю, внедрения новых материалов и технологий в производственный процесс оперативно реагировать на изменения законодательных и иных требований возможно, только опираясь на собственные лаборатории, компетентность которых обеспечивается комплексом регулярно проводимых мероприятий.
Рис. 1. Информация о количестве лабораторий по направлениям деятельности
Fig. 1. Information on number of laboratories by activity
Рис. 2. Информация об аккредитации лабораторий в национальной системе аккредитации
Fig. 2. Information on accreditation of laboratories in national system of accreditation
Рис. 3. Обязательные требования технических регламентов Таможенного союза (Евразийского экономического союза)
Fig. 3. Mandatory requirements of CU (EAEU) technical regulations
Авторы:
И.А. Прудников, ПАО «Газпром» (Санкт-Петербург, РФ), I.Prudnikov@adm.gazprom.ru
И.К. Манзин, ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург» (Екатеринбург, РФ), I.Manzin@ekaterinburg-tr.gazprom.ru
А.В. Жданов, ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург», A.Zhdanov@ekaterinburg-tr.gazprom.ru
И.В. Мурзенко, АО «Гипрогазцентр» (Нижний Новгород, РФ), murzenko@ggc.nnov.ru
С.Н. Кадин, АО «Гипрогазцентр», kadin@ggc.nnov.ru
Литература:
1. Транспортировка. Единая система газоснабжения России [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.gazprom.ru/about/production/transportation/ (дата обращения: 05.06.2019).
2. Золотаревский С.А., Гущин О.Г. Организация учета природного газа. Основные принципы, методы и средства обеспечения метрологической надежности узлов коммерческого учета газа // Комплексный подход к учету газа. Новое метрологическое, коммуникационное оборудование и системы. Арзамас, 2012. С. 32–44.
3. СТО Газпром 5.37–2011. Обеспечение единства измерений. Единые технические требования на оборудование узлов измерения расхода и количества природного газа, применяемых в ОАО «Газпром». М.: ОАО «Газпром», 2012. 51 с.
4. СТО Газпром 5.38–2011. Статус узлов измерений расхода и количества природного газа и жидких углеводородов. Основные положения и критерии. М.: Газпром экспо, 2012. IV. 16 с.
5. ISO 17089-1:2010. Measurement of fluid flow in closed conduits – Ultrasonic meters for gas – Part I: Meters for custody transfer and allocation measurement [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.iso.org/ru/standard/41235.html (дата обращения: 05.06.2019).
6. AGA Report No. 9. Measurement of Gas by Multipath Ultrasonic Meters. Washington: Gas Association, 2007. 110 p.
7. Князев О.В., Савченков С.В., Реунов А.В., Кадин С.Н. Уральский метрологический центр для поверки средств измерения расхода природного газа в рабочих условиях // Газовая промышленность. 2012. S (680). С. 74–78.
8. Постановление ОАО «Газпром» от 24.11.1994 № 83 «О мерах по созданию единой комплексной системы учета расхода газа и повышению точности измерений количества газа на предприятиях по добыче, переработке и транспортировке газа ОАО «Газпром» [Электронный ресурс]. Режим доступа: ограниченный.
9. «Соглашение о сотрудничестве в области создания, хранения и эксплуатации эталонов единиц величин для воспроизведения и передачи единиц объемного и массового расхода природного газа и жидких углеводородных сред между ПАО «Газпром» и Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии», 2018 г. [Электронный ресурс]. Режим доступа: ограниченный.
HTML
«Единая система газоснабжения ПАО «Газпром» (ЕСГ) объединяет более 172 тыс. км газопроводов высокого давления и имеет участки, работающие при избыточном давлении – 6,3; 8,0 и 10 МПа. Основной режим работы ЕСГ – транспортно-распределительный, при этом 60 % общего объема добываемого организациями ПАО «Газпром» и независимыми недропользователями и транспортируемого природного газа потребляется в России, до 40 % составляют экспортные поставки. Объем газа, поступающего в ЕСГ от независимых недропользователей, приближается к 28 % общего объема добываемого в РФ природного газа» [1].
Единая система газоснабжения ПАО «Газпром» функционально объединяет:
– установки и (или) заводы по подготовке природного газа и межпромысловые коллекторы (объекты добычи);
– системы магистральных газопроводов (МГ) и межсистемных перемычек, компрессорных станций (КС);
– газопроводы-отводы и газораспределительные станции (ГРС).
Управление ЕСГ осуществляется диспетчерским центром ПАО «Газпром», который обеспечивает бесперебойное газоснабжение потребителей, используя информацию о давлении, температуре и расходе/количестве природного газа в газопроводах. Измерения расхода/количества природного газа проводятся на узлах измерений расхода газа (УИРГ) газоизмерительных станций (ГИС), пунктах замера расхода газа, ГРС. Схемы построения УИРГ предусматривают различные методы [2] измерений расхода/количества природного газа (рис. 1): метод переменного перепада давления (сужающие устройства различных конструкций); ультразвуковые расходомеры/счетчики; счетчики/расходомеры турбинные.
Кроме задачи измерений расхода/количества природного газа, УИРГ в системе ЕСГ выполняют и другие дополнительные функции:
– контроль входных и выходных потоков транспортируемого природного газа;
– контроль входных и выходных потоков между газотранспортными организациями;
– потребление на технологические нужды для обеспечения транспорта природного газа (сжигание топливного газа при работе газоперекачивающих агрегатов (ГПА) КС);
– измерение коммерческих объемов (количества) газа при поставке потребителям;
– измерение коммерческих объемов (количества) газа при экспортных поставках;
– измерение объемов закачки природного газа в объекты хранения и выкачки из них (подземные хранилища).
С учетом измерительных задач и дополнительных функций в СТО Газпром 5.37‑2011 [3] установлены требования к погрешности измерений УИРГ в зависимости от их назначения и диапазона расхода газа.
В СТО Газпром 5.38‑2011 [4] регламентирован статус УИРГ в ПАО «Газпром». Это позволяет унифицировать требования к составу УИРГ в зависимости от его статуса и назначения и устанавливать показатель неопределенности измерений (точность) и исключения избыточности требований.
Анализ мировой практики применения различных методов измерений расхода газа показал тенденцию отказа от использования метода переменного перепада для коммерческих и хозрасчетных измерений природного газа. Это связано с отсутствием возможности проводить калибровку первичных преобразователей расхода (быстросменные сужающие устройства – БСУ) в комплекте с измерительными системами в существующих метрологических центрах. Наиболее распространены на данный момент ультразвуковые и турбинные расходомеры/счетчики природного газа.
Как в зарубежных странах, так и в РФ работает система передачи эталонного кубического метра к рабочим средствам измерений (СИ). Процесс калибровки ультразвуковых расходомеров описан документами [5, 6]. Между европейскими метрологическими центрами периодически проводятся круговые сличения принадлежащих им эталонов, что позволяет формировать единый Еврокубометр природного газа высокого давления. Принятие Еврокубометра природного газа минимизирует погрешность измерений расхода/количества газа, и его передача рабочим СИ приведет к единству измерений, снижению разбаланса газа в системах газопроводов и снижению количества взаимных претензий между поставщиками и потребителями газа, в том числе и при экспортно-импортных операциях. Таким образом, достоверное измерение расхода/количества газа – наиболее значимый фактор при расчете баланса газа. Кроме того, европейские страны ведут постоянную работу по снижению неопределенности измерений расхода и количества газа, приближают условия калибровки к реальным условиям эксплуатации расходомеров, создают для этого расходоизмерительные центры с возможностью выполнения калибровки в широких диапазонах расходов и давлений.
УРАЛЬСКИЙ РЕГИОНАЛЬНЫЙ МЕТРОЛОГИЧЕСКИЙ ЦЕНТР
Уральский региональный метрологический центр (УРМЦ) – первый в РФ [7] – расположен в Челябинской обл. и входит в производственную структуру ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург». Технико-экономическое обоснование, технический и рабочий проекты первой очереди УРМЦ разрабатывались на основе Постановления ОАО «Газпром» от 24.11.1994 г. № 83 [8].
Строительство первой очереди УРМЦ началось весной 1999 г. В качестве генерального заказчика выступило ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург». Генеральной проектной организацией и генподрядчиком строительства стало Управление «Энергогазремонт» ООО «Уралтрансгаз». Строительство проводилось в зоне действующего МГ «Челябинск – Петровск» на базе ГИС «Долгодеревенская». Диапазон номинальных диаметров калибруемых/поверяемых расходомеров находился в пределах Ду 80–400.
В марте 2004 г. распоряжением Председателя Правления ОАО «Газпром» в составе Челябинского линейного производственного управления магистральных газопроводов (ЛПУМГ) ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург» на базе ГИС «Долгодеревенская» введен в эксплуатацию первый пусковой комплекс (ПК) УРМЦ.
Второй ПК УРМЦ реализован в рамках «Программы создания метрологических центров в ОАО «Газпром», утвержденной Председателем Правления ПАО «Газпром» А. Б. Миллером от 19.02.2004 г.
Проектирование второго ПК УРМЦ завершено АО «Гипрогазцентр» в 2009 г. Строительство выполнялось силами ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург», и в декабре 2011 г. второй ПК УРМЦ был введен в эксплуатацию. Запуск второго ПК позволил выполнять калибровку и поверку расходомеров диаметрами Ду 500–1000 мм.
В настоящее время в УРМЦ внедрена и функционирует система менеджмента качества, соответствующая требованиям ГОСТ ИСО/МЭК 17025 и ГОСТ Р ИСО 9001 (ISO 9001).
Метрологическая служба ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург» в УРМЦ имеет следующие аккредитации.
В национальной системе аккредитации в области обеспечения единства измерений на право выполнения следующих работ (оказания услуг):
– по поверке СИ расхода и количества газа в рабочих условиях; аттестат аккредитации в области обеспечения единства измерений № 1465 (дата внесения сведений в реестр аккредитованных 05.10.2015 г.);
– по испытаниям СИ расхода и количества газа в целях утверждения типа в рабочих условиях; аттестат аккредитации в области обеспечения единства измерений № 30134‑2014 (дата внесения сведений в реестр аккредитованных 05.10.2015 г.).
В системе калибровки СИ ПАО «Газпром» (Аттестат аккредитации № 090007 от 12.11.2018):
– расхода и количества газа в рабочих условиях;
– температуры;
– давления;
– электротехнических измерений;
– радиотехнических и радиоэлектронных измерений.
СТРУКТУРА УРМЦ
«Уральский региональный метрологический центр создан на базе действующей ГИС «Долгодеревенская» ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург» и позволяет проводить поверку (калибровку), испытания оборудования, научные исследования в течение всего года» [7].
Центр включен в линейную часть МГ «Челябинск – Петровск». Природный газ под давлением от 5,4 до 7,4 МПа транспортируется по магистральному трубопроводу Ду1400 с месторождений Западной Сибири в сторону Республики Башкортостан. Максимальный проектный расход газа через УРМЦ составляет 70 тыс. м3/ч при рабочих условиях.
В состав УРМЦ (рис. 2) входят две поверочные установки, аттестованные и внесенные в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений:
– эталон единицы объемного расхода газа первого разряда в диапазоне значений от 32 до 10 000 м3/ч. Установка поверочная для счетчиков газа УРМЦ-10000. Регистрационный номер эталона – 3.2. ВМЧ. 0001.2017;
– эталон единицы объема расхода газа первого разряда в диапазоне значений от 500 до 70 000 м3/ч. Установка поверочная для счетчиков газа УРМЦ-70000. Регистрационный номер эталона – 3.2. ВМЧ. 0002.2014.
Каждая установка работает с собственным регулятором расхода газа, позволяющим поддерживать стабильность расхода в пределах ±3 %.
«Технологическая схема первой очереди УРМЦ предусматривает подачу части газа с выхода КС «Долгодеревенская» на вход УРМЦ, далее – через измерительный трубопровод на вход КС» [7].
Поверочная установка УРМЦ-10000
Область применения поверочной установки УРМЦ-10000 (1 ПК) – поверка/калибровка и испытания СИ расхода/количества природного газа в рабочих условиях МГ.
Технические характеристики установки поверочной УРМЦ-10000:
– диапазон измерения расхода: от 32 до 10 000 м3/ч;
– рабочая среда: природный газ из МГ;
– давление рабочей среды: от 5,0 до 7,5 МПа;
– температура рабочей среды: 5…50 °С;
– основной эталонный блок состоит из набора четырех турбинных счетчиков типа SM-RI‑X-L G400, G1000, G2500, G6500 компании Instromet International;
– предел допускаемой относительной погрешности установки УРМЦ-10000: ±0,3 %;
– диаметры измерительных трубопроводов: Ду80, 100, 150, 200, 300, 400 мм;
– типы используемых фланцев для испытуемых СИ: ГОСТ, ANSI, ASME;
– предел допускаемой относительной погрешности поверяемых/калибруемых СИ: ±0,5 %.
Схема поверочной установки УРМЦ-10000 представлена на рис. 3.
Установка имеет общие входной и выходной коллекторы, между которыми размещены четыре измерительных трубопровода: Ду150, 200, 300, 400 мм. Кроме этого, предусмотрена возможность установки в измерительный трубопровод Ду150 мм после эталонного счетчика измерительных трубопроводов Ду80, 100, 150 мм для проведения поверки, калибровки и испытаний СИ соответствующих типоразмеров с фланцами исполнения ANSI, ГОСТ. Все измерительные трубопроводы оснащены компенсаторами длины производства Instromet International, что позволяет устанавливать в измерительные трубопроводы СИ различной длины. Поверка/калибровка или испытания СИ расхода/количества газа заключается в сличении показаний эталонного и испытуемого СИ. Для этого их монтируют на измерительный трубопровод последовательно, друг за другом, соблюдая требуемые значения длин прямых участков до и после расходомеров, после чего подают необходимые расходы газа с точностью не менее ±3 %.
Выбор схемы подачи газа на установку УРМЦ-10000 и конфигурация измерительного трубопровода (последовательность установки катушек, длины прямых участков и т. д.) определяются в каждом конкретном случае методикой поверки/калибровки или программой испытаний, спецификой метода измерений испытываемого расходомера, диапазоном измерений.
Поверочная установка УРМЦ-70000
Областью применения поверочной установки УРМЦ-70000 (2 ПК) является поверка/калибровка и испытания СИ расхода/количества природного газа в рабочих условиях МГ.
Технические характеристики установки поверочной УРМЦ-70000:
– диапазон измерений расхода: от 500 до 70 000 м3/ч;
– рабочая среда: природный газ из МГ;
– давление рабочей среды: от 5,5 до 7,5 МПа;
– температура рабочей среды: 5…50 °С;
– основной эталонный элемент: блок эталонов, состоящий из семи эталонных турбинных счетчиков типа SM-RI‑X-L G6500 компании Elster-Instromet;
– предел допускаемой относительной погрешности установки УРМЦ-70000: ±0,3 %;
– диаметры измерительных трубопроводов: Ду500, 600, 700, 1000 мм;
– типы используемых фланцев для испытуемых СИ: ГОСТ, ANSI, ASME;
– предел допускаемой относительной погрешности поверяемых СИ: ±0,5 %.
Схема поверочной установки УРМЦ-70000 представлена на рис. 4.
Каждый эталонный счетчик имеет индивидуальную градуировочную характеристику Национального института метрологии Нидерландов (NMI) по воздуху (при атмосферном давлении) и на природном газе (при высоком давлении). Значения градуировочной характеристики вносятся в управляющий компьютер и учитываются при определении погрешности испытуемого СИ.
Установка имеет общие входной и выходной коллекторы, между которыми размещены три измерительных трубопровода: Ду500, 700, 1000. Кроме этого, предусмотрена возможность установки в измерительный трубопровод Ду700 измерительного трубопровода Ду600 для проведения поверки, калибровки и испытаний СИ соответствующего типоразмера. На испытуемых СИ могут применяться фланцы ASME, ГОСТ. Все измерительные трубопроводы оснащены компенсаторами длины производства Instromet International, что позволяет устанавливать в измерительные трубопроводы СИ различной длины. Поверка/калибровка или испытания СИ расхода/количества газа заключаются в сличении показаний эталонных счетчиков поверочной установки (блока эталонов) и испытуемого СИ. Для этого испытуемое СИ монтируют на измерительном трубопроводе требуемого диаметра последовательно, после блока эталонов с соблюдением заданной длины прямых участков до и после расходомера, далее подают необходимые расходы газа с точностью ±3 %.
Выбор схемы подачи газа на установку УРМЦ-70000 и конфигурация измерительного трубопровода (последовательность установки катушек, длины прямых участков и т. д.) в каждом конкретном случае определяются методикой поверки/калибровки или программой испытаний, спецификой метода измерений испытываемого расходомера, диапазоном измерений.
Архитектура управляющей компьютерной системы
Управляющая компьютерная система SVC (программно-технический комплекс) обеспечивает сбор данных от измерительных преобразователей и их обработку, формирование и распечатку калибровочного сертификата для испытуемого СИ с указанием погрешности измерений в различных точках диапазона расхода. Принцип работы системы основан на сравнении показаний измеренного значения количества природного газа, прошедшего через испытуемое СИ, с показаниями эталонного счетчика (блока эталонов), скорректированными с учетом разницы по давлению и температуре в местах установки испытуемого СИ и эталона. Управляющие компьютерные системы установок УРМЦ-10000, УРМЦ-70000 идентичны.
МЕТОДОЛОГИЯ КАЛИБРОВКИ
Во время калибровки показания поверяемого СИ (MUT) сравниваются с показаниями эталонного СИ (REF) (рис. 5). Сравнивая их показания расхода газа и учитывая разницу давления и температуры между ними, можно определить отклонение показаний MUT от REF.
«Показания поверяемого СИ фиксируются на автоматизированном рабочем месте (АРМ) оператора УРМЦ. Для турбинных расходомеров поверка проводится посредством прямого сличения показаний первичных преобразователей расхода эталона и поверяемого СИ (импульсов турбины). Отчет о калибровке и калибровочная кривая счетчика выдаются управляющим компьютером.
Испытания прочих СИ, не определяющих расход газа в рабочих условиях прямым способом, проводят путем сравнения полного объема газа, прошедшего за некий промежуток времени и приведенного к стандартным условиям, с показанием эталонного счетчика и испытуемого СИ. В случае испытаний комплексов расхода с вычислителями (корректорами) объема газа цифровой выход вычислителя подключается к АРМ расходомера на базе ПЭВМ с модулями расширения по вводу дискретных сигналов» [7].
Опыт работы доказывает, что очень важно проводить испытания при стабильных показаниях давления и температуры. Другим определяющим фактором является погрешность (неопределенность) используемых датчиков и оборудования.
Последовательность событий
Тестирование начинается с большого расхода (высокой скорости потока), чтобы ускорить стабилизацию показаний датчиков температуры газа. В конце процедуры калибровки, как правило, проводится повторение первого значения расхода газа.
Теория калибровки
Теория калибровки основана на принципе непрерывности потока среды. Это означает, что количество вещества в определенном пространстве есть разница между тем, что вошло в это пространство, и тем, что вышло из него. Под «пространством» здесь подразумевается объем, заключенный между одним или более эталонов, с одной стороны, и испытуемым СИ, с другой стороны.
Количество газа, поступающего в пространство, измеряется с помощью эталонов REFi. При этом в идеале испытуемое СИ должно измерять такое же количество вещества, как и эталон, – т. к. количество вещества в пространстве постоянно. Необходимо отметить, что никаких других точек «входа», «выхода» вещества не должно быть, т. е. нет никаких утечек или других частей установки, куда (или откуда) природный газ мог бы поступать.
MUT не обязательно указывает значение qx, но будет показывать в целом расход газа qxi:
qxi = qx (1 + E), (1)
где Е – отклонение или ошибка MUT на этом расходе:
E = (qxi / qx) – 1. (2)
Скорость потока (расход)
Эталонный расходомер имеет следующую конфигурацию: это набор из семи параллельно расположенных турбинных расходомеров типа SM-RI‑X-L G6500 16", имеющих общий входной и выходной коллектор, с суммарным расходом от 500 до 70 000 м3/ч. Каждый отдельный эталон перекрывает диапазон расходов от 500 до 10 000 м3/ч, скорость потока газа не превышает 25 м/с.
Алгоритм обработки импульсов турбинного (ультразвукового) расходомера
Для турбинных или ультразвуковых счетчиков, имеющих импульсные выходы, расчет неопределенности выполняется на основе подсчета импульсов поверяемого и эталонных счетчиков за фиксированное время с учетом корректировки показаний эталонных счетчиков на величину систематической погрешности, вычисленной из градуировочной характеристики NMi для данного эталона, и приведения показаний эталона к условиям измерения испытуемого счетчика на величину разности давления и температуры.
Проверка оборудования
Поверочная установка проверятся перед началом каждой работы. Это означает, что все ключевые элементы системы проверяются на правильность работы и точность измерений (датчики температуры и давления). Сравниваются показания датчиков относительно друг друга в стабильных условиях. При необходимости датчики температуры и давления калибруются в лаборатории.
ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ
Измерительные трубопроводы установки УРМЦ-10000
На установке УРМЦ-10000 (рис. 6) имеются измерительные трубопроводы следующих типоразмеров: Ду80, 100, 150, 200, 300, 400.
Измерительные трубопроводы Ду80, 100, 150 монтируются на измерительный трубопровод Ду150. Измерительный трубопровод Ду300 может быть уменьшен до типоразмера Ду250, а измерительный трубопровод Ду400 – до типоразмера Ду350 с применением переходных конических катушек. Измерительные трубопроводы оснащены фланцами ANSI B16.5 class 600 и фланцами исполнения ГОСТ 12821‑80.
Измерительные трубопроводы установки УРМЦ-70000
На установке УРМЦ-70000 (рис. 7) имеются измерительные трубопроводы следующих типоразмеров: Ду500, 700, 1000.
Измерительные трубопроводы Ду500, 600, 700 оснащены фланцами ASME B16.47 class 600 и фланцами исполнения ГОСТ 28759.4‑90. Измерительный трубопровод Ду700 может быть уменьшен до типоразмера Ду600 с применением переходных конических катушек. Измерительные трубопроводы Ду1000 оснащены фланцами ASME 40" B16.47.
ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ УРМЦ
Благодаря непрерывному техническому развитию газовой отрасли растет номенклатура выпускаемых предприятиями счетчиков газа, появляются новые типы и методы измерений расхода и количества газа (однониточные ГИС), производители счетчиков неуклонно стремятся к уменьшению неопределенности измерений расхода газа. Страны – импортеры газа совершенствуют методы измерений расхода/количества газа, вводят новые требования в контракты на поставку газа. Все эти факторы требуют непрерывного совершенствования методов поверки, калибровки и испытаний СИ расхода/количества и параметров качества природного газа. Материальной базой для выполнения этих задач является УРМЦ, который должен развиваться одновременно с развитием газовой отрасли, а в некоторых направлениях опережать его.
В рамках дальнейшей модернизации УРМЦ в целях формирования многофункционального метрологического центра ПАО «Газпром» и признания результатов его деятельности на международном уровне необходимо создание специального эталона единицы кубического метра природного газа в УРМЦ с последующим круговым сличением результатов измерений с государственным первичным эталоном ФГУП «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» и зарубежными эталонами (Нидерланды, Германия, Китай). Это позволит получить международное признание измерительных возможностей УРМЦ и вхождение центра в международную систему прослеживаемости измерений расхода газа.
Для обеспечения соответствия УРМЦ современным отечественным и международным метрологическим нормам и правилам запланированы мероприятия по развитию функциональных возможностей УРМЦ на основе следующих инновационных решений:
– совместное использование кольцевой и проточной схемы движения газа;
– оптимальное использование энергоресурсов – электроснабжения, газоснабжения;
– разработка набора переходных катушек для расширения номенклатуры поверяемых счетчиков с учетом фланцев ГОСТ, ANSI, ASME;
– использование уникальной системы охлаждения газа с аккумулятором холода;
– применение промышленных вентиляторов вместо ГПА.
При реализации проекта ожидаются: расширение диапазона давлений природного газа от 0,3 до 10 МПа, использование промышленных вентиляторов взамен ГПА. Эти изменения позволят выполнять калибровку расходомеров при низком давлении природного газа и повысить энергоэффективность и стабильность работы при создании потока газа по кольцевой схеме (рис. 8).
Наличие российского специального эталона единицы расхода газа при высоком давлении позволит России принимать участие в создании единого кубического метра природного газа высокого давления, что обеспечит выполнение Доктрины энергетической безопасности при экспортных поставках природного газа.
Географическое положение УРМЦ позволяет организовать логистические работы по доставке расходомеров газа с минимальными затратами времени и средств заказчиков как в Европейской части России, так и в Западной Сибири и на Дальнем Востоке с учетом перспективного развития газоснабжения восточных регионов России и планируемых поставок газа в Китай. Республика Казахстан также сможет использовать возможности УРМЦ как ближайшего метрологического центра, работающего на природном газе при рабочих давлениях.
Деятельность УРМЦ, признанная на международном уровне, обеспечит конкурентные преимущества ПАО «Газпром» перед иными предприятиями газовой отрасли, предоставит возможность для испытаний и поверки российских расходомеров при поставках газа на внешний рынок.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
ПАО «Газпром» проводит эту работу в тесном сотрудничестве с Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии (Росстандартом). В 2018 г. заключено «Соглашение о сотрудничестве в области создания, хранения и эксплуатации эталонов единиц величин для воспроизведения и передачи единиц объемного и массового расхода природного газа и жидких углеводородных сред между ПАО «Газпром» и Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии» [9]. В рамках реализации соглашения Дорожная карта создания Государственного первичного эталона расхода природного газа высокого давления на базе УРМЦ подписана в 2019 г.
Рис. 1. Методы измерения расхода газа в ЕСГ
Fig. 1 Gas flow metering methods in the UGSS
Рис. 2. Блок-схема УРМЦ на базе ГИС «Долгодеревенская»
Fig. 2. Flow chart of the Ural regional metrological centre (URMC) based on Dolgoderevenskaya gas metering station (GMS)
Рис. 3. Схема поверочной установки УРМЦ-10000
Fig. 3. URMC-70000 calibration unit diagram
Рис. 4. Схема поверочной установки УРМЦ-70000 [3]
Fig. 4. URMC-70000 calibration unit diagram
Рис. 5. Типовая схема испытательного участка СИ расхода (количества) газа на установке УРМЦ-10000
Fig. 5. Standard diagram of the testing site for gas flow (volume) meters at URMC-10000
Примечание. Схема поверки ультразвукового преобразователя расхода газа FLOWSIC 600 на поверочной установке УРМЦ-10000 в центре испытаний СИ «Уральский региональный метрологический центр» ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург». Измерительный трубопровод Ду 400 (16”-ASМЕ 600#). Эталон – турбинный счетчик мастер-класса SM-RI-X-L G6500. Qmin = 500 м3/ч, Qmin = 10 000 м3/ч
Note. Diagram of FLOWSIC 600 ultrasonic gas flow transducer calibration at URMC-10000 calibration unit in the Ural regional metrological centre of Gazprom transgaz Ekaterinburg LLC – the testing centre for measurement tools. DN400 measurement pipeline (16”-ASМЕ 600#). Reference – SM-RI-X-L G6500 turbine master-class meter. Qmin = 500 m3/h, Qmin = 10 000 m3/h.
Рис. 6. Схема испытательного участка УРМЦ-10000
Fig. 6. URMC-10000 testing site diagram
Примечание. Установка поверочная УРМЦ-10000. Измерительный цех № 1. Измерительный трубопровод Ду150 мм (6”). Рабочий эталон – турбинный счетчик SM-RI-X-L G400 Elster-Instromet. Диапазон измерения: Q = 32–650 м3/ч
Note. URMC-10000 calibration unit. Measurement workshop No. 1. DN150 mm (6”) measurement pipeline. Working reference - SM-RI-X-L G400 Elster-Instromet turbine meter. Measurement range: Q = 32–650 m3/h
Рис. 7. Схема испытательного участка УРМЦ-70000
Fig. 7. URMC-70000 testing site diagram
Примечание. Установка поверочная УРМЦ-70000. Измерительный трубопровод Ду500 (20”), труба 508 мм (europipe)
Note. URMC-70000 calibration unit. DN500 (20”) measurement pipeline, 508 mm pipe (europipe)
Рис. 8. Схема УРМЦ после окончания строительства 3 ПК
Fig. 8. URMC diagram after completion of 3 start-up facility
Авторы:
М. Р. Канцеров, ПАО «Газпром» (Санкт-Петербург, РФ), M.Kantserov@adm.gazprom.ru
А. И. Горчев, к.т.н., ФГУП «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» (Казань, РФ), nio13@vniir.org
И. А. Исаев, ФГУП «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии», nio13@vniir.org
А. Б. Яковлев, к.т.н., ФГУП «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии», dobryh@yandex.ru
Литература:
1. Транспортировка. Единая система газоснабжения России [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.gazprom.ru/about/production/transportation/ (дата обращения: 31.05.2019).
2. Горчев А. И., Исаев И. А., Яковлев А. Б. Первичные эталоны единиц расхода природного газа высокого давления // Газовая промышленность. 2018. № 10. С. 110‑116.
3. Исаев И. А., Горчев А. И. Перспективы создания в Российской Федерации государственного первичного специального эталона расхода природного газа высокого давления // Законодательная и прикладная метрология. 2018. № 6. С. 17‑19.
4. Уральский региональный метрологический центр [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://ekaterinburg-tr.gazprom.ru/about/organization/urmc/ (дата обращения: 31.05.2019).
5. CIPM 2005‑09. Subcontracting of measurements under the CIPM MRA [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.bipm.org/cc/CIPM/Allowed/94/SUBCONTRACTCIPM09. pdf (дата обращения: 31.05.2019).
6. Von der Heyde M., Schmitz G., Mickan B. Modeling of the German National Standard for High Pressure Natural Gas Flow Metering in Modelica // Proceedings of the 11th International Modelica Conference. Versailles, France, 2015. P. 663‑670.
7. Mickan B., Toebben H., Johnson A., Kegel T. Final results of bilateral comparison between NIST and PTB for flows of high pressure natural gas [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.bipm.org/utils/common/pdf/final_reports/M/FF-K5/CCM. FF-K5. a. 2. pdf (дата обращения: 31.05.2019).
8. Mickan B., Vallet J.‑P., Li Ch., Wright J. Extended data analysis of bilateral comparisons with air and natural gas up to 5 MPa // Proceedings of the 17th International Flow Measurement Conference, FLOMEKO 2016. Sydney, Australia, 2016. p. [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://ws680. nist. gov/publication/get_pdf. cfm?pub_id=921644 (дата обращения: 31.05.2019).
9. EP Engineering. Datasheet catalogue. HPPP480 – High Pressure Piston Prover [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.ep-e.com/dms/frontend/downloadzip/16/cskvZJPay6 (дата обращения: 31.05.2019).
10. Van der Grinten J., Vieth D., Mickan B. The new Closed Loop pigsar calibration facility and its design uncertainty [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.ptb.de/cms/fileadmin/internet/fachabteilungen/abteilung_1/1.4_gase/Grinten-Vieth-Mickan_.... pdf (дата обращения: 31.05.2019).
HTML
Единая система газоснабжения (ЕСГ) РФ – крупнейшая в мире газотранспортная система, включающая в себя объекты добычи, переработки, транспортировки, хранения и распределения газа в европейской части России и Западной Сибири с общей протяженностью газопроводов на территории РФ 172,1 тыс. км [1]. По данным ПАО «Газпром», в 2017 г. поставки природного газа ЕСГ для внутреннего потребления составили 354 млрд м3, а поставки за пределы РФ осуществлены в размере 232,4 млрд м3 [1]. Основные импортеры российского газа – страны Европы и Турция. Газ экспортируется через несколько трубопроводов, основные из которых «Уренгой – Помары – Ужгород», «Ямал – Европа», «Голубой поток», «Северный поток». Кроме того, осуществляется строительство новых газопроводов: «Сила Сибири» для поставок газа в Китай, «Северный поток - 2» – в Западную Европу и «Турецкий поток» – в Турцию, Южную и Юго-Восточную Европу. Расширение газовых сетей, строительство новых газопроводов приводят к увеличению точек передачи природного газа, и как следствие, растет спрос на достоверные эталонные значения величин для измерений расхода природного газа высокого давления.
В связи с этим важно отметить, что отсутствие в настоящее время государственного первичного специального эталона единиц расхода природного газа высокого давления вынуждает РФ получать единицу измерений в Национальных метрологических институтах (НМИ) США и европейских стран - импортеров российского газа (Германии, Дании, Нидерландов и Франции). Это, в свою очередь, ставит систему экспорта природного газа РФ в зависимое положение.
Национальные первичные эталоны являются высшим звеном системы метрологического обеспечения любого государства.
Наличие национальных первичных эталонов обеспечивает поддержку национальной экономики, защиту отечественных потребителей, экономическую и энергетическую безопасность, престиж государства в мире. В настоящее время только шесть метрологических лабораторий таких стран, как Германия, Дания, Нидерланды, Франция, США и Канада, имеют в своем составе национальные эталоны единиц расхода природного газа высокого давления, характеристики которых подтверждены международными сличениями и представлены в базе данных Международного бюро мер и весов [2].
Создание в РФ государственного первичного специального эталона единиц расхода природного газа высокого давления, в свою очередь, позволит РФ [3]:
– обеспечить выполнение положений «Доктрины энергетической безопасности России», а также Федерального закона № 102 «Об обеспечении единства измерений» в части обеспечения прослеживаемости к государственным первичным эталонам соответствующих единиц величин;
– стать полноправным участником международного проекта EuReGa по формированию единого гармонизированного кубического метра природного газа;
– реализовать положения Программы формирования общего рынка газа Евразийского экономического союза в части обеспечения точности измерений количества и параметров качества газа;
– повысить уровень точности измерений на внутреннем рынке потребления, снизить финансовую нагрузку при строительстве и эксплуатации высокоточных измерительных систем, связанную с необходимостью периодической калибровки расходомеров в реальных условиях эксплуатации.
Для организации воспроизведения и пошаговой передачи единицы расхода газа высокого давления рабочим средствам измерений требуется развитый комплекс метрологического обеспечения, который должен включать в себя следующее [3]:
– государственный первичный специальный эталон, воспроизводящий единицу объемного расхода газа высокого давления;
– источник газа высокого давления (газотранспортная система или локальные хранилища газа);
– измерительную систему для пошаговой калибровки рабочих средств измерений;
– лабораторию для проведения калибровки вспомогательных средств измерений (включая калибровку датчиков давления, температуры, показателей качества газа).
Необходимо отметить, что в РФ Уральский региональный метрологический центр (УРМЦ) ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург» уже имеет необходимую инфраструктуру для создания на его базе государственного первичного специального эталона единиц расхода природного газа высокого давления. Уральский региональный метрологический центр представляет собой комплекс, аттестованный как эталон 1‑го разряда по ГОСТ Р 8.618‑2014, воспроизводящий единицу расхода природного газа с давлением от 5,5 до 7,5 МПа. В его состав входят две поверочные установки: УРМЦ-10000 и УРМЦ-70000, обеспечивающие воспроизведение расхода до 10 000 и 70 000 м3/ч соответственно [4]. В качестве рабочих эталонов используются турбинные расходомеры-счетчики газа типа SM-RI‑X‑L различных типоразмеров (табл. 1), получившие единицу измерений в лаборатории Euroloop (Нидерланды).
В соответствии с Соглашением о сотрудничестве в области создания, хранения и эксплуатации эталонов единиц величин для воспроизведения и передачи единиц объемного и массового расхода природного газа и жидких углеводородных сред между ПАО «Газпром» и Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии (Росстандартом), в настоящее время ФГУП «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» как уполномоченный институт Росстандарта совместно с ПАО «Газпром» ведет разработку предложений по проекту создания государственного первичного специального эталона единиц расхода природного газа высокого давления на базе УРМЦ. Эти предложения, включающие в себя план мероприятий по реализации проекта, касаются также организационных шагов по признанию УРМЦ в качестве национальной лаборатории в рамках государственно-частного партнерства, предусмотренного рекомендациями Международного комитета мер и весов CIPM 2005‑09 [5].
В соответствии с CIPM 2005‑09 между НМИ или другим уполномоченным институтом и сторонней организацией (лабораторией), планирующей проводить измерения и калибровку, должен быть заключен договор субподряда. В договоре субподряда должно быть указано, кто из участников договора – владелец оборудования, кто – пользователь, кто и в каких работах участвует, как организован контроль результатов измерений и др. В общем случае при заключении такого договора субподряда между НМИ и сторонней организацией (лабораторией) должны быть выполнены следующие условия:
– НМИ должен получить документальное подтверждение соответствия указанных возможностей сторонней организации (лаборатории) положениям стандарта ISO 17025 и (или) аналогичных документов;
– НМИ должен взять на себя полную ответственность за выполнение сторонней организацией (лабораторией) работ по договору и их результаты;
– НМИ необходимо описать процесс заключения договора субподряда в системе менеджмента качества института;
– система менеджмента качества сторонней организации (лаборатории) должна содержать описание как минимум той части работ, которая выполняется по соответствующему договору субподряда;
– лаборатории, работающие по договору субподряда о сотрудничестве, могут использоваться НМИ только в том случае, если у лабораторий имеется оборудование/возможности, дополняющие возможности НМИ в соответствующих областях деятельности;
– договор субподряда должен быть ограничен областью деятельности и статусом НМИ.
Основные планируемые мероприятия по созданию на базе УРМЦ государственного первичного специального эталона единиц расхода природного газа высокого давления следующие [3]:
– создание исходной эталонной установки воспроизведения и передачи единиц расхода природного газа высокого давления;
– модернизация УРМЦ для сопряжения исходного эталона с существующей измерительной системой (установка регуляторов давления и расхода, трубопроводной обвязки и т. п.);
– дооснащение УРМЦ необходимым оборудованием для реализации процедуры пошаговой передачи единицы расхода газа рабочим эталонам и средствам измерений от исходного эталона посредством эталонов-переносчиков различного диапазона расхода.
В качестве исходных установок первичных эталонов воспроизведения и передачи единиц расхода природного газа высокого давления в ведущих зарубежных метрологических лабораториях обычно применяют либо поршневые пруверы (трубопоршневые установки) различного типа, либо так называемые PVTt-установки. Принципы действия, преимущества и недостатки этих установок описаны в работе [2]. Сравнительные характеристики исходных установок первичных эталонов единиц расхода природного газа высокого давления европейских метрологических лабораторий представлены в табл. 2.
В связи с реализацией крупных проектов «Северный поток - 2», «Сила Сибири» и «Турецкий поток» необходимо гармонизировать методы и средства воспроизведения и передачи единиц расхода природного газа высокого давления РФ и важнейших импортеров российского природного газа – Германии, Китая и ряда стран Юго-Восточной Европы. Важно отметить, что в качестве национального первичного эталона в Китайской Народной Республике также применен аналог установки HPPP германской лаборатории Pigsar (PTB). По этим причинам целесообразно создать в РФ государственный первичный специальный эталон единиц расхода природного газа высокого давления с использованием в качестве исходной эталонной установки аналога трубопоршневого прувера HPPP.
HPPP отличается от исходных эталонных установок других типов более высокой точностью и широким диапазоном воспроизводимого расхода газа (табл. 2). Благодаря особенностям используемого принципа действия и конструкции [2] установка HPPP также имеет следующие важные преимущества:
– возможность передачи единицы расхода газа расходомерам-счетчикам газа различных типов, тогда как другие первичные эталоны совместимы только с определенными видами эталонов-переносчиков (табл. 2);
– относительно небольшие габариты;
– возможность транспортировки, мобильность;
– возможность подключения как к закольцованной газовой магистрали, так и по байпасной линии к действующему газопроводу без изменения в нем общей величины расхода газа в ходе измерений;
– нелимитированное время для стабилизации течения между моментом пуска газа и началом измерений за счет наличия переключающихся пусковых клапанов [2] при том, что в поршневых пруверах других типов это время существенно ограничено, а в PVTt-установках при измерениях всегда имеют место переходные процессы.
Кроме того, посредством HPPP проведено наибольшее количество калибровок эталонов-переносчиков, его динамические характеристики исследованы [6], а калибровочные и метрологические возможности неоднократно подтверждены результатами международных сличений [7, 8].
Основной модуль используемых в качестве первичных эталонов в Германии и Китае установок HPPP, произведенных компанией EP Engineering [9] (рис. 1), – поршневой прувер высокого давления (рис. 2). Воспроизводимый прувером объемный расход газа определяется по времени вытеснения контрольного объема при движении поршня в трубе-цилиндре [2]. За поршневым прувером последовательно установлены опорные эталоны-переносчики, получившие единицу расхода от HPPP, и пакет параллельно размещенных критических сопел для стабилизации объемного расхода и уменьшения пульсаций давления. Поскольку единица расхода газа в HPPP связана с единицей объема и прослеживается к единице длины, установка также комплектуется системой измерения диаметра и длины (рис. 1).
Важный момент при создании государственного первичного специального эталона – процедура пошаговой передачи единицы расхода от исходного эталона, воспроизводящего относительно малые расходы газа, рабочим эталонам и средствам измерений с большим диапазоном расхода (процедуры bootstrapping [2]). В случае применения HPPP в качестве исходной эталонной установки эта процедура может быть исполнена также по аналогии с алгоритмом, реализованным в лаборатории Pigsar (PTB) [10].
Предполагаемая схема передачи единицы расхода с использованием турбинных расходомеров-счетчиков газа в качестве эталонов-переносчиков и рабочих эталонов будет включать в себя семь шагов передачи (рис. 3):
1) калибровка HPPP посредством оптомеханической измерительной системы, прослеживаемой к единице длины;
2) калибровка опорного эталона-переносчика типоразмера G250 с диапазоном расхода 20‑400 м3/ч;
3) поочередная калибровка посредством опорного эталона-переносчика четырех рабочих эталонов G250 с общим диапазоном расхода 20‑1600 м3/ч;
4) калибровка эталона-переносчика G1000 посредством четырех параллельно установленных рабочих эталонов G250;
5) поочередная калибровка посредством эталона-переносчика G1000 шести рабочих эталонов G1000 и одного рабочего эталона G250 с общим диапазоном расхода 80‑10 000 м3/ч;
6) калибровка эталона-переносчика G6500 посредством параллельно установленных рабочих эталонов G1000 и G250;
7) поочередная калибровка посредством эталона-переносчика G6500 семи рабочих эталонов G6500 с общим диапазоном расхода 500‑70 000 м3/ч.
От рабочих эталонов единица измерения расхода газа передается непосредственно рабочим средствам измерений.
Стоит отметить, что шаги передачи с 3‑го по 7‑й (рис. 3) могут быть выполнены и другим образом с использованием необходимого количества эталонных расходомеров различных типоразмеров, что требует тщательной работы по выстраиванию оптимальной схемы передачи с учетом финансовых затрат, уже существующего в УРМЦ измерительного оборудования и величины неопределенности воспроизведения расхода. Кроме того, для минимизации случайных ошибок и повышения достоверности измерений на соответствующих шагах передачи единицы расхода газа могут быть использованы не один, а два последовательно установленных эталона-переносчика (рис. 1) [7].
Рост величины неопределенности калибровки расходомеров в процессе пошаговой передачи единицы расхода газа будет зависеть от повторяемости результатов измерений калибруемых расходомеров, стабильности температуры измеряемой среды, потерь давления и точности применяемых средств измерений параметров среды. При условии, что расширенная неопределенность калибровки опорных эталонов-переносчиков составляет ~0,08 %, и при предположительном значении неопределенности, связанной с повторяемостью результатов измерений на используемых турбинных расходомерах, около 0,05 % величина расширенной неопределенности калибровки рабочих средств измерений по предложенной схеме при стабильных параметрах измеряемой среды не должна превысить 0,23 %, что соответствует характеристикам ведущих мировых метрологических лабораторий воспроизведения единиц расхода природного газа высокого давления [2].
Реализация вышеописанных мероприятий на базе развитой инфраструктуры метрологического обеспечения УРМЦ позволит создать в РФ государственный первичный специальный эталон единиц расхода газа высокого давления мирового уровня, что даст возможность решить целый ряд задач как на внутреннем рынке газопотребления, так и на рынке экспорта газа, укрепит энергетическую безопасность страны, усилит позиции отечественного топливно-энергетического комплекса в международном метрологическом сообществе по вопросам обеспечения единства измерений расхода природного газа.
Таблица 1. Применяемые в УРМЦ эталонные турбинные расходомеры – счетчики газа
Table 1. Reference turbine gas flow meters used in the URMC
Типоразмер Typical size |
Диапазон расхода, м3/ч Flow range, m3/h |
G400 |
32–650 |
G1000 |
80–1600 |
G2500 |
200–4000 |
G6500 |
500–10 000 |
Таблица 2. Характеристики исходных установок первичных эталонов воспроизведения и передачи единиц объемного расхода природного газа высокого давления
Table 2. Characteristics of reference standards of flow rate units of high-pressure natural gas
Характеристика Characteristic
|
Страна Country |
|||
Германия Germany |
Дания Denmark |
Нидерланды Netherlands |
Франция France |
|
НМИ National Metrological Institute |
PTB |
FORCE |
VSL |
LNE-LADG |
Лаборатория Laboratory |
Pigsar |
FORCE |
Euroloop |
CESAME-EXADEBIT |
Тип исходной эталонной установки Type of reference standard |
Поршневой прувер высокого давления HPPP High pressure piston prover (HPPP) |
Активный поршневой прувер Active piston prover |
Газо-масляный поршневой прувер GOPP Gas-oil piston prover (GOPP) |
PVTt |
Диапазон расхода, м3 / ч Flow range, m3 / h |
3–480 |
5–400 |
5–230 |
10–250 |
Диапазон давления, МПа Pressure range, MPa |
0,8–10 |
0,8–6,5 |
0,8–6,5 |
0,6–5,5 |
Неопределенность, % Uncertainty, % |
0,065 |
0,07 |
0,08 |
0,1 |
Типы испытываемых устройств Types of devices tested |
Турбинные расходомеры, роторные расходомеры, критические сопла, ультразвуковые расходомеры Turbine flow meters, rotary flow meters, sonic nozzles, ultrasonic flow meters |
Специальные роторные расходомеры Special rotary flow meters |
Специальные роторные расходомеры Special rotary flow meters |
Критические сопла Sonic nozzles |
Рис. 1. Схема трубопоршневой эталонной установки EP Engineering [9]: 1 – поршневой прувер высокого давления HPPP; 2 – система измерения диаметра и длины; 3 – критические сопла; 4, 5 – опорные эталоны-переносчики
Fig. 1. Installation diagram of piston standard system EP Engineering [9]: 1 – high pressure piston prover (HPPP); 2 – system for diameter and length measurement; 3 – critical flow nozzles; 4, 5 – reference transfer standards
Рис. 2. Поршневой прувер высокого давления HPPP лаборатории Pigsar [6]
Fig. 2. High pressure piston prover (HPPP) of Pigsar laboratory [6]
Рис. 3. Предполагаемая схема передачи единиц расхода природного газа высокого давления
Fig. 3. Estimated traceability chain for flow rate units of high-pressure natural gas
Авторы:
Л. В. Сарваров, к.т.н., ПАО «Газпром» (Санкт-Петербург, РФ), L.Sarvarov@adm.gazprom.ru
Г. В. Сорокина, ООО «Газпром трансгаз Саратов» (Саратов, РФ), Sorokina-GV@utg.gazprom.ru
Литература:
1. Федеральный закон от 28.06.2008 № 102‑ФЗ «Об обеспечении единства измерений» [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_77904/ (дата обращения: 03.06.2019).
2. Федеральный закон от 28.12.2013 № 412‑ФЗ «Об аккредитации в национальной системе аккредитации» [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_156522/ (дата обращения: 03.06.2019).
3. СТО Газпром 5.0‑2008. Обеспечение единства измерений. Метрологическое обеспечение в ОАО «Газпром». Основные положения. М.: ОАО Газпром, 2009 (М.: Полиграф Дизайн). 58 с.
4. Постановление Правительства Российской Федерации от 23.09.2010 г. № 734 «Об эталонах единиц величин, используемых в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/902237811 (дата обращения: 03.06.2019).
5. Постановление Правительства РФ от 20.04.2010 № 250 «О перечне средств измерений, поверка которых осуществляется только аккредитованными в установленном порядке в области обеспечения единства измерений государственными региональными центрами метрологии» [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/902211148 (дата обращения: 03.06.2019).
6. Приказ Минэкономразвития РФ от 30.05.2014 № 326 «Об утверждении Критериев аккредитации, перечня документов, подтверждающих соответствие заявителя, аккредитованного лица критериям аккредитации, и перечня документов в области стандартизации, соблюдение требований которых заявителями, аккредитованными лицами обеспечивает их соответствие критериям аккредитации» [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/420203443 (дата обращения: 03.06.2019).
7. ГОСТ ИСО/МЭК 17025‑2009. Общие требования к компетентности испытательных и калибровочных лабораторий [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/gost-iso-mek-17025‑2009 (дата обращения: 03.06.2019).
8. Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке, утв. Приказом Министерства промышленности и торговли РФ от 02.07.2015 г. № 1815 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/420287558 (дата обращения: 03.06.2019).
9. Приказ Министерства промышленности и торговли РФ от 28.12.2018 № 5329 «О внесении изменений в «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке» [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://minjust.consultant.ru/documents/41835 (дата обращения: 03.06.2019).
10. СТО Газпром 5.80‑2019. Обеспечение единства измерений. Положение о Системе калибровки средств измерений ПАО «Газпром» [Электронный ресурс]. Режим доступа: ограниченный.
11. СТО Газпром 5.79‑2019. Обеспечение единства измерений. Калибровка средств измерений. Организация и порядок проведения. Основные положения [Электронный ресурс]. Режим доступа: ограниченный.
12. Перечень измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений, утв. приказом Министерства энергетики РФ от 15.03.2016 № 179 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/420346000 (дата обращения: 03.06.2019).
13. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности, утв. приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 12.03.2013 № 101 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.ptb72.ru/upload/Prikaz_RTN_ot_12.03.13__101.pdf (дата обращения: 03.06.2019).
HTML
Уровень современного предприятия определяется среди прочего состоянием метрологического обеспечения, а также способностью организовать непрерывное развитие измерительных возможностей. Важно, чтобы в процессе проводимых измерений имелась возможность точно и достоверно получать значения измеряемых физических величин.
На объектах добычи, транспорта, подземного хранения и переработки углеводородов ПАО «Газпром» эксплуатируются более 2 млн ед. средств измерений (СИ), в том числе относящихся в соответствии с Федеральным законом «Об обеспечении единства измерений» [1] к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений (ГРОЕИ) и подлежащих поверке.
Поверка СИ осуществляется в аккредитованных в соответствии с Федеральным законом [2] лабораториях метрологических служб дочерних обществ и организаций ПАО «Газпром», а также в государственных региональных центрах метрологии, государственных научных метрологических институтах Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарта) или аккредитованных лабораториях специализированных организаций.
В соответствии с корпоративным стандартом [3], СИ, не относящиеся к сфере ГРОЕИ, подвергаются периодической калибровке.
ЭТАЛОННАЯ БАЗА МЕТРОЛОГИЧЕСКИХ ЛАБОРАТОРИЙ
Технической основой системы измерений ПАО «Газпром» служат эталоны и средства калибровки (рис. 1). В настоящее время эталонная база компании – это развитый технический комплекс, состоящий из более чем 10 тыс. эталонов и средств калибровки. Больше половины эталонов единиц величин применяется в сфере ГРОЕИ и аттестовано в соответствии с постановлением Правительства РФ «Об эталонах единиц величин, используемых в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» [4].
В дочерних обществах и организациях ПАО «Газпром» проводится планомерное обновление эталонов и средств калибровки. При планировании совершенствования эталонной базы учитываются не только первоочередные потребности в метрологическом обеспечении СИ на эксплуатируемых объектах, но и строящихся стратегических системообразующих объектах. Для метрологического обслуживания СИ необходимо стремиться поддерживать средний возраст эталонов и средств калибровки на уровне промышленно развитых стран.
В настоящее время в дочерних обществах ПАО «Газпром» основных направлений деятельности функционируют 316 метрологических лабораторий. Информация о лабораториях по направлениям деятельности ПАО «Газпром» представлена на рис. 2.
Аттестованными специалистами метрологических лабораторий выполняются работы по поверке и калибровке СИ, аттестации испытательного оборудования.
ПОВЕРКА СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЙ
Постановлением Правительства РФ [5] определен перечень СИ, поверка которых осуществляется только государственными региональными центрами метрологии, который охватывает не более 5 % СИ, применяемых в ПАО «Газпром». Поверку СИ, не включенных в указанный перечень, юридические лица имеют право осуществлять самостоятельно после прохождения процедуры аккредитации в национальной системе [2].
Объекты ПАО «Газпром» расположены в различных регионах страны, в том числе труднодоступных районах. Региональные структуры Росстандарта имеются не везде или находятся на значительном удалении от промышленных площадок и филиалов дочерних обществ, особенно в восточной части РФ. Поэтому территориальная удаленность объектов, необходимость наличия большого обменного фонда СИ, транспортные затраты служат основополагающими факторами при планировании работ по аккредитации метрологических лабораторий.
В ПАО «Газпром» в целях поверки СИ собственными лабораториями проводится планомерная работа по аккредитации и подтверждению компетентности в национальной системе аккредитации метрологических служб дочерних обществ и организаций на соответствие требованиям, установленным документами [6, 7].
По состоянию на 01.05.2019 г. в национальной системе аккредитации на право поверки СИ аккредитованы метрологические лаборатории 19 дочерних обществ и организаций ПАО «Газпром». В 2018 г. аккредитованными лабораториями проведена поверка 220,7 тыс. ед. СИ (рис. 3), что составляет 41 % от всех поверенных приборов.
При выполнении поверки СИ метрологические лаборатории строго руководствуются документом, утвержденным приказом Министерства промышленности и торговли РФ [8]. ПАО «Газпром» выступило одним из основных инициаторов внесения изменений в действующий порядок, который ограничивал поверку многодиапазонных и многопредельных СИ, а также СИ, воспроизводящих и измеряющих несколько физических величин, имеющих несколько автономных измерительных каналов и т. д. Эти ограничения не позволяли выполнять поверку СИ лабораториями ПАО «Газпром», а необходимость поверки указанных СИ в органах Росстандарта, имеющих более широкую номенклатуру специализированных эталонов, приводила к дополнительным финансовым затратам.
Приказом Министерства промышленности и торговли РФ [9] внесены изменения в Порядок проведения поверки средств измерений [8], которые позволили снять указанные ограничения, и теперь аккредитованные лаборатории могут поверять большее количество СИ имеющимися эталонами.
КАЛИБРОВКА СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЙ
Средства измерений, не относящиеся к сфере ГРОЕИ, в соответствии с Законом [1] и корпоративным документом [3] подлежат процедуре калибровки. Более 1,4 млн ед., или 70 % всех находящихся в эксплуатации СИ ПАО «Газпром», калибруются с установленной периодичностью. Калибровка СИ в основном проводится в аккредитованных лабораториях дочерних обществ и организаций ПАО «Газпром».
В ПАО «Газпром» функционирует корпоративная система калибровки. По состоянию на 01.05.2019 г. в системе аккредитации ПАО «Газпром» аккредитованы на право калибровки СИ 297 метрологических лабораторий 27 дочерних обществ и организаций (рис. 4). Кроме этого, часть лабораторий аккредитована в Российской системе калибровки (РСК).
В 2018 г. аккредитованными лабораториями ПАО «Газпром» проведена калибровка 772,4 тыс. ед. СИ, что составляет 99 % от всех калиброванных приборов.
В целях совершенствования системы калибровки ПАО «Газпром» (СКГ) утверждены и с 01.06.2019 г. введены в действие документы, регламентирующие Положение о Системе калибровки средств измерений ПАО «Газпром» [10] и организацию и порядок калибровки средств измерений [11].
В ранее действующей структуре аккредитации СКГ отсутствовали участники, призванные решать такие задачи, как разработка методик калибровки, оценка их пригодности, разработка методик оценки неопределенностей и др. Решение этих задач выступает одним из условий обеспечения метрологической прослеживаемости результатов калибровки.
В СКГ предусмотрено наличие научно-методического центра, основными функциями которого стали: разработка документов СКГ; разработка предложений по совершенствованию деятельности СКГ; координация деятельности участников СКГ по вопросу разработки методик калибровки СИ; оказание консультационных услуг по вопросам калибровки СИ; рассмотрение и подготовка ответов на обращения участников СКГ и иных юридических лиц по вопросам, связанным с деятельностью СКГ; проведение метрологической экспертизы методик калибровки СИ; взаимодействие с научными институтами и другими организациями по вопросам организации и проведения калибровки СИ; информационное обеспечение деятельности СКГ (ведение фонда методик калибровки СИ и нормативных документов по калибровочной деятельности, издание информационных материалов по деятельности СКГ, формирование и ведение Реестра аккредитованных лиц).
Научно-методический центр СКГ в первую очередь должен стать научной основой дальнейшего развития деятельности СКГ.
Стандартом организации [10] определены структура и система управления Системы калибровки средств измерений ПАО «Газпром». В данном документе определен порядок аккредитации, расширения, сокращения области аккредитации в СКГ, сформулированы основные требования к калибровочным лабораториям, претендующим на подтверждение соответствия требованиям СКГ. В качестве одного из обязательных требований выступает наличие Руководства по качеству организации и выполнения калибровочных работ, описывающего все элементы и процедуры, обеспечивающие соответствие предъявляемым требованиям.
В целях повышения общего уровня развития калибровочной деятельности введен отдельный документ «Калибровка средств измерений. Организация и порядок проведения. Основные положения» [11]. Данный документ устанавливает требования к калибровочным лабораториям, средствам калибровки, условиям проведения калибровочных работ, наличию необходимой нормативной документации, организации и порядку проведения калибровочных работ, оформлению результатов калибровки. Отдельные разделы посвящены калибровочным клеймам, изложен порядок аттестации специалистов для проведения калибровочных работ и требования к методикам калибровки СИ.
Внедрение и соблюдение требований указанных документов позволит повысить качество выполнения калибровочных работ.
НЕОБХОДИМОСТЬ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ НОРМАТИВНО-ПРАВОВОЙ БАЗЫ
Развитие газовой отрасли, строительство новых объектов, реконструкция и модернизация объектов и оборудования приводит к оснащению новыми СИ, внедрению современных методик (методов) измерений, увеличению количества эксплуатируемых СИ.
Важным элементом в метрологическом обеспечении производства является правильное отнесение СИ к сфере ГРОЕИ, где СИ подвергаются обязательной поверке, или установление применения СИ вне сферы государственного регулирования, где СИ подвергаются калибровке или добровольной поверке. Сферы государственного регулирования обеспечения единства измерений определены в части 3 статьи 1 Федерального закона [1], в соответствии с которой федеральные органы исполнительной власти, осуществляющие нормативно-правовое регулирование в областях деятельности, по согласованию с федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке государственной политики и нормативно-правовому регулированию в области обеспечения единства измерений, определяют измерения, относящиеся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, и устанавливают к ним обязательные метрологические требования, в том числе показатели точности измерений.
Департаментом государственной политики в области технического регулирования и обеспечения единства измерений Минпромторга России согласованы перечни измерений, подготовленные министерствами и ведомствами РФ, по отнесению применяемых измерений к сфере государственного регулирования. Даже при наличии перечней измерений из‑за неоднозначного толкования положений документов возникают трудности при работе с надзорными органами.
Примером служит применение в производственно-хозяйственной деятельности
ПАО «Газпром» «Перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений» [12]. Перечень содержит обобщения, приводящие к возможности необоснованного отнесения ряда измерений количества (расхода) энергетических ресурсов, используемых на собственные нужды организации, к сфере ГРОЕИ:
– измерения количества природного газа, принадлежащего Обществу, за который был уплачен налог на добычу полезных ископаемых, расходуемого на технологические и собственные нужды;
– измерения количества природного газа при передаче от одного дочернего общества другому дочернему обществу в целях дальнейшей транспортировки или хранения;
– измерения количества нефтепродуктов собственного производства или приобретенных по договорам купли-продажи, выполняемые в целях технического учета при их дальнейшем распределении (транспортировке), хранении и потреблении на собственные нужды дочерних обществ с применением резервуаров и топливно-раздаточных колонок;
– измерения количества электрической энергии, выполняемые в целях ее технического учета при потреблении на хозяйственные и производственные нужды дочерних обществ.
Вышеперечисленные измерения в соответствии с нормативными правовыми актами РФ не относились к сфере ГРОЕИ, а применяемые СИ подвергались в добровольном порядке калибровке или поверке. Учет и эффективность использования указанных энергетических ресурсов регламентируется внутренними (корпоративными) документами организации, и отнесение этих измерений к сфере ГРОЕИ представляется избыточным и экономически неоправданным.
В то же время государственные надзорные органы на основании приказа [12] требуют относить указанные измерения, фактически выполняемые в целях технического учета при осуществлении хозяйственной деятельности организации, к сфере ГРОЕИ. Это приводит к дополнительным издержкам Общества на организацию работ по внесению в федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений технических устройств, не являющихся СИ (например, резервуары для хранения нефтепродуктов), аттестацию методик (методов) измерений, поверке большого количества СИ.
Для устранения неоднозначного толкования положений документа [12] ПАО «Газпром» проводит планомерную работу с Минпромторгом России и Минэнерго России по внесению изменений в перечень, касающихся исключения из сферы ГРОЕИ измерений количества (расхода) энергетических ресурсов, выполняемых в целях технического учета при их переработке, распределении (транспортировке), хранении и потреблении на собственные нужды организации.
При этом надо отметить, что для определенной части измерений Федеральный закон [1] не предусматривает разработку федеральными органами исполнительной власти соответствующего Перечня измерений, относящихся к сфере ГРОЕИ. В частности, это касается измерений при осуществлении производственного контроля за соблюдением установленных законодательством РФ требований промышленной безопасности к эксплуатации опасного производственного объекта (пункт 6 части 3 статьи 1 Федерального закона [1]).
Нормативные документы Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору допускают как поверку, так и калибровку СИ, применяемых на опасных производственных объектах (ОПО). Тем не менее не во всех нормах и правилах в области промышленной безопасности установлены обязательные метрологические требования, в том числе показатели точности к измерениям. Например, в соответствии с пунктом 13 Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности [13] «средства измерения, используемые на ОПО на всех стадиях и при всех видах работ, должны быть поверены в соответствии с Федеральным законом от 26.06.2008 г. № 102‑ФЗ «Об обеспечении единства измерений». В соответствии с законом [1], поверка СИ – это совокупность операций, выполняемых в целях подтверждения соответствия СИ метрологическим требованиям. Если эти требования не установлены, в том числе показатели точности измерений, то что будет подтверждено поверкой? И какие СИ относить к поверке? Такие пробелы в нормативных документах должны быть исправлены.
В целях исключения разногласий, возникающих при проведении федерального государственного надзора в части правильности отнесения измерений, выполняемых на ОПО, к сфере ГРОЕИ, а также исключения необоснованных затрат на метрологическое обеспечение на ОПО необходимо продолжить совместно с Министерством промышленности и торговли и Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору (Ростехнадзором) решение вопроса о порядке установления:
– перечня измерений, выполняемых на ОПО, относящихся к осуществлению производственного контроля за соблюдением установленных законодательством РФ требований промышленной безопасности к эксплуатации ОПО;
– обязательных метрологических требований и требований к показателям точности, которые должны быть обеспечены при выполнении указанных измерений.
Ввод в эксплуатацию новых объектов добычи, переработки, транспортировки, хранения и поставки углеводородов, необходимость планомерного повышения эффективности технологических процессов и повышения качества продукции требует постоянного совершенствования метрологического обеспечения производственной деятельности. Дальнейшее развитие нормативно-методической и эталонной базы, системная организация работ по передаче размерности единиц величин и обеспечения единства измерений в рамках системы калибровки служат эффективными инструментами в решении указанных задач.
Рис. 1. Информация о количестве эксплуатируемых эталонов и средств калибровки в ПАО «Газпром»
Fig. 1. Information on the amount of measurement standards and calibration facilities
in use at Gazprom PJSC
Рис. 2. Информация о количестве лабораторий по основным направлениям деятельности дочерних обществ ПАО «Газпром»
Fig. 2. Information on the amount of laboratories related to Gazprom PJSC subsidiaries' core activities
Рис. 3. Соотношение поверенных в 2017 и 2018 г. средств измерений в сторонних организациях и аккредитованных лабораториях ПАО «Газпром»
Fig. 3. Ratio of measuring equipment verified in 2017 and 2018 by third-party organizations and Gazprom PJSC accredited laboratories
Рис. 4. Информация о количестве аккредитованных метрологических лабораторий ПАО «Газпром»
Fig. 4. Information on the amount of Gazprom PJSC accredited metrology laboratories
Авторы:
Л.А. Конопелько, д.т.н., профессор, ФГУП «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологии имени Д.И. Менделеева» (Санкт-Петербург, РФ), fhi@b10.vniim.ru
Л.В. Сарваров, к.т.н., ПАО «Газпром» (Санкт-Петербург, РФ), L.Sarvarov@adm.gazprom.ru
С.В. Замахин, ПАО «Газпром», S.Zamakhin@adm.gazprom.ru
А.В. Колобова, к.т.н., ФГУП «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологии имени Д.И. Менделеева», fhi@b10.vniim.ru
Т.А. Попова, к.х.н., ФГУП «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологии имени Д.И. Менделеева», popova@b10.vniim.ru
А.В. Мешков, ФГУП «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологии имени Д.И. Менделеева», amesh@b10.vniim.ru
Н.О. Пивоварова, ФГУП «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологии имени Д.И. Менделеева», nop@b10.vniim.ru
Литература:
1. ГОСТ 31371.1–2008 (ИСО 6974-1:2000D). Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Ч. 1. Руководство по проведению анализа [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200068111 (дата обращения: 09.06.2019).
2. ГОСТ 31371.2–2008 (ИСО 6974-2:2001). Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Ч. 2. Характеристики измерительной системы и статистические оценки данных [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200068111 (дата обращения: 09.06.2019).
3. ГОСТ 31371.3–2008 (ИСО 6974-3:2000). Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Ч. 3. Определение водорода, гелия, кислорода, азота, диоксида углерода и углеводородов до С(8) с использованием двух насадочных колонок [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200068111 (дата обращения: 09.06.2019).
4. ГОСТ 31371.4–2008 (ИСО 6974-4:2000). Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Ч. 4. Определение азота, диоксида углерода и углеводородов С1–С5 и С6+ в лаборатории и с помощью встроенной измерительной системы с использованием двух колонок. М.: Стандартинформ, 2009. 16 с.
5. ГОСТ 31371.5–2008 (ИСО 6974-5:2000). Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Ч. 5. Определение азота, диоксида углерода и углеводородов С1–С5 и С6+ в лаборатории и при непрерывном контроле с использованием трех колонок [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://online.zakon.kz/Document/?doc_id=30809943#pos=24;-46 (дата обращения: 09.06.2019).
6. ГОСТ 31371.6–2008 (ИСО 6974-6:2002). Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Ч. 6. Определение водорода, гелия, кислорода, азота, диоксида углерода и углеводородов С1–С8 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200068106 (дата обращения: 09.06.2019).
7. ГОСТ 31371.7–2008. Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Ч. 7. Методика выполнения измерений молярной доли компонентов [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200068105 (дата обращения: 09.06.2019).
8. ГОСТ 31369–2008 (ИСО 6976:1995). Газ природный. Вычисление теплоты сгорания, плотности, относительной плотности и числа Воббе на основе компонентного состава [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/gost-31369-2008 (дата обращения: 09.06.2019).
9. ГОСТ 31370–2008 (ИСО 10715:1997). Газ природный. Руководство по отбору проб [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200068112 (дата обращения: 09.06.2019).
10. СТО Газпром 5.27–2009. Обеспечение единства измерений. Порядок определения теплоты сгорания смешанных потоков природного газа при проведении взаиморасчетов [Электронный ресурс]. Режим доступа: ограниченный.
11. СТО Газпром 5.45–2013. Газ горючий природный. Определение молярной доли метанола хроматографическим методом. М.: ОАО «Газпром», 2014. 37 с.
12. СТО Газпром 5.47–2014. Обеспечение единства измерений. Газ горючий природный. Определение массовой концентрации диэтиленгликоля хроматографическим методом. М.: ОАО «Газпром», 2014. 39 с.
13. Р Газпром 5.20–2014. Обеспечение единства измерений. Газ горючий природный. Определение содержания механических примесей [Электронный ресурс]. Режим доступа: ограниченный.
14. ГОСТ Р 53367–2009. Газ горючий природный. Определение серосодержащих компонентов хроматографическим методом [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200073043 (дата обращения: 09.06.2019).
15. ГОСТ 22387.2–97. Газы горючие природные. Методы определения сероводорода и меркаптановой серы [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200004361 (дата обращения: 09.06.2019).
16. СТО Газпром 5.69–2016. Обеспечение единства измерений. Методика измерений массовой концентрации сернистых компонентов при их высоком содержании (более 50 мг/м3) в природном газе хроматографическим методом [Электронный ресурс]. Режим доступа: ограниченный.
17. СТО Газпром 5.67–2016. Методика измерений молярной доли компонентов и определения физико-химических показателей природного газа для узлов измерений с переменным составом газа [Электронный ресурс]. Режим доступа: ограниченный.
18. ГОСТ Р 54484–2011. Газы углеводородные сжиженные. Методы определения углеводородного состава [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200087946 (дата обращения: 09.06.2019).
19. ГОСТ 8.616–2013. Государственная система обеспечения единства измерений (ГСИ). Лабораторные и потоковые хроматографы для контроля углеводородного состава сжиженных углеводородных газов. Методика поверки [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200106909 (дата обращения: 09.06.2019).
20. Бешлеев С., Абдиралиев С. Анализ российского рынка конденсата и прогноз его развития. [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://neftegaz.ru/science/petrochemistry/331803-analiz-rossiyskogo-rynka-kondensata-i-prognoz-ego-... (дата обращения: 09.06.2019).
21. СТО Газпром 5.46–2013. Локальные поверочные схемы для средств измерений содержания компонентов в конденсате газовом нестабильном. М.: ОАО «Газпром», 2015. 29 с.
22. ГОСТ Р 8.819–2013. Государственная система обеспечения единства измерений (ГСИ). Государственная поверочная схема для средств измерений, используемых при определении компонентного состава газового конденсата [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200104268 (дата обращения: 09.06.2019).
23. ГОСТ Р 57851.1–2017. Смесь газоконденсатная. Часть. 1. Газ сепарации. Определение компонентного состава методом газовой хроматографии [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200157394 (дата обращения: 09.06.2019).
24. ГОСТ Р 57851.2–2017. Смесь газоконденсатная. Часть. 2. Конденсат газовый нестабильный. Определение компонентно-фракционного состава методом газовой хроматографии с предварительным разгазированием пробы [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200157479 (дата обращения: 09.06.2019).
25. ГОСТ Р 57851.3–2017. Смесь газоконденсатная. Часть 3. Конденсат газовый нестабильный. Определение компонентно-фракционного состава методом газовой хроматографии без предварительного разгазирования пробы [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200157395 (дата обращения: 09.06.2019).
26. Перечень поручений Президента РФ правительству о развитии проектов производства сжиженного природного газа: совещание о развитии проектов производства сжиженного природного газа № Пр-2699 от 25.12.2017 [Электронный ресурс]. Режим доступа: ограниченный.
27. Программа развития малотоннажного производства и использования сжиженного природного газа: Постановление Правления ПАО «Газпром» от 26.10.2016 [Электронный ресурс]. Режим доступа: ограниченный.
28. ГОСТ Р 56021–2014. Газ горючий природный сжиженный. Топливо для двигателей внутреннего сгорания и энергетических установок. Технические условия [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200110779 (дата обращения: 09.06.2019).
HTML
Эффективная деятельность ПАО «Газпром» невозможна без метрологического обеспечения всех технологических этапов, включая добычу, переработку, транспортировку, хранение и поставку потребителям углеводородного сырья и продуктов его переработки.
От уровня метрологического обеспечения непосредственно зависит как достоверность оценки качества продукции, так и обоснованность принимаемых решений при разработке и использовании современных технологий в производственных процессах.
Первоочередная задача
ПАО «Газпром» – необходимость обеспечения достоверности оценки качества природного газа (ПГ), в том числе и при поставках его за рубеж.
Другие важные задачи – метрологическое обеспечение контроля качества сжиженного углеводородного газа (СУГ), а в последние годы – конденсата газового нестабильного (КГН) и сжиженного природного газа (СПГ).
Вопросы метрологического обеспечения контроля показателей качества углеводородных сред в значительной степени решены в рамках сотрудничества с ФГУП «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологии имени Д. И. Менделеева» (ВНИИМ имени Д. И. Менделеева), являющегося хранителем государственного первичного эталона единиц молярной доли, массовой доли и массовой концентрации компонентов в газовых и газоконденсатных средах ГЭТ 154, который в связи с расширением сферы применения, начиная с 1988 г., совершенствовался и переутверждался в 2001, 2011 и 2016 г.
С учетом особенностей и различных подходов к измерению компонентного состава ПГ, СУГ, КГН и СПГ рассмотрим вопросы современного состояния метрологического обеспечения по каждому объекту отдельно.
ПРИРОДНЫЙ ГАЗ
ПАО «Газпром» занимает лидирующие позиции на рынке ПГ и постоянно уделяет внимание вопросам совершенствования методов и средств контроля качества ПГ и актуализации нормативно-технической базы.
Единая система газоснабжения (ЕСГ) РФ – самая большая по протяженности в мире и имеет сложную разветвленную структуру, в рамках которой происходит смешение газовых потоков от различных источников, поступающих в магистральные газопроводы и имеющих значительные отличия по компонентному составу, давлению и температуре. Сложная система конфигураций характерна также и для систем газоснабжения региональных объектов, например, крупных городов. При этом отдельным ответственным участком работы служит учет большого объема экспортных поставок ПГ.
Для проведения учетно-коммерческих операций с многочисленными потребителями необходима информация о компонентном составе и физико-химических показателях поставляемого ПГ практически в каждой точке передачи.
Важный подход, который применяется для решения задач коммерческого учета, – соответствие национальных и межгосударственных стандартов с международными стандартами ISO. Процедура гармонизации основополагающих стандартов, регламентирующих определение компонентного состава ПГ, отбор проб и вычисление физико-химических показателей, начата ВНИИМ имени Д. И. Менделеева с использованием аттестованного программного обеспечения в рамках научно-исследовательской работы (НИР) с 2006 г. [1‑11].
В настоящее время в соответствии с Программой разработки национальных стандартов в рамках МТК52/ТК52 «Природный и сжиженные газы» проводится пересмотр действующих ГОСТ 31371.1‑2008 [1] и ГОСТ 31371.2‑2008 [2] в связи с внедрением новых версий стандартов ISO 6974‑1:2012 и ISO 6974‑2:2012.. (Протоколом заседания ТК 052 от 29‑30.11.2018 г. по итогам заочного голосования утверждены окончательные редакции стандартов и направлены на голосование членам МТК 52, а также в страны – члены СНГ.)
Для определения показателей качества природного газа на узлах измерений газа, как правило, используется сложное и дорогостоящее оборудование, установка которого на каждом пункте передачи, принимая во внимание размеры ЕСГ и число потребителей, практически невыполнима с финансовой точки зрения.
Вариант отбора проб в баллоны с последующим их анализом в лабораториях имеет ограниченные возможности для организации удовлетворительной периодичности контроля одновременно в нескольких точках.
Эти обстоятельства потребовали разработки нормативного документа, регламентирующего алгоритмы, позволяющие с достаточной степенью точности проводить расчеты показателей качества для смешанных потоков газа, а также газа, транспортируемого по системам сложной конфигурации, тем самым способствовать оптимизации количества мест размещения узлов контроля качества газа в газовых сетях.
Для решения данной проблемы проведена НИР, в ходе которой разработан способ вычисления теплоты сгорания газа для сетей сложной конфигурации на основе выделения шести отдельных упрощенных структурных элементов, для которых предложены теоретически обоснованные модели расчета теплоты сгорания, подтвержденные результатами экспериментальных исследований с применением комплекса хроматографической аппаратуры государственного первичного эталона ГЭТ 154‑01.
Результаты выполненной работы положены в основу стандарта СТО Газпром 5.27‑2009 [10].
Несколько НИР посвящено разработке новых методов измерений для определения отдельных компонентов, присутствующих в добываемом и транспортируемом ПГ, и оформлено в виде ГОСТ Р, СТО Газпром и Р Газпром. К ним относятся:
– СТО Газпром 5.45‑2013 [11], регламентирующий три метода отбора проб ПГ, содержащего метанол, на сорбционные трубки, в поглотители с водой и в баллоны-пробоотборники и три методики измерений молярной доли метанола хроматографическим методом в зависимости от метода отбора проб с обобщенным рабочим диапазоном от 0,0005 до 0,05 %. В методиках измерений при отборе проб с предварительным концентрированием в воде или на силикагеле приведены два метода проведения градуировки хроматографов: по растворам метанола в воде и по растворам метанола в воде с внутренним стандартом, обеспечивающим более высокую точность результатов. В методике без предварительного концентрирования используется метод абсолютной градуировки с применением разработанных стандартных образцов метанола в метане;
– СТО Газпром 5.47‑2013 [12], устанавливающий методы отбора проб ПГ, содержащего диэтиленгликоль (ДЭГ) в виде аэрозоля с применением аэрозольных или стекловолоконных фильтров (мембран) и в виде пара, увеличение содержания которого возможно из‑за повышения температуры газа или других причин, с использованием сорбционных трубок с силикагелем. Измерение массовой концентрации ДЭГ хроматографическим методом проводится в диапазоне 0,20…30 мг/м3 для ДЭГ в виде аэрозоля и в диапазоне 0,05…10 мг/м3 для ДЭГ в виде пара;
– Р Газпром 5.20‑2014 [13], определяющие обоснованные теоретическими и экспериментальными исследованиями оптимальные режимы отбора проб ПГ для контроля содержания механических примесей на основе критерия близости коэффициента аспирации к единице для четырех схем отбора проб с учетом следующих параметров: линейная скорость газового потока, размеры частиц механических примесей, а также диаметры газопровода, байпасной трубы и пробоотборной трубки.
Рекомендованы два метода отбора проб: с использованием пробоотборного зонда, установленного в газопровод, и непосредственно из байпасной трубы без возврата газа в магистральный газопровод. Указаны условия, при которых обеспечивается удовлетворительная представительность отобранных проб. Измерение массовой концентрации пыли осуществляется гравиметрическим методом в диапазоне 0,10…100 мг/м3 при линейной скорости потока ПГ в газопроводе не более 25 м/с;
– ГОСТ Р 53367‑2009 [14], регламентирующий методику измерений массовой концентрации серосодержащих компонентов (сероводород, карбонилсульфид, метилмеркаптан, этилмеркаптан, пропилмеркаптан, изопропилмеркаптан, втор-бутилмеркаптан, трет-бутилмеркаптан, изобутилмеркаптан, бутилмеркаптан) хроматографическим методом в диапазоне от 1 до 50 мг/м3 в ПГ, подготовленном к транспортированию. В стандарте приведены алгоритмы вычисления общей и меркаптановой серы; стандарт обеспечивает более высокую точность измерений по сравнению с действующим стандартом ГОСТ 22387.2‑97 [15];
– СТО Газпром 5.69‑2016 [16], регламентирующий методику измерений массовой концентрации серосодержащих компонентов (сероводорода, меркаптанов С1–С4, карбонилсульфида и сероуглерода, диметилсульфида, метилэтилсульфида и диэтилсульфида) хроматографическим методом с применением масс-спектрометрического детектора в диапазоне от 1 до 1,2·106 мг/м3 для сероводорода и от 1 до 1,5·103 мг/м3 для других серосодержащих компонентов в добываемом высокосернистом ПГ.
Разработка данной методики позволила получать достоверную информацию о количественном и качественном составе серосодержащих компонентов, которая необходима для решения технических, технологических и экологических задач на современном техническом уровне при снижении трудоемкости, устранении контакта оператора с вредными веществами по сравнению с применяемыми ранее химическими методами анализа;
– СТО Газпром 5.67‑2016 [17], устанавливающий методику измерений молярной доли компонентов ПГ переменного состава с помощью лабораторных и потоковых аппаратно-программных хроматографических комплексов в диапазонах, указанных в [7], а также вычисления физико-химических показателей ПГ при проведении коммерческих расчетов на поставку газа. Необходимость разработки стандарта вызвана сложностями при аналитических измерениях показателей качества ПГ как на стадиях добычи, подготовки и транспортировки по ЕСГ, так и при получении от поставщиков и передаче газа потребителям в случаях, когда состав газа непостоянен во времени ввиду смешения различных газовых потоков. В данной ситуации оптимальным решением становится применение методики измерений молярной доли компонентов ПГ с использованием градуировочных зависимостей во всем рабочем диапазоне содержания компонентов. Методика измерений, изложенная в [17], разработана на основании проведенных экспериментальных исследований метрологических характеристик и областей линейности сигналов детекторов по всем определяемым компонентам практически на всех типах хроматографических комплексов, применяемых в ПАО «Газпром» для контроля качества газа, и обеспечивает требуемую точность вычисленных значений физико-химических показателей качества газа.
Результаты измерений по всем приведенным выше нормативным документам подтверждаются прослеживаемостью к государственному первичному эталону ГЭТ 154‑2011 путем использования для градуировки и контроля правильности стандартных образцов утвержденного типа.
СЖИЖЕННЫЕ УГЛЕВОДОРОДНЫЕ ГАЗЫ
Начало разработки документов по метрологическому обеспечению контроля качества СУГ проведено ВНИИМ имени Д. И. Менделеева в рамках выполнения НИР в течение 2008‑2010 гг.
На основании анализа действующих в этот период отечественных и зарубежных стандартов, регламентирующих требования к составу и методам анализа состава товарных марок СУГ, обоснованы требования: к номенклатуре и диапазонам определяемых компонентов СУГ, к значениям расширенной неопределенности результатов измерений в зависимости от диапазонов измерений, выбору единицы измерений при определении компонентного состава и методики градуировки хроматографа, а также сформулирована концепция и основные положения практической реализации схемы воспроизведения и передачи единицы молярной доли компонентов СУГ.
В концепции системы метрологического обеспечения контроля качества СУГ сформулированы требования к метрологическим характеристикам эталонов сравнения (ЭС) и ГСО-СУГ (государственные стандартные образцы) 1‑го разряда (имитаторам состава СУГ), а также к рабочим средствам измерений (СИ). При передаче единицы молярной (массовой) доли от ЭС к ГСО-СУГ обеспечивается запас по точности, равный 2, при передаче единицы от ГСО-СУГ к рабочим хроматографам – запас по точности, равный 3.
Для функционирования системы метрологического обеспечения контроля качества СУГ разработан комплект ЭС и ГСО-СУГ 1‑го разряда, компонентный состав которых соответствует составу товарных марок СУГ (ПТ, СПБТ, БТ, ПА, ПБА, ПБТ) в специализированных баллонах постоянного давления поршневого или сифонного типов.
Полученные данные экспериментальных исследований современных образцов хроматографической аппаратуры и систем дозирования и хранения СУГ использованы при разработке методики измерений молярной (массовой) доли компонентов СУГ, положенной в основу разработанного ГОСТ Р 54484‑2011 [18].
Ввиду отсутствия нормативных документов, регламентирующих методики поверки хроматографов, предназначенных для определения компонентного состава газожидкостных смесей, находящихся под давлением, разработан ГОСТ 8.616‑2013 [19], обеспечивающий возможность проведения поверки хроматографов для конкретной аналитической задачи с использованием ГСО-СУГ.
Разработанная система метрологического обеспечения актуальна и в сегодняшней аналитической практике контроля качества СУГ.
Международные сличения, проводимые ВНИИМ имени Д. И. Менделеева в данной области, позволяют подтверждать эквивалентность метрологических характеристик государственного первичного эталона ГЭТ 154‑01 международному уровню.
НЕСТАБИЛЬНЫЙ ГАЗОВЫЙ КОНДЕНСАТ
Значительный объем извлекаемых запасов газового конденсата в РФ, который в настоящее время оценивается в 3 млрд т, и добыча на уровне 17‑18 млн т [20] в год с перспективой роста на фоне вовлечения в разработку все большего количества месторождений позволяют говорить о стратегической значимости конденсата. Спрос на газовый конденсат с каждым годом растет. На мировом рынке газовый конденсат признан самостоятельным сырьем.
Создание системы метрологического обеспечения единства измерений при контроле качества нестабильного газового конденсата вызвано требованием повышения точности (правильности и прецизионности) при учете количества и определении качества продукта, оцениваемых по результатам определения состава.
Информация о компонентном составе газового конденсата необходима при проектировании разработки месторождений, систем транспорта и технологий переработки добытого углеводородного сырья, а также при планировании и учете балансов добычи и переработки конденсатов.
Правильность определения компонентного состава позволяет вычислять такие важные физико-химические показатели, как молярная масса, плотность, вязкость, температура застывания и помутнения, температура начала кипения, температура начала конденсации, упругость паров и многие другие.
В связи со значительным увеличением объемов добычи КГН и переводом его в статус товарной продукции возникла самостоятельная измерительная задача воспроизведения и передачи единицы молярной доли компонентов в КГН, для решения которой потребовалось создание новой эталонной базы для метрологического обеспечения контроля его качества.
Особенности данной измерительной задачи следующие:
– сложность компонентного состава КГН, включающего алифатические и ароматические углеводороды от С1 до С40, постоянные газы и серосодержащие компоненты (смесь этих веществ может находиться в однофазном состоянии только при повышенном давлении);
– зависимость фазового равновесия системы от термобарических условий;
– специальные требования к эталонам сравнения и стандартным образцам для метрологического обеспечения контроля технологий на стадиях добычи, транспортирования, а также входного контроля на перерабатывающих предприятиях нефтегазовой отрасли.
Контроль на всех указанных стадиях необходим для обеспечения выработки оптимальных проектно-технических решений, соблюдения техники безопасности и получения определенного качества товарной продукции.
Работы по созданию системы метрологического обеспечения начаты по инициативе ПАО «Газпром», и первоначально разработана локальная поверочная схема (ЛПС), приведенная в СТО Газпром 5.46‑2013 [21], для воспроизведения и передачи единицы молярной доли углеводородных компонентов от С1 до С13 и постоянных газов в КГН, содержащем и не содержащем сернистые компоненты. Разработанная поверочная схема предполагала для передачи единицы молярной доли компонентов наличие рабочих эталонов, на основе которых должен обеспечиваться выпуск стандартных образцов (СО).
Передача единицы молярной доли компонентов рабочим эталонам 1‑го разряда, представляющим собой комплексы аналитических установок, и СО 1‑го разряда осуществляется методом сличения при помощи компаратора с использованием эталонов сравнения КГН.
Разработанная ЛПС регламентировала метрологические характеристики, приведенные в табл. 1.
Для расширения сферы применения разработанной системы метрологического обеспечения измерений при определении компонентного состава КГН разработана государственная поверочная схема, изложенная в ГОСТ 8.819‑2013 [22], распространяющаяся на стабильный и нестабильный газовый конденсат.
Достижение указанных метрологических характеристик при анализе КНГ возможно только при использовании современных специализированных лабораторных и потоковых хроматографов с вводом пробы под давлением и баллонов постоянного давления (переменного объема) поршневого типа для отбора проб КГН и ГСО-КГН.
В последние годы разработаны и налажен выпуск новых типов широкоформатных ГСО-КГН, в состав которых могут быть включены углеводороды от С1 до С40, а также постоянные газы, метанол и расширенная номенклатура сернистых компонентов.
Особое внимание должно быть уделено вопросам создания базы нормативной и нормативно-технической документации, регламентирующей методические решения при анализе компонентного состава газовых конденсатов. К сожалению, применяемые до настоящего времени в аналитической практике контроля качества газовых конденсатов методики измерений, не предусматривающие использование СО и контроль правильности измерений, не могут гарантировать достоверность результатов измерений при определении компонентного состава. Этот вывод подтвержден результатами межлабораторных экспериментальных исследований (МЭИ) по 28 объектам, проведенных в рамках аттестации ВНИИМ имени Д. И. Менделеева методик измерений, разработанных ООО «НИПИ НГ «Петон» и положенных в основу комплекса стандартов ГОСТ Р 57851.1‑3‑2017 [23‑25]. Представленные на рис. 1, 2 и в табл. 2 данные наглядно иллюстрируют необходимость внедрения в практику лабораторий современных методов и методик измерений, а также методов и средств метрологического обеспечения.
Важность разработки системы метрологического обеспечения контроля качества газовых конденсатов для национальной экономики стала основанием для постановки Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии (Росстандартом) перед ВНИИМ имени Д. И. Менделеева задачи создания нового эталонного комплекса для воспроизведения и передачи единиц молярной и массовой доли компонентов в газоконденсатных средах в рамках расширения сферы применения ГЭТ 154‑2016.
Результат проведения данной работы – создание государственной поверочной схемы для СИ содержания компонентов в газовых и газоконденсатных средах, утвержденной приказом от 14.09.2018 г. № 2664 Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии.
СЖИЖЕННЫЙ ПРИРОДНЫЙ ГАЗ
Сжиженный природный газ выступает в качестве нового фактора мирового энергетического рынка. В настоящее время выпуск СПГ осуществляется практически во всех газодобывающих странах, проектными разработками технологий и систем сжижения ПГ в мире занимаются более 200 организаций.
В последние годы ПАО «Газпром» и ряд других крупных газонефтедобывающих компаний России активно работают в направлении производства СПГ.
Сжиженный природный газ имеет большой потенциал применения в различных областях народного хозяйства для решения следующих задач:
– газификация коммунальных и промышленных объектов, удаленных от магистральных или распределительных трубопроводов;
– создание топливного резерва у потребителя для покрытия нагрузок в пиковый период;
– использование СПГ на различных видах транспорта в качестве моторного топлива;
– получение тепловой и электроэнергии, а также промышленного холода;
– использование в качестве сырья для химической промышленности и др.
Президентом и Правительством РФ уделяется большое внимание развитию проектов средне- и крупнотоннажного производства СПГ и созданию инфраструктуры, необходимой для реализации новых проектов в сфере производства, транспортировки, хранения и использования СПГ, а также определению мер по развитию научно-технического и кадрового потенциалов в сфере производства, транспортировки, хранения и использования СПГ с учетом необходимости разработки и освоения современных технологий в целях обеспечения вхождения РФ в среднесрочной перспективе в число мировых лидеров по производству и экспорту СПГ [26]. В ПАО «Газпром» также реализуется программа развития малотоннажного производства и использования СПГ [27].
До настоящего времени при производстве СПГ основное внимание уделялось вопросам технического характера и безопасности, но не проблемам метрологического обеспечения контроля качества сырья и продукции.
Система метрологического обеспечения для контроля качества СПГ с учетом особенностей рассматриваемого объекта не разработана. Общепринятой практикой оценки качества СПГ как за рубежом, так и в России является применение метрологически обеспеченных методов и методик определения компонентного состава и физико-химических свойств, разработанных для контроля качества газообразного ПГ (ГОСТ Р 56021 [28], ГОСТ 31371.1‑7 [1‑7]).
Однако эти нормативные документы достаточны только при условии контроля качества регазифицированного СПГ, а в случае необходимости контроля состава СПГ в жидком состоянии (технологический контроль, контроль при отгрузке потребителю) данные стандарты не могут быть использованы, поскольку до сегодняшнего дня ни в России, ни за рубежом не проводились исследования по подтверждению правильности работы систем пробоотбора и регазификации пробы.
Основная проблема при создании системы метрологического обеспечения контроля качества СПГ – невозможность изготовления стандартных образцов СПГ при реальных рабочих условиях (температура –130…–135 ºС и избыточное давление 0,5‑0,8 МПа).
Другая проблема с точки зрения метрологического обеспечения измерений связана с необходимостью контроля отдельных компонентов (СО2, метанол, бензол, вода, сернистые соединения) при их низком содержании (молярная доля от 0,0001 до 0,0005 %) в ПГ, подготовленном для сжижения, поскольку сейчас отсутствуют аттестованные методики измерений.
ВНИИМ имени Д. И. Менделеева во взаимодействии с ПАО «Газпром» в течение последнего времени проводит исследования по разработке методов и средств, которые позволят создать систему метрологического обеспечения измерений при контроле качества СПГ, учитывающую обоснованные требования к метрологическим характеристикам измерений, особенности физико-химических свойств СПГ и требования к техническим и метрологическим характеристикам СИ.
В условиях отсутствия стандартных образцов возможным вариантом решения проблемы испытаний и комплектной поверки потоковых хроматографов, установленных на продуктопроводе СПГ, становится использование метода сличения с высокоточным средством измерений.
В рамках изучения возможности практической реализации данного подхода ВНИИМ имени Д. И. Менделеева проведены испытания в целях утверждения типа единичного экземпляра комплекса КПА-СПГ (рис. 3), разработанного ООО «МОНИТОРИНГ» (Санкт-
Петербург) и предназначенного для отбора и регазификации СПГ с последующим анализом компонентного состава хроматографическим методом (регистрационный № 68936‑17).
Комплекс КПА-СПГ на сегодняшний день – единственное средство контроля правильности работы потоковых систем при определении состава СПГ.
В настоящее время проводится отработка методики испытаний потоковых систем на примере специализированного комплекса для контроля качества СПГ модели АСГ, изготовленного ООО «НТФ «БАКС» на базе ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург».
Исследования по разработке методов и средств испытаний систем учета и контроля качества СПГ проводятся также и за рубежом.
Разработанные методологические подходы, направленные на решение задачи метрологического обеспечения контроля качества широкого спектра углеводородного сырья и продуктов его переработки, могут быть распространены на аналогичные технологические среды и виды товарной продукции. В целях дальнейшего совершенствования системы метрологического обеспечения важным для
ПАО «Газпром» становится рассмотрение необходимости оснащения аналитическим комплексом в статусе рабочего эталона 0‑го разряда, задачей которого будет выпуск СО 0‑го разряда на основе отобранных проб магистрального ПГ, КГН, СПГ для передачи единиц молярной доли и массовой концентрации компонентов в газовых и газоконденсатных средах от ГЭТ 154‑2016. Указанные СО 0‑го разряда могут использоваться не только для поверки действующих в настоящее время в ПАО «Газпром» рабочих эталонов 1‑го разряда, осуществляющих выпуск СО утвержденного типа на основе проб магистрального природного газа (ГСО-ПГМ), но и вновь создаваемых рабочих эталонов для выпуска ГСО-ПГМ, ГСО-СУГ, ГСО-КГН.
Таблица 1. Требования к метрологическим характеристикам средств измерений
Table 1. Requirements for metrological properties of measurement tools
Компоненты КГН Unstable gas condensate components |
Диапазон молярной доли, % Molar fraction range, % |
Доверительная относительная погрешность dо не более, % Trusted relative error dо max, % |
Пределы допускаемой погрешности рабочих СИ Dо, % Acceptable error of working measurement tools Dо, % |
|
ЭС Reference standard |
СО-КГН Unstable gas condensate – standard sample |
|||
Газообразные и жидкие углеводороды Gaseous and liquid hydrocarbons |
0,1–25 |
5–1,0 |
10–2,0 |
20–4 |
Постоянные газы Permanent gases |
0,005 до 1,0 |
7–3,5 |
15–7 |
30–15 |
Серосодержащие соединения Sour compounds |
0,005–50 |
7–0,7 |
15–1,5 |
30–3 |
Рис. 1. Относительное отклонение результатов определения компонентного состава нестабильного газового конденсата без предварительного разгазирования, полученных различными участниками МЭИ, от аттестованных действительных значений
Fig. 1. Relative deviation of results of unstable gas condensate compositional analysis without preliminary sample degasification received by different participants of interlaboratory experimental studies from certified actual values
Рис. 2. Относительное отклонение результатов определения компонентного состава нестабильного газового конденсата с предварительным разгазированием и последующей рекомбинацией результатов анализа состава газа дегазации и дегазированного конденсата, полученных различными участниками МЭИ, от аттестованных действительных значений
Fig. 2. Relative deviation of results of unstable gas condensate compositional analysis with preliminary sample degasification and further recombination of results of separated gas and condensate compositional analysis received by different participants of interlaboratory experimental studies from certified actual values
Примечание. ООО «Компания ОЙЛТИМ» использовала для градуировки стандартные образцы состава
Note. OILTEAM Company LLC used standard composition samples for calibration
Таблица 2. Обобщенные результаты МЭИ
Table 2. Summarized results of interlaboratory experimental studies
Состав объекта исследований Composition of studied subject |
Методика анализа Analysis methodology |
Максимальное отклонение от аттестованного действительного значения, % Maximum deviation from certified actual value, % |
Число участников МЭИ Number of participants in interlaboratory experimental studies |
Углеводороды С1–С36 С1–С36 hydrocarbons Постоянные газы СО2, N2 СО2, N2 permanent gases |
Хроматографический метод с предварительным разгазированием Chromatographic method with preliminary degasification |
От 70 до –40 From 70 to –40 |
4 |
Углеводороды С1–С20 С1–С20 hydrocarbons Постоянные газы СО2, N2 СО2, N2 permanent gases Сернистые компоненты Sour components |
От 25 до –40 From 25 to –40 |
1 |
|
Углеводороды С1–С36 С1–С36 hydrocarbons Постоянные газы СО2, N2 СО2, N2 permanent gases |
Хроматографический метод без предварительного разгазирования Chromatographic method without preliminary degasification |
От –95 до 20 From –95 to 20 |
3 |
Углеводороды С1–С20 С1–С20 hydrocarbons Постоянные газы СО2, N2 СО2, N2 permanent gases |
От –20 до 20 From –20 to 20 |
3 |
|
Углеводороды С1–С20 С1–С20 hydrocarbons Постоянные газы СО2, N2 СО2, N2 permanent gases Сернистые компоненты Sour components |
От 5 до –40 From 5 to –40 |
1 |
Рис. 3. Внешний вид комплекса КПА-СПГ: а) блок отбора и разгазирования пробы СПГ; б) высокоточный переносной газовый хроматограф
Fig. 3. External view of KPA-LNG complex: a) LNG sample collection and degasification block; b) high-precision portable gas chromatograph
Авторы:
Д.В. Сверчков, ПАО «Газпром» (Санкт-Петербург, РФ), D.Sverchkov@adm.gazprom.ru
З.М. Юсупова, к.х.н., ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Москва, РФ), Z_Yusupova@gwise.vniigaz.gazprom.ru
Б.Д. Донских, к.т.н., ООО «Газпром ВНИИГАЗ», B_Donskikh@vniigaz.gazprom.ru
Литература:
1. Общероссийский классификатор стандартов OK (MK (ИСО/ИНФКО МКС) 001–96) 001–2000 [Электронный ресурс]. Режим доступа:
http://docs.cntd.ru/document/842501120 (дата обращения: 05.06.2019).
2. Общероссийский классификатор продукции по видам экономической деятельности ОК 034–2014 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200110164 (дата обращения: 05.06.2019).
3. Федеральный закон «О стандартизации в Российской Федерации» от 29.06.2015 № 162-ФЗ [Электронный ресурс]. Режим доступа:
http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_181810/ (дата обращения: 05.06.2019).
4. Протокол о техническом регулировании в рамках Евразийского экономического союза (Приложение № 9 к Договору о Евразийском экономическом союзе) [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.consultant.ru/document/
cons_doc_LAW_163855/d4a8ed9c96e6b5519b558f85f72112ed06b1e527/ (дата обращения: 05.06.2019).
5. ГОСТ 20448–2018. Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления. Технические условия [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://files.stroyinf.ru/Index2/1/4293734/4293734205.htm (дата обращения: 05.06.2019).
6. ГОСТ 27578–2018. Газы углеводородные сжиженные для автомобильного транспорта. Технические условия [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200160772 (дата обращения: 05.06.2019).
7. ГОСТ Р 52087–2018. Газы углеводородные сжиженные топливные. Технические условия [Электронный ресурс]. Режим доступа:
http://docs.cntd.ru/document/1200158798 (дата обращения: 05.06.2019).
8. ГОСТ Р 50994–96. Газы углеводородные сжиженные. Метод определения давления насыщенных паров [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/gost-r-50994-96 (дата обращения: 05.06.2019).
9. EN 15471:2017. Liquefied petroleum gases – Determination of dissolved residues – High-temperature gravimetric method [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://nd.gostinfo.ru/document/6404077.aspx (дата обращения: 05.06.2019).
10. EN 15470:2017. Liquefied petroleum gases – Determination of dissolved residues – High temperature Gas chromatographic method [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://nd.gostinfo.ru/document/6337555.aspx (дата обращения: 05.06.2019).
11. ГОСТ 5542–2014. Газы горючие природные промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200113569 (дата обращения: 05.06.2019).
12. ГОСТ 27577–2000. Газ природный топливный компримированный для двигателей внутреннего сгорания. Технические условия [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200017921 (дата обращения: 05.06.2019).
13. ГОСТ Р 56021–2014. Газ горючий природный сжиженный. Топливо для двигателей внутреннего сгорания. Технические условия [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200110779 (дата обращения: 05.06.2019).
14. СТ РК 1666–2007. Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам. Технические условия [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://nd.gostinfo.ru/document/5297073.aspx (дата обращения: 05.06.2019).
15. СТО Газпром 089–2010. Газ горючий природный. Поставляемый и транспортируемый по магистральным газопроводам. Технические условия. Москва: ОАО «Газпром», 2011. IV. 12 с.
HTML
Функции отправной точки в обеспечении качества продукции газовой отрасли РФ – природного газа в газообразном или сжиженном состоянии, сжиженных углеводородных газов, газового конденсата и продуктов его переработки, гелия – выполняет Национальный технический комитет по стандартизации «Природный и сжиженные газы», основной задачей которого стало нормативное обеспечение указанной продукции на всех этапах ее жизненного цикла от производства до подачи потребителю, в том числе разработка и стандартизация терминологии, спецификаций качества, методов определения компонентного состава и физико-химических свойств, а также методов отбора проб.
Технический комитет по стандартизации 052 «Природный газ» создан приказом Госстандарта РФ в 1997 г. и реорганизован в ТК 052 «Природный и сжиженные газы» в 2009 г. в связи с присоединением Технического комитета по стандартизации ТК 139 «Сжиженное газообразное топливо».
В состав ТК 052 входят крупнейшие компании нефтегазовой отрасли РФ, газотранспортные организации, научно-исследовательские и проектные институты, научно-производственные и общественные объединения, федеральные органы исполнительной власти. Всего в комитете состоят 54 организации, из которых 23 входят в Группу «Газпром».
Общее руководство и координацию работы технического комитета осуществляет ПАО «Газпром», базовой организацией, реализующей научно-технические и методические функции комитета, выступает ООО «Газпром ВНИИГАЗ».
В целях специализации работ по основным видам деятельности комитета в рамках ТК 052 действует четыре подкомитета:
– подкомитет 1 «Природный газ»;
– подкомитет 2 «Сжиженные углеводородные газы»;
– подкомитет 3 «Сжиженный природный газ»;
– подкомитет 4 «Промысловая зона».
Базовой организацией подкомитетов 1, 3 и 4 является ООО «Газпром
ВНИИГАЗ», подкомитет 2 ведет АО «Волжский научно-исследовательский институт углеводородного сырья» (АО «ВНИИУС», г. Казань).
Область стандартизации ТК 052 определена приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарта) в соответствии с кодами:
– ОКС (MK (ИСО/ИНФКО МКС) 001‑96) 001‑2000 [1]: 75.060 Природный газ; 75.160.30 Газообразное топливо.
– ОКПД2 (ОК 034‑2014) [2]: 06.10.10.410 Конденсат газовый нестабильный; 06.2 Газ природный в газообразном или сжиженном состоянии; 19.20.3 Газы нефтяные и углеводороды газообразные прочие, кроме газа горючего природного; 20.11.11.131 Гелий; 20.14.1 Углеводороды и их производные; 35.21 Газы горючие искусственные.
В настоящее время в области деятельности ТК 052 приняты и действуют 88 стандартов, из которых 50 стандартов являются межгосударственными. Доля национальных стандартов, разработанных на основе международных либо региональных документов, составляет 55 %.
Важной задачей технического комитета признано обеспечение актуальности стандартов, т. е. соответствия положений стандартов современному уровню развития науки, техники и технологий [3]. Секретариатами комитета и подкомитетов ТК 052 ежегодно проводится ревизия действующих стандартов на предмет их соответствия современному научно-техническому уровню. Ревизия может завершиться либо подтверждением стандарта, либо направлением его на пересмотр для приведения в соответствие с современными требованиями, либо отменой – в случае утраты актуальности. Рекомендуемый Росстандартом уровень ежегодного обновления фонда стандартов в целях поддержания в актуальном состоянии составляет 10 %. Доля стандартов ТК 052, разработанных либо пересмотренных в течение последних лет, довольно велика и составляет в среднем около 15 % в год (см. рис. 1). За счет этого в области деятельности ТК 052 имеется достаточно актуализированный фонд стандартов – 70 % документов разработано в течение последних семи лет (см. рис. 2). Во многом данная позитивная ситуация обусловлена планомерной и системной работой, проводимой в ПАО «Газпром» по совершенствованию нормативной базы, повышению качества продукции и, как следствие, внедрению новых инновационных методик определения физико-химических свойств продукции. Успешная деятельность по стандартизации в области природного и сжиженного газов обусловлена не только систематическим финансированием данных работ со стороны ПАО «Газпром», но и наличием высококвалифицированных экспертов широкого спектра специальностей, а также надежной научно-исследовательской базы, реализованной в головном научном центре газовой промышленности – ООО «Газпром ВНИИГАЗ».
Техническим комитетом также ведется постоянная систематическая деятельность по актуализации действующего фонда стандартов, принятых до организации работы ТК 052. В результате анализа стандартов, разработанных более 20 лет назад, выявлено, что ряд стандартов утратили актуальность, и их следует отменить. В настоящее время проводится процедура отмены на территории РФ следующих стандартов: ГОСТ 22387.3‑77 «Газы природные. Метод определения кислорода»; ГОСТ 21443‑75 «Газы углеводородные сжиженные, поставляемые на экспорт. Технические условия»; ГОСТ Р 51104‑97 «Газы Российского региона углеводородные сжиженные, поставляемые на экспорт. Технические условия».
Стандарты, требующие актуализации, включены либо в Программу национальной стандартизации на 2019 г., либо в Перспективный план работы ТК 052 на 2020‑2025 гг.
ФОРМИРОВАНИЕ ФОНДА СТАНДАРТОВ В ОБЛАСТИ СПГ
Будучи экономически и экологически привлекательным, сжиженный природный газ (СПГ) становится все более важным источником энергии для всего мира. В РФ сегодня наблюдается стремительный рост производства и использования СПГ. Тем не менее несколько лет назад отсутствовали стандарты, необходимые для развития этого направления, в том числе регламентирующие качество СПГ в зависимости от направления его использования, а также методы контроля показателей качества.
Благодаря финансированию ПАО «Газпром» в рамках ТК 052 в 2014‑2017 гг. специалистами ООО «Газпром ВНИИГАЗ» разработан ряд стандартов в данной области:
– ГОСТ Р 56021‑2014 «Газ горючий природный сжиженный. Топливо для двигателей внутреннего сгорания и энергетических установок. Технические условия»;
– ГОСТ Р 56719‑2015 «Газ горючий природный сжиженный. Отбор проб»;
– ГОСТ Р 56835‑2015 «Газ природный сжиженный. Отпарной газ производства сжиженного природного газа. Определение компонентного состава методом газовой хроматографии»;
– ГОСТ Р 56851‑2016 «Газ природный сжиженный. Метод расчета термодинамических свойств»;
– ГОСТ Р 57431‑2017 (ИСО 16903:2015) «Газ природный сжиженный. Общие характеристики».
ОРГАНИЗАЦИЯ И НАПРАВЛЕНИЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ПОДКОМИТЕТА ПК 4 «ПРОМЫСЛОВАЯ ЗОНА»
21 сентября 2018 г. приказом № 2030 Росстандарта в составе ТК 052 организован новый подкомитет ПК 4 «Промысловая зона». Действует указанный комитет на базе ООО «Газпром ВНИИГАЗ» под руководством ПАО «Газпром». К области действия вновь образованного подкомитета относятся вопросы определения компонентного состава и физико-химических характеристик сырья и промежуточной продукции, поступающей, подготавливаемой или перерабатываемой на промыслах и газо- и нефтеперерабатывающих заводах. Указанная информация чрезвычайно важна для технологов, занимающихся моделированием процессов подготовки и переработки. Таким образом, повышение точности методов определения компонентного состава сырьевых потоков будет способствовать повышению глубины и эффективности процессов их переработки. К указанному сырью относятся газ сепарации, конденсат газовый, а также продукты их переработки. В рамках указанной тематики под эгидой ТК 052 разработан комплекс стандартов по определению компонентного состава газоконденсатной смеси и попутного нефтяного газа:
– ГОСТ Р 57851.1‑2017 «Смесь газоконденсатная. Часть 1. Газ сепарации. Определение компонентного состава методом газовой хроматографии»;
– ГОСТ Р 57851.2‑2017 «Смесь газоконденсатная. Часть 2. Конденсат газовый нестабильный. Определение компонентно-фракционного состава методом газовой хроматографии с предварительным разгазированием пробы»;
– ГОСТ Р 57851.3‑2017 «Смесь газоконденсатная. Часть 3. Конденсат газовый нестабильный. Определение компонентно-фракционного состава методом газовой хроматографии без предварительного разгазирования пробы»;
– ГОСТ Р 57851.4‑2017 «Смесь газоконденсатная. Часть 4. Расчет компонентно-фракционного состава»;
– ГОСТ Р 57975.1‑2017 «Газ нефтяной попутный. Определение состава методом газовой хроматографии. Часть 1. Определение содержания углеводородов С1 – С8+ и неорганических газов с использованием пламенно-ионизационного детектора и детектора по теплопроводности»;
– ГОСТ Р 57975.2‑2017 «Газ нефтяной попутный. Определение состава методом газовой хроматографии. Часть 2. Определение серосодержащих соединений с использованием пламенно-фотометрического детектора».
Ранее по указанной тематике разработан также ряд важных стандартов, перечисленных ниже, что свидетельствует об актуальности данной тематики и необходимости активизации работ по дальнейшему развитию данного направления стандартизации:
– ГОСТ Р 56718‑2015 «Дистилляты и конденсат газовый. Определение серосодержащих соединений методом газовой хроматографии»;
– ГОСТ Р 55997‑2014 «Конденсат газовый стабильный, широкая фракция легких углеводородов, сжиженные углеводородные газы. Определение метанола методом газовой хроматографии»;
– ГОСТ Р 55598‑2013 «Попутный нефтяной газ. Критерии классификации»;
– ГОСТ Р 54389‑2011 «Конденсат газовый стабильный. Технические условия».
В дальнейших планах подкомитета ПК 4 «Промысловая зона» – разработка комплекса стандартов, устанавливающих технические требования, терминологию и методологию выбора, подходящего под технологические задачи формата представления данных по компонентно-фракционному составу. Помимо этого, планируется разработка стандарта, регламентирующего процедуры отбора проб нестабильного газового конденсата.
НАПРАВЛЕНИЯ ПЕРСПЕКТИВНОГО РАЗВИТИЯ ФОНДА СТАНДАРТОВ
Приоритетными направлениями развития фонда стандартов комитета в настоящее время считаются:
– обеспечение комплексом межгосударственных стандартов, необходимых для применения и исполнения требований технического регламента Евразийского экономического союза (ТР ЕАЭС) 036/2016 «Требования к сжиженным углеводородным газам для использования их в качестве топлива» и осуществления процедуры оценки (подтверждения) соответствия продукции;
– обеспечение комплексом межгосударственных стандартов, необходимых для применения и исполнения требований ТР ЕАЭС 046/2018 «О безопасности газа горючего природного, подготовленного для транспортирования и (или) использования» и осуществления процедуры оценки (подтверждения) соответствия продукции;
– принятие новых стандартов зеркального комитета Международной организации по стандартизации ИСО ТК 193 «Природный газ», отражающих мировые тенденции развития техники и технологий в области качества природного газа.
ТР ЕАЭС 036/2016 «ТРЕБОВАНИЯ К СЖИЖЕННЫМ УГЛЕВОДОРОДНЫМ ГАЗАМ ДЛЯ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ИХ В КАЧЕСТВЕ ТОПЛИВА»
В соответствии с Протоколом о техническом регулировании в рамках Евразийского экономического союза [4], в целях выполнения требований технического регламента и проведения процедуры оценки соответствия утверждены: перечень стандартов, в результате применения которых на добровольной основе обеспечивается соблюдение требований регламента; перечень стандартов, содержащих правила и методы исследований (испытаний) и измерений, включая методы отбора проб.
Следует отметить, что стандарты, включенные во второй перечень, должны содержать методики измерений, аттестованные в соответствии с законодательством государств – членов ЕАЭС.
Требования ТР ЕАЭС 036/2016 отличаются от требований межгосударственных стандартов [5‑7], в связи с чем проведен их пересмотр.
По предложению ряда крупнейших производителей сжиженных углеводородных газов РФ и Республики Казахстан в настоящее время на основе актуализированных межгосударственных стандартов ГОСТ 20448‑2018 [5] и ГОСТ 27578‑2018 [6] формируется единый стандарт, что позволит производителям упростить процедуру осуществления оценки соответствия продукции требованиям регламента.
Актуализированы стандарты, включенные в перечень стандартов, необходимых для исполнения требований регламента и осуществления оценки соответствия: ГОСТ 10679‑2019 «Газы углеводородные сжиженные. Метод определения углеводородного состава»; ГОСТ 14921‑2018 «Газы углеводородные сжиженные. Метод отбора проб».
Национальный стандарт ГОСТ Р 50994‑96 [8] актуализирован с переводом в статус межгосударственного стандарта – принят ГОСТ 34429‑2018 «Газы углеводородные сжиженные. Метод определения давления насыщенных паров».
Разработка (пересмотр) приведенных выше стандартов осуществлена АО «ВНИИУС».
Кроме того, принят межгосударственный стандарт, подготовленный специалистами Республики Беларусь на основе европейского ГОСТ EN 589:2014 «Топлива для двигателей внутреннего сгорания. Газы углеводородные сжиженные. Технические требования и методы испытаний». Для обеспечения выполнения требования по показателю «Остаток после выпаривания» указанного документа планируется подготовка межгосударственных стандартов на основе европейских стандартов EN 15471:2017 [9] и EN 15470:2017 [10]. Указанные темы заявлены белорусской стороной.
ТР ЕАЭС 046/2018 «О БЕЗОПАСНОСТИ ГАЗА ГОРЮЧЕГО ПРИРОДНОГО, ПОДГОТОВЛЕННОГО К ТРАНСПОРТИРОВАНИЮ И (ИЛИ) ИСПОЛЬЗОВАНИЮ»
Требования ТР ЕАЭС 046/2018 разработаны на основе действующих межгосударственных [11, 12] и национальных [13, 14] стандартов, а также стандарта ПАО «Газпром» [15], однако они в ряде случаев отличаются от требований, приведенных в указанных стандартах. Например, в требования к природному газу, используемому в качестве топлива для двигателей внутреннего сгорания, включен показатель «метановое число» взамен показателя «октановое число», признанный производителями автомобилей как более корректно характеризующий детонационную стойкость газового углеводородного топлива на основе метана. Кроме того, для проведения процедуры оценки соответствия продукции необходимо наличие спецификаций в статусе действующего межгосударственного стандарта.
В связи со сказанным выше на 2020 г. запланированы пересмотр либо разработка следующих межгосударственных стандартов:
– ГОСТ 5542‑2014 «Газы горючие природные промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия»;
– ГОСТ 27577‑2000 «Газ природный топливный компримированный для двигателей внутреннего сгорания. Технические условия»;
– ГОСТ «Газ горючий природный сжиженный. Технические условия»;
– ГОСТ «Газ горючий природный, подготовленный к магистральному транспортированию. Технические условия».
Следует подчеркнуть, что пересмотр (разработка) указанных стандартов будет проведен с учетом мировых научно-технических достижений и передовых технологий. Например, в требования трех первых стандартов планируется включить показатель «Массовая концентрация общей серы» как важной характеристики природного газа, необходимой для обеспечения безопасности его использования, поскольку очень часто природный газ содержит не только сероводород и меркаптаны, но и другие серосодержащие соединения. Кроме того, при нормировании показателей планируется приведение метрологических требований к процедурам их измерений.
Для формирования перечня стандартов, устанавливающих аттестованные методы (методики) определения физико-химических свойств и компонентного состава природного газа, необходимых для проведения оценки соответствия природного газа требованиям ТР ЕАЭС 046/2018, предусмотрен пересмотр следующих важнейших межгосударственных стандартов:
– ГОСТ 31371.1-2008 «Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 1: Общие принципы и расчет состава»;
– ГОСТ 31371.2-2008 «Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 2: Расчет неопределенности»;
– ГОСТ 31371.5-2008 «Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 5: Определение азота, диоксида углерода и углеводородов С1 – С5 и С6+ изотермическим методом»;
– ГОСТ 31371.7-2008 «Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 7: Методика выполнения измерений молярной доли компонентов»;
– ГОСТ 17310-2002 «Газ природный. Определение плотности пикнометрическим методом»;
– ГОСТ 20060-83 «Газ природный. Определение температуры точки росы по воде»;
– ГОСТ 20061-84 «Газ природный. Определение температуры точки росы по углеводородам»;
– ГОСТ 22387.4-77 «Газ природный. Определение содержания механических примесей»;
– ГОСТ 31369-2008 «Газ природный. Вычисление теплоты сгорания, плотности, относительной плотности и числа Воббе на основе компонентного состава»;
– ГОСТ 22387.2‑2014 «Газ природный. Методы определения сероводорода и меркаптановой серы»;
– ГОСТ 22387.5‑2014 «Газ для коммунально-бытового потребления. Методы определения интенсивности запаха»;
а также разработка новых стандартов, впервые принимаемых на межгосударственном уровне:
– ГОСТ «Газ природный. Расчет метанового числа»;
– ГОСТ «Газ природный. Определение массовой концентрации водяных паров»;
– ГОСТ «Газ природный. Методы расчета температуры точки росы по воде и массовой концентрации водяных паров»;
– ГОСТ «Газ природный. Определение общей серы методом ультрафиолетовой флуоресценции»;
– ГОСТ «Газ горючий природный. Определение серосодержащих компонентов методом газовой хроматографии»;
– ГОСТ «Газ природный. Стандартные условия измерения и вычисления физико-химических свойств»;
Указанные стандарты должны быть введены в действие не позднее 01.07.2021 г., т. е. за 180 дней до введения в действие технического регламента ТР ЕАЭС 046/2018.
ВЕДЕНИЕ МЕЖГОСУДАРСТВЕННОГО ТЕХНИЧЕСКОГО КОМИТЕТА ПО СТАНДАРТИЗАЦИИ «ПРИРОДНЫЙ И СЖИЖЕННЫЕ ГАЗЫ»
Межгосударственный технический комитет по стандартизации «Природный и сжиженные газы» (МТК 52) является зеркальным комитетом российского ТК 052 и действует на его основе. Базовой организацией выступает ООО «Газпром ВНИИГАЗ». Общее руководство и координацию работы межгосударственного комитета осуществляет ПАО «Газпром».
В МТК 52 входит 10 стран – участниц Соглашения о проведении согласованной политики в области стандартизации, метрологии и сертификации.
Полномочными участниками комитета стали: Республика Армения, Республика Беларусь, Республика Казахстан, Республика Узбекистан, Российская Федерация, Украина.
Статус наблюдателей в комитете имеют: Киргизская Республика, Республика Азербайджан, Республика Молдова, Республика Туркменистан.
ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ С ПРОФИЛЬНЫМИ КОМИТЕТАМИ МЕЖДУНАРОДНОЙ ОРГАНИЗАЦИИ ПО СТАНДАРТИЗАЦИИ
Технический комитет 052 взаимодействует с техническими комитетами Международной организации по стандартизации ИСО/ТК 193 «Природный газ» и ИСО/ТК 28 «Нефтепродукты и смазочные материалы» (ПК 2, ПК 4 и ПК 5 в части сжиженных углеводородных газов (СУГ) и СПГ).
В таблице показано соответствие ТК 052 и его подкомитетов и зеркальных международных комитетов и подкомитетов.
В ИСО/ТК 193 «Природный газ» национальный комитет ТК 052 представляет национальный орган по стандартизации РФ в статусе полномочного участника (participating member).
Официально зарегистрированы в комитете, подкомитетах, а также различных рабочих группах ИСО/ТК 193 «Природный газ» 16 экспертов российского ТК 052, из которых 11 – специалисты Группы «Газпром».
Российские эксперты принимают активное участие в работе ИСО/ТК193 «Природный газ»: анализируют проекты международных стандартов, составляют по ним отзывы с замечаниями и предложениями, формируют позицию России для голосования по проектам международных стандартов, принимают участие в заседаниях комитета, подкомитетов и рабочих групп. Специалистами ООО «Газпром ВНИИГАЗ» предложен пересмотр международного стандарта ISO 18453:2004 Natural gas – Correlation between water content and water dew point на основе собственных разработок.
Стандарты и проекты международных стандартов, принятых в РФ либо планируемых к принятию, подвергаются рассылке и обсуждению в национальном комитете ТК 052 с последующим составлением и направлением консолидированного отзыва. Так, в 2018 г. проводилось обсуждение ряда проектов стандартов:
– ISO 6974‑3 Natural gas – Determination of composition and associated uncertainty by gas chromatography – Part 3: Precision and bias («Природный газ. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 3: Прецизионность и смещение»);
– ISO 6974‑4 Natural gas – Determination of composition and associated uncertainty by gas chromatography. Part 4. Requirements for Analyser Performance («Природный газ. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 4. Требования к эффективности аналитической системы»);
– ISO 15112 Natural gas – Energy determination («Природный газ. Определение энергии»);
– ISO 10715:1997 Natural gas – Sampling («Природный газ. Отбор проб»);
– ISO 20765:3 Natural gas – Calculation of thermodynamic properties – Part 3: Two-phase properties (vapor-liquid equilibria) («Природный газ. Вычисление термодинамических свойств. Двухфазные свойства (равновесие пар-жидкость)»);
– ISO 20765:4 Natural gas – Calculation of thermodynamic properties – Part 4: Calculation of viscosity, Joule – Thomson coefficient, Isentropic Exponent, and Speed of Sound («Природный газ. Вычисление термодинамических свойств. Вычисление вязкости, коэффициента Джоуля – Томпсона, показателя адиабаты и скорости звука»);
– ISO 20765:5 Natural gas – Calculation of thermodynamic properties – Part 5: Gross Characterization Method («Природный газ. Вычисление термодинамических свойств. Метод общей характеристики»);
– ISO 20676 Natural gas – Upstream area – Determination of hydrogen sulfide content by laser absorption spectroscopy («Природный газ. Промысловая зона. Определение содержания сероводорода лазерной абсорбционной спектроскопией»);
– ISO 23219 Natural gas – Software for a standard file format for data from gas chromatograph analysers for natural gas («Природный газ. Программное обеспечение для представления стандартного формата данных, полученных в результате газохроматографического анализа природного газа»).
В целом эксперты ТК 052 в 2018 г. участвовали в ревизии 10 и в разработке проектов 9 международных стандартов, относящихся к области качества природного газа.
ВЫВОДЫ
Рассмотренные материалы позволяют сделать следующие выводы.
Продолжается развитие ключевых стандартов, устанавливающих хроматографические методы определения компонентного состава природного газа.
Уделяется большое внимание методам получения представительной пробы для определения состава и химико-физических свойств природного газа, в том числе неподготовленного (сырого), а также корректного осуществления отбора пробы для определения содержания следовых компонентов природного газа.
В центре внимания остаются методы вычисления (измерения) термодинамических и объемных свойств природного газа (теплота сгорания, число Воббе, плотность, скорость звука, показатель адиабаты, коэффициент сжимаемости и т. д.).
Заявлено о необходимости разработки открытого и общедоступного для всех пользователей метода определения детонационных характеристик газового топлива, в том числе содержащего искусственные горючие газы и биометан.
Предлагается унифицировать формат вывода данных по результатам анализа компонентного состава и расчета на его основе физико-химических свойств природного газа.
Заявлено о необходимости разработки спецификаций на биогаз и методов определения его компонентного состава с учетом характерных компонентов, нетипичных для природного газа.
В заключение следует отметить, что на сегодняшний день в области стандартизации по тематике качества природного и сжиженных газов достигнут значительный прогресс. Под эгидой ТК 052 уже разработан ряд инновационных стандартов по тематике сжиженного природного газа, а также значительной переработке подверглись стандарты по сжиженным углеводородным газам. В настоящее время готовится значительный массив проектов стандартов, устанавливающих технические требования и методики определения показателей качества для основных видов товарного природного газа. Технический комитет осуществляет активное взаимодействие с зеркальными техническими комитетами ISO и CEN, что позволяет не только быть в курсе всех прогрессивных трендов в области качества природного и других топливных газов, но и принимать непосредственное участие в разработке проектов международных и региональных стандартов.
Рис. 1. Динамика обновления фонда стандартов ТК 052
Fig. 1. Dynamics of reviewing TC 052 set of standards
Рис. 2. Распределение стандартов фонда ТК 052 в зависимости от года издания
Fig. 2. TC 052 set of standards: breakdown by the year of publication
Соответствие областей деятельности ТК 052 и его подкомитетов и комитетов и подкомитетов ИСО
TC 052 Its subcommittees and ISO committees and subcommittees: correspondence between areas of activity
Наименование российского ТК, ПК Name of the Russian TC, SC |
Наименование международного ТК, ПК Name of the international TC, SC |
|
ТК 052 «Природный и сжиженные газы» TC 052 Natural and Liquified Gases |
ИСО/ТК 193 «Природный газ» ИСО/ТК 28 «Нефтепродукты и смазочные масла (в части СУГ и СПГ)» |
ISO/TC 193 Natural Gas ISO/TC 28 Petroleum Products and Related Products of Synthetic or Biological Origin |
ТК 052/ПК 1 «Природный газ» TC 052/SC 1 Natural Gas |
ИСО/ТК 193 «Природный газ» |
ISO/TC 193 Natural Gas |
ТК 052/ПК 2 «Сжиженные углеводородные газы» TC 052/SC 2 Liquified Hydrocarbon Gases |
ИСО/ТК 28/ПК 2 «Измерения нефти и нефтепродуктов (в части СУГ)» ИСО/ТК 28/ПК 4 «Классификация и технические условия (в части СУГ)» |
ISO/TC 28/SC 2 Measurement of Petroleum and Related Products ISO/TC 28/SC 4 Classifications and Specifications |
ТК 052/ПК 3 «Сжиженный природный газ» TC 052/SC 3 Liquified Natural Gas |
ИСО/ТК 28/ПК4 «Классификация и технические условия (в части СПГ)» ИСО/ПК5 «Измерение охлажденных углеводородов и сжиженного газообразного топлива на не нефтяной основе (в части СПГ)» |
ISO/TC 28/SC 4 Classifications and Specifications ISO/TC 28/SC 5 Measurement of Refrigerated Hydrocarbon and Non-Petroleum based Liquefied Gaseous Fuels |
ТК 052/ПК 4 «Промысловая зона» TC 052/SC 4 Upstream Area |
ИСО/ТК 193/ПК 3 «Промысловая зона» |
ISO/TC 193/SC 3 Upstream Area |
Транспортировка газа и газового конденсата
Авторы:
С.С. Горбунов, ООО «МЦЭ-Инжиниринг» (Москва, РФ), gorbunov@mcee.ru
А.В. Костандян, ООО «Ксиматик» (Москва, РФ), avk@ksimatic.ru
В.А. Дубинин, ПАО «Газпром» (Санкт-Петербург, РФ), V.Dubinin@adm.gazprom.ru
В.А. Костандян, ООО «МЦЭ-Инжиниринг», kostandyan@mcee.ru
Литература:
1. Коршунов С.А. Разработка алгоритмического метода диагностики утечек газа в линейных частях магистральных газопроводов высокого давления: автореф. дис. … канд. техн. наук, 2013. 31 с.
2. Тухбатуллин Ф.Г., Семейченков Д.С. О причинах разбаланса природного газа в системе газораспределения и методах прогнозирования его величины // Территория НЕФТЕГАЗ. 2017. № 6. С. 14–20.
3. Тухбатуллин Ф.Г., Семейченков Д.С., Тухбатуллин Т.Ф. Прогнозирование величины разбаланса природного газа // Труды Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина. 2017. № 3 (288). С. 63–69.
4. Ильченко Б.С., Прищепо И.А., Ивасютяк И.С., Инкулис В.В. Нормирование погрешности расчета баланса газа в трубопроводной газотранспортной системе // Проблемы машиностроения. 2013. Т. 16. № 1. С. 57–61.
5. Ильченко Б.С. Математические модели для расчета погрешности материального баланса при трубопроводной транспортировке природного газа // Энергосбережение. Энергетика. Энергоаудит. 2013. № 3 (109). С. 12–17.
6. Набатова С.Н. Системы интегральных показателей качества и эффективности функционирования газотранспортных систем //
Восточно-Европейский журнал передовых технологий. 2007. № 4–5 (28). С. 51–56.
7. Использование метода исключения грубых ошибок в статистике с применением ПЭВМ: метод указания / сост. М.В. Анисимов. Томск.: Изд-во Том. гос. архит.-строит. ун-та, 2008. 17 с.
8. Попукайло В.С. Исследование критериев грубых ошибок применительно к выборкам малого объема // Радiоелектроннi i комп’ютернi системи. 2015. № 3 (73). С. 39–44.
9. Львовский Е.Н. Статистические методы построения эмпирических формул: учеб. пос. для вузов. М.: Высшая школа, 1988. 239 с.
10. Афифи А., Эйзен С. Статистический анализ. Подход с использованием ЭВМ / пер. c англ. М.: Мир, 1982. 488 c.
11. Павловский М.А. Применение методов математической статистики для анализа причин дисбаланса транспорта природного газа в трубопроводной газотранспортной системе // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2012. № 1. С. 69–75.
12. Харламов А.И., Башина О.Э., Бабурин В.Т. Общая теория статистики: учеб. М.: Финансы и статистика, 1994. 296 с.
13. Сизый С.В., Сай В.М. Геометрические характеристики организационных сетей // Мир транспорта. 2011. № 1. С. 90–102.
14. Филлипс Д., Гарсиа-Диас А. Методы анализа сетей / пер. с англ. М.: Мир, 1984. 496 с.
15. Сарданашвили С.А. Расчетные методы и алгоритмы (трубопроводный транспорт газа). М.: Нефть и газ; РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. 2005. 577 с.
16. Селезнев В.Е., Алешин В.В., Прялов С.Н. Основы численного моделирования магистральных трубопроводов. Изд. 2-е, перераб. и доп. М.: Макс Пресс, 2009. 436 с.
17. Кулик В.С. Оптимизация режимов транспортировки природного газа по системам магистральных газопроводов в условиях неопределенности исходных данных: дис. … канд. техн. наук. М.: Научно-исследовательский институт экономики и организации управления в газовой промышленности, 2015. 181 с.
18. Беллман Р., Дрейфус С. Прикладные задачи динамического программирования / под ред. А.А. Первозванского. М.: Наука, 1965. 460 с.
19. Беллман Р., Заде Л. Принятие решений в расплывчатых условиях // Вопросы анализа и процедуры принятия решений: сб. переводов. М.: Мир, 1976. С. 172–215.
20. Hackbusch W. Multigrid Methods and Applications. Berlin, 1985.
HTML
АКТУАЛЬНОСТЬ ЗАДАЧИ
Одна из ключевых задач эффективности функционирования газотранспортной системы (ГТС) – поддержание сбалансированных режимов транспортировки газа. Принятие решений по управлению режимами ГТС осуществляется на основе обработки большого объема информации от средств измерений (СИ) параметров газа и анализа результатов на определенном временном интервале.
Качество и эффективность системы газоснабжения определяются величиной небаланса природного газа и выступают главными критериями эффективного учета поставляемого газа.
По оценке влияния факторов возникновения небаланса газа в ГТС существует ряд публикаций [1‑6]. В то же время отсутствуют примеры системного решения и технической реализации задачи оперативного выявления источников и причин небаланса природного газа, обеспечивающие принятие решений для эффективного управления ГТС. Данная проблема актуальна и сейчас.
ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ
Газотранспортная система представляет собой многомерную, иерархически многоуровневую систему с множеством прямых и обратных связей с кольцевой структурой, содержащей технологические функциональные подсистемы (элементы): источники природного газа, компрессорные станции (КС), линейные участки трубопроводов, газораспределительные станции.
Ввиду высокой сложности современных ГТС требуется провести системный анализ структуры и потоков информации об их состоянии, источниках и объемах поступления газа в систему и его распределения, об объемах газа, покинувшего систему через узлы измерения расхода газа. Для расчета баланса газа необходима достоверная первичная информация об измеряемых расходах газа и другие расчетные сведения. Задача анализа факторов, влияющих на возникновение небаланса газа, сводится к поиску объектов ГТС, где произошли отклонения измеряемых величин параметров газа, нарушение режимов работы ГТС.
Для разработки методики и алгоритма анализа причин небаланса газа в ГТС определенного газотранспортного общества следует установить элементы данной ГТС, изменение измеренных объемов транспортируемого газа.
Проанализировать такой объем информации классическим методом не представляется возможным, поэтому актуальна разработка алгоритма выполнения подобного анализа с применением методов математической статистики, построения экспериментально-аналитической модели описания режимов работы ГТС и теоретических методов принятия решений. Это может быть достигнуто разработкой и созданием системы идентификации источников и причин нарушения баланса газа в ГТС путем решения ряда взаимосвязанных задач:
– системного анализа существующих методик расчета потерь и определения причин и устойчивых тенденций возможного возникновения нарушения баланса в ГТС;
– экспертной оценки проблемных позиций (в части измерительной информации) в системе учета газа с точки зрения возможных потерь;
– синтеза причинно-следственных связей развития баланса газа от различных факторов на основании данных экспертной оценки;
– аналитической обработки данных в целях идентификации причин и выявления устойчивых тенденций возникновения потерь;
– экспертной поддержки подготовки мероприятий по устранению проблемных точек (в части измерительной информации), в том числе:
– формирования аналитических отчетов по результатам работы системы идентификации источников и причин небаланса газа;
– обеспечения автоматизированной системы оперативного управления информацией от объектов ГТС для экспертной оценки и принятия решений;
– расчета фактической погрешности используемых средств измерений1.
ОСНОВНЫЕ ПРИЧИНЫ НАРУШЕНИЯ БАЛАНСА ТРАНСПОРТА ГАЗА В ГТС
Уравнение баланса транспорта природного газа в узлах ГТС в общем виде представлено следующим образом:
(1)
, (2)
где Q(tu)постi – объем газа с i-го узла измерения расхода газа (УИРГ), поступившего в ГТС со смежных газотранспортных (ГТО) и газоперерабатывающих (ГПО) обществ, тыс. м3/сутки; Q(tu)потрj – объем газа, распределенного потребителям через j-ю газораспределительную станцию (ГРС), тыс. м3/сутки;
Q(tu)трk– объем газа, покинувшего ГТС через k-й УИРГ на границе со смежными ГТО и ГПО, тыс. м3/сутки;
Q(tu)стн– объем газа, израсходованного на собственные технологические нужды, тыс. м3/сутки; ∆Qзгс – изменение запаса газа в ГТС за определенный интервал времени, тыс. м3/сутки; tu – u-е сутки (u = 1, 2,...n), сут.
Одна из главных причин, приводящих к неравенству сумм статей «ресурсы» и «распределение газа», т. е. образованию «небаланса», уже изначально заложена в системе учета газа в ГТС.
Она заключается в сочетании в одном уравнении материального баланса величин, изначально измеренных и рассчитанных с различной степенью точности. Величина небаланса зависит как от точности СИ, так и от сложности ГТС, соотношения абсолютных значений основных потоков, что влияет на погрешность определения расчетных параметров. Подтверждением этому служит то, что наибольшие величины небаланса возникают в межсезонные периоды, когда наблюдаются существенные изменения гидродинамических режимов в газопроводах.
Функциональная возможность системы идентификации должна обеспечить решение поиска зависимости баланса газа от множества факторов, представленных ниже:
– погрешности СИ параметров газа;
– измерений за пределами допустимых диапазонов, сбоев или отказов работы СИ;
– изменения показателей качества среды, несоответствующие условия эксплуатации, которые приводят к дополнительной погрешности в измерениях параметров газа;
– погрешности результатов расчета изменения запаса газа и расхода газа на технологические нужды;
– ошибок при определении технологических потерь газа: при технологических операциях на оборудовании и его эксплуатации; вследствие нормированных утечек из оборудования и устройств; из‑за аварий (инцидентов) на газопроводах и оборудовании.
ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ РЕШЕНИЯ ПРОБЛЕМЫ НЕБАЛАНСА ГАЗА В ГТС
Системный подход решения проблемы небаланса газа состоит из совокупности логически взаимосвязанных этапов:
– обследования и построения графо-сетевой модели ГТС с разбивкой (декомпозицией) на отдельные подсистемы;
– определения оптимальной размерности массива измерений объемов транспортируемого газа для статистического анализа данных;
– статистического анализа данных и идентификации грубых ошибок;
– корректировки грубых измерений в массиве данных и восстановления прогнозного значения суточных объемов газа;
– прогнозирования величины небаланса газа в ГТС, исходя из погрешности измерений и расчетного определения неизмеряемых параметров;
– согласования данных и формирования балансов;
– экспериментально-аналитических расчетов и корректировки небаланса газа;
– идентификации источников небаланса газа;
– оперативного выявления и устранения причин небаланса.
Укрупненная блок-схема последовательности решения задачи идентификации источников и причин небаланса газа в ГТС приведена на рис. 1.
Одним из важных показателей эффективности функционирования ГТС служит создание подсистемы оперативного обнаружения источников и причин небаланса газа «вход – выход», их устранение, контроль и регулирование производственной ситуации в режиме реального времени.
ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ ПОДБОРА МАССИВА ДАННЫХ И ОЦЕНКИ ГРУБЫХ ОШИБОК ИЗМЕРЕНИЙ
В соответствии с представленной схемой решения проблемы небаланса газа в ГТС имеет ключевое значение работа с данными от измерительных систем. Корректный выбор размерности исследуемого массива и выявление грубых ошибок будут определять представительность числовых характеристик статистического анализа.
Формирование массива данных выборки оптимальной размерности.
Критерий оптимальности размерности массива данных – минимум стандартного отклонения как функция размерности массива [12].
, (3)
где S – среднеквадратическое отклонение (СКО) измеренных величин в соответствующей единице измерения, тыс. м3/сутки; N – размерность массива; µ – заданная величина ошибки.
Оценка и выявление грубых ошибок [7‑9].
Метод Ирвина
Для определения грубых ошибок в выборке берутся не менее десяти измерений при известном выборочном СКО.
, (4)
где n – размерность выборки (количество измерений в массиве); xn и xn-1 – текущее и предыдущее измерения.
Q-критерий (Диксона)
Для определения грубых ошибок в выборке с объемом берутся не более десяти измерений при известном СКО:
. (5)
Критерий максимального относительного отклонения.
Вычисляется критерий определения грубой ошибки
, (6)
где mx – оценка математического ожидания измеренной величины (среднее по выборке n).
Критерий Львовского
Используется для определения грубых ошибок измерений в небольшой выборке. При этом вводится корректирующий (уточняющий) коэффициент в методе максимального относительного отклонения;
. (7)
Во всех критериях расчетные значения сравниваются с табличными для данной доверительной вероятности и объема выборки. Гипотеза о наличии грубой ошибки подтверждается, если расчетное значение критерия оценки больше табличного.
Из множества известных способов оценки и исключения грубых ошибок были выделены критерии из формул (4)–(7) из условия стабильной сходимости статистически неразличимых результатов [8].
В случае неопределенности оценки «два из четырех» для достоверности используется обобщенный критерий сравнения усредненных рассчитанных критериев с усредненными табличными значениями для принятия решений о грубой ошибке.
Статистический анализ оперативных данных функционирования ГТС с измерительных систем (часовые, суточные) выявит источники небаланса газа [10‑12].
На рис. 2 представлена укрупненная блок-схема алгоритма статистического анализа и выявления источников небаланса газа.
На следующем этапе решения проблемы небаланса газа после выявления его источников путем статистического анализа всей системы ГТС формируется локальная графо-сетевая модель ГТС с вершинами (УИРГ) и ребрами (линейные участки – ЛУ), для которой решается задача идентификации причин небаланса для каждого ЛУ [13, 14].
АЛГОРИТМ ИДЕНТИФИКАЦИИ ПРИЧИН НЕБАЛАНСА НА ЛИНЕЙНОМ УЧАСТКЕ ГТС
Каждый ЛУ характеризуется динамическими параметрами и условно-постоянными технологическими параметрами объекта.
Динамические параметры – последовательность во времени и пространстве показаний измерительной системы и расчетной системы (вектор A).
Условно-постоянные технологические параметры объекта – длина участка газопровода, пропускная способность, номинальное давление, производительность компрессорных станций и т. п. (вектор B).
1. Формирование массива данных A (a1, …, an) и B (b1, …, bk).
2. Дискретизация отчетного периода времени T работы линейного участка ГТС на интервалы времени ∆t.
3. Верификация измерительных приборов на выбранном ЛУ в начальный момент времени t0.
4. Расчет по математической модели прогнозных значений технологических параметров учета природного газа для сравнения с данными измерительной системы (ИС) ЛУ ГТС для моментов времени t0 + ∆t, …, t0 + k∆t…, t0 + N∆t = T.
5. Сравнение расчетных значений параметров учета с реальными показаниями ИС на каждом шаге k∆t до Т. Для расчетов используются известные математические модели, учитывающие газодинамические закономерности транспортировки по газопроводу (аналитические) или экспериментально-аналитические модели, адаптированные по параметрам к состоянию газопровода [15, 16].
6. Если расчетные измеренные значения совпадают к концу отчетного периода T, то процесс транспортировки газа на данном ЛУ ГТС протекает нормально. Здесь нет утечек (перерасхода, несанкционированного отбора и т. п.), сбоев и нарушений в ИС.
7. При невыполнении условий пункта 6 в момент времени t0 + k∆t в интервале T расхождение реальных показаний с расчетными превышает установленную погрешность.
Возможные причины:
– сбой настроек или нарушение ИС в момент времени t0 + k∆t ;
– изменение структуры звена ЛУ ГТС (утечка, несанкционированный отбор, незапланированные перерасход на выходе или недопоставка газа на входе звена данного ЛУ ГТС).
8. В случае пункта 7 с момента
t0 + k∆t расчетная цепочка для данного звена разветвляется, и по второй цепочке, наряду с вычислением по первой, осуществляется параллельное вычисление. Начальными данными для расчета по ответвленной цепочке принимаются реальные данные ИС на момент времени t + k∆t .
В этом случае (AN, BN) ≠ (AN, BN)*2.
Укрупненная схема вычислительной процедуры показана на рис. 3.
9. Если (AN, BN)* ≈ (AKBK)ИС3, рассчитанные и измеренные на конечном интервале t0 + N∆t периода Т, то результаты показаний ИС в момент t0 + k∆t недостоверны и содержат систематическую ошибку. Вычисления по ответвленной цепочке проводились по недостоверным показаниям ИС, и в конце периода T показания ИС совпали с расчетными по ответвленной цепочке.
10. Вывод по пункту 9 – режим транспорта газа протекает нормально, утечек и перерасхода газа нет, причина в ИС.
11. В случае невыполнения условий пункта 9 причиной небаланса газа на этом ЛУ ГТС являются неучтенные потери газа.
Представленная методика разделения цепочек вычислений состояний и показаний ИС ЛУ ГТС позволяет выявлять нарушение режима транспорта газа на ЛУ и различать характер неисправности газотранспортной системы на данном звене.
Сравнение реального (AKBK)ИС, «испорченного» (AN, BN)* и идеального (AN, BN) конечных состояний на момент времени Т позволит оценочно вычислить систематические ошибки измерительных приборов, а также объем и характер потерь транспортируемого газа (утечки, несанкционированный отбор, отклонение от нормативного расхода в соответствии с паспортными данными на оборудование и т. п.) на рассматриваемом звене.
АНАЛИЗ ПРИЧИН НЕБАЛАНСА ГАЗА ГТС С НЕДОСТОВЕРНО ИЗМЕРЕННЫМИ ПАРАМЕТРАМИ. ПРОБЛЕМА НЕОПРЕДЕЛЕННОСТИ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ
Процедура формирования балансов природного газа в ГТС существенно осложняется наличием неопределенности в исходных данных.
При среднесрочном и краткосрочном планировании режимов работы ГТС большую роль играет состояние трубопроводов и силового оборудования, ИС и т. п. Совокупность этих факторов при решении задач учета и формировании балансов природного газа в ГТС – причина неточности и расплывчатости исходной информации.
В ГТС изменяются коэффициенты гидравлического сопротивления трубопроводов из‑за образования гидратов, конденсата, отложения шлама в полости трубы. С течением времени ухудшаются прочностные характеристики трубопроводов, что приводит к снижению максимально допустимого давления газа. Недостоверность исходных данных учитывается двумя способами – с помощью вероятностных моделей и методов нечеткого анализа. Неопределенность может быть двух типов – случайность (randomness) и расплывчатость (fuzziness). Расплывчатость – основной источник неточности во многих процессах принятия решений. Под расплывчатостью некоторого класса подразумевается невозможность указать резкую границу, отделяющую элементы, принадлежащие данному классу, от элементов, не принадлежащих к нему. При решении задач нечеткими могут быть как ограничения, так и цели [18, 19].
Недостоверность некоторых параметров системы транспорта газа определяется в большей степени расплывчатостью и представляется в виде нечетких множеств, также называемых нечеткими числами. Реальные коэффициенты гидравлического сопротивления трубопроводов, как правило, близки к проектным значениям, но отличаются от них как вследствие выпадения различных осадков на внутренние стенки, так и вследствие погрешности расчета гидравлического сопротивления.
Классические методы обработки данных и построения регрессионных моделей оценки небаланса газа не всегда обеспечивают адекватные результаты решения задач идентификации, в которых информация об исследуемой зависимости между входами и выходом содержит нечеткие лингвистические оценки типа «низкий», «средний», «очень высокий» и т. п.
Рассматривая подход построения нечеткой регрессионной модели по выборке данных с четкими входами и нечетким выходом, можно заметить, что нечеткая регрессия представляет нечеткую функцию, связывающую входы и выход исследуемой зависимости. Параметры этой функции, коэффициенты регрессии задаются нечеткими числами. Для текущего входного вектора нечеткое значение на выходе регрессионной модели рассчитывается по принципу обобщения Беллмана – Заде [19].
СТЕПЕНЬ ДОСТОВЕРНОСТИ РЕДСТАВЛЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ ГТС
В системе магистрального транспорта газа для недостоверно известных параметров будем использовать нечеткое представление.
Недостоверно известными являются:
– расход газа на входах и выходах системы;
– коэффициенты гидравлического сопротивления трубопроводов;
– фактор сжимаемости газа;
– максимальные мощности КС/компрессорного цеха (КЦ).
Все эти величины могут быть заданы как нечеткие числа, функции принадлежности (ФП) будут определяться экспертным путем на этапе обследования ГТС и анализа данных.
Изначально для всех нечетких величин используются линейные трапецеидальные ФП.
Без ограничения общности для всех нечетких величин ФП имеют вид прямолинейных трапеций:
(8)
Нечеткие параметры:
– расход газа xu,max = Qu,max, xu,min = kUQ*Qu,max, где 0 < kUQ > 1 – параметр, определяемый экспертным путем;
– поправка к КПД КС, 0 < kuN < 1, где N – мощность газоперекачивающего агрегата (ГПА);
– поправка при расчете гидравлического сопротивления 0 < kuE < 1 или к величине эквивалентной шероховатости, где E – коэффициент гидравлической эффективности.
Функция принадлежности в процессе функционирования ГТС корректируется как по структуре описания, так и по параметрам на основании анализа данных с точки зрения адекватности принятых решений по небалансу газа в ГТС.
При известном давлении на входе и выходе транзитного ГТС расход газа на входе представляется как нечеткое число с известной функцией принадлежности. Состояние газопроводов, силового оборудования системы и гидравлические эффективности на ЛУ достоверно неизвестны.
Постановка задачи формулируется следующим образом.
Требуется определить ФП расхода газа на выходе системы, что эквивалентно расчету максимальной пропускной способности ГТС как нечеткого числа.
Значение ФП – скалярная неотрицательная величина, характеризующая достоверность от 0 до 1 измеренного или рассчитанного объема газа в интервале x € [xmin, xmax].
Рассмотрим ГТС с одним транзитным входом и выходом. На входе и выходе известны значения давления.
Расход газа на входе в систему задан как нечеткое число с известной ФП. Состояние трубопроводов и силового оборудования системы достоверно неизвестно, гидравлические эффективности на линейных участках и максимальные мощности ГПА на КС заданы нечетко.
Текущие мощности и режимы работы КЦ (число активных ГПА) заранее неизвестны, их предполагается использовать как управляющие воздействия, позволяющие добиться максимального значения ФП расхода газа. Для того чтобы определить процедуру расчета ФП расходов по всей системе, необходимо сначала определить ее для отдельных элементов ГТС, а затем – для их последовательного и параллельного соединения.
Все приведенные выше рассуждения справедливы и для произвольного числа входов и выходов.
На ЛУ нечеткими величинами являются расход газа на входе и гидравлическая эффективность.
В соответствии с принципом Беллмана – Заде (наибольшее значение функции принадлежности в пересечении нечетких множеств) ФП расхода газа имеет вид:
, (9)
где λ – коэффициент гидравлического сопротивления; µλ(x) – ФП зависимости расхода газа от λ на ЛУ.
На КС нечеткими величинами являются номинальные мощности ГПА.
Зависимость расхода газа через ГПА от внутренней мощности:
, (10)
где µN(x) – ФП зависимости расхода газа через ГПА от его внутренней мощности N на КС.
Множество решений задач по формулам (6)–(8) определяется пересечением нечетких множеств.
В зависимости от технологической схемы группы ГПА изменяются структура и параметры зависимости ФП.
Рассматриваемый подход позволяет строить модель множественной регрессии зависимости суточного небаланса газа от суточных объемов УИРГ (рис. 2, блоки 2‑4) с вектором нечетких коэффициентов множественной регрессии Ã.
Нечеткая модель, в отличие от модели с вектором четких коэффициентов A, имеет преимущество с точки зрения настройки ее параметров и, как следствие, повышения точности расчетов при нормировании погрешности.
НОРМИРОВАНИЕ ПОГРЕШНОСТИ
Нормирование погрешности расчета баланса газа в условиях неполноты информации – важная составляющая задачи согласования и формирования балансов газа в ГТС.
Методика нормирования погрешности основана на статистическом анализе данных, регрессионном и корреляционном анализах и законах накопления ошибок.
Нормирование погрешности формирования баланса (небаланса) газа в ГТС – это расчет потерь газа для требуемых условий технического состояния и режимов работы газопровода.
Нормативное значение погрешности используется для:
– проверки фактических значений небаланса на нормативное соответствие с целью определения недостоверных значений небаланса, установления факта дополнительных несистемных потерь газа;
– определения недостоверных значений небаланса и установления факта дополнительных потерь газа;
– оценки эффективности планируемых мероприятий оптимизации управления ГТС;
– прогнозирования погрешности расчета баланса газа;
– сравнительного анализа нормативного и расчетного объемов небаланса для оценки: степени эффективности планируемых мероприятий оптимизации; эффективности уже реализованных мероприятий.
При нормировании погрешности необходимы оценки средних, ожидаемых и граничных, максимально допустимых потерь.
В вышеприведенных задачах в качестве нормативной погрешности используют максимально допустимые значения потерь, для остальных – потери в среднем.
Для практического применения нормирования погрешности баланса газа в ГТС должны быть получены два нормативных значения – средней и максимально допустимой погрешности.
ВЫВОДЫ
Предложен комплексный подход для анализа небаланса транспорта газа, построения системы идентификации источников и формирования рекомендаций по устранению причин небаланса газа в ГТС, что служит инструментом для дальнейшего эффективного управления ГТС.
Предлагаемые методика и построение системы анализа данных режима работы ГТС и оценка возможных причин возникновения небаланса используют аналитические модели трубопроводной ГТС с учетом газодинамических закономерностей транспортировки газа по трубопроводу наряду со статистическими методами анализа и прогноза.
Предложено решение в виде комбинированной математической модели небаланса газа как синтеза аналитической и численной статистической моделей.
Рассмотрена система поэтапного моделирования ГТС с параллельной верификацией ИС в режиме реального времени независимо для разных звеньев газотранспортной системы, что позволяет существенно ускорить общую обработку данных и сократить временные затраты. В конце отчетного периода определяется наличие технологических расхождений со сбалансированным режимом работы газотранспортной системы.
При оценке причин небаланса газа в ГТС и формировании балансов учитывается и недостоверность информации путем применения теории нечетких множеств, используя функции принадлежности и аппарат нечеткой логики при формулировке целей и ограничений.
Создание и внедрение системы оперативного обнаружения источников и причин небаланса газа в ГТС, его устранение, контроль и регулирование производственного процесса в режиме реального времени повысит качество функционирования ГТС.
1 Расчет фактической погрешности измерений должен производиться только для СИ, непосредственно участвующих в расчете баланса ГТС.
2 (AN, BN) – «идеальное» и (AN, BN)* – «испорченное» конечные состояния на момент времени Т.
3 (AKBK)ИС – «реальное» конечное состояние на момент времени Т.
Рис. 1. Укрупненная блок-схема решения задачи идентификации источников и причин небаланса газа в ГТС
Fig. 1. Macro flowchart for identification of sources and causes of gas unbalance in GTS
Рис. 2. Укрупненная блок-схема алгоритма статистического анализа данных и идентификации источников небаланса газа ГТС
Fig. 2. Macro flowchart of statistical data analysis and identification of gas unbalance sources in GTS
Рис. 3. Укрупненная схема расчета и сравнительного анализа данных по модели и ИС для ЛУ ГТС
Fig. 3. Macro flowchart of calculation and comparative analysis of data according to a model and measurements for linear part of GTS
Энергоснабжение и энергосбережение
Авторы:
В.В. Онокой, ООО «Газпром энерго» (Москва, РФ), V.Onokoy@adm.energo.gazprom.ru
Л. Н. Лебедева, ООО «Газпром энерго», L.Lebedeva@adm.energo.gazprom.ru
М. Н. Корнеева, ООО «Газпром энерго», M.Korneeva@adm.energo.gazprom.ru