0

ВСЕУКРАЇНСЬКИЙ СЕМІНАР-НАРАДА

«Приладовий облік природного газу, його нормативно-правове та метрологічне забезпечення»

(збірка тез доповідей)

м. Запоріжжя о. Хортиця

27-31 травня 2019 року

1

2

3

Хід реалізації Концепції створення єдиної системи обліку природного газу

Власюк Я.М. к.т.н. НАК «Нафтогаз України».

У 2001 році постановою КМУ від 21.08.01 №1089 затверджена «Концепція

створення єдиної системи обліку природного газу». Ця Концепція розроблена

фахівцями Компанії з урахуванням передового закордонного досвіду.

Концепцією передбачено:

‒ впровадження високоточних сучасних лічильників природного газу;

‒ створення спеціальних еталонів об'ємної витрати природного газу;

‒ впровадження автоматизованих вимірювальних комплексів;

‒ запровадження стандартів, гармонізованих з європейськими;

‒ здійснення обліку природного газу та проведення розрахунків за нього

з урахуванням його енергії.

Згідно з Протоколом про приєднання до Договору про заснування

Енергетичного Співтовариства Україна взяла на себе зобов’язання щодо

забезпечення прав користувачів на отримання вигоди від конкуренції за

наявності справедливої ціни за енергоносії. Користувачі повинні мати доступ

до інформаційних даних про обсяги газу та його енергетичні характеристики,

пов’язані із цим ціни газу як товару та ціни (тарифів) на обслуговування. При

цьому облік та плата за використаний газ повинна здійснюватися за кількістю

його енергії в одиницях вимірювання, які визначені чинними нормативними

документами: кВт•год (система одиниць вимірювання USC).

В Україні на сьогодні час функціонує біля 120 лабораторій, акредитованих

на право визначення фізико-хімічних показників (ФХП) природного газу. В

Україні по всій газотранспортній системі визначено біля 700 характерних місць

відбору проб, де періодично (не рідше раз в декаду) відбираються проби газу, за

якими в акредитованих лабораторіях проводиться визначення ФХП газу, серед

яких є і теплота згоряння. За значеннями представницької (репрезентативної)

теплоти згоряння газу як умовно сталої величини та за значенням об’єму газу,

приведених до стандартних умов, визначається енергія природного газу. Така

процедура прийнята в світовій практиці і визнана в міжнародному стандарті

ISO 15112:2007, IDT, який ще в 2009 році набув чинності в Україні і відповідно

якого періодичність визначення теплоти згоряння природного газу у споживача

складає в основному місяць. Похибка значення представницької теплоти

згоряння природного газу, який подається населенню, має бути не більша 2%.

Крім того в особливо важливих місцях ГТС України встановлено біля 80-

ти потокових хроматографів, покази яких можуть використовуватися для

визначення енергії газу в масштабі реального часу та більш точного визначення

представницької теплоти згоряння.

Вартість одного потокового хроматографа – більше 100 тис. доларів

США. Вартість вітчизняного потокового густиноміра менше 100 тис. грн.

Оптимально використовувати потокові густиноміри на місцях періодичного

відбору проб природного газу для встановлення необхідності проведення

позачергового визначення ФХП газу при зміні його складу, при цьому при

сталому складі газу періодичність чергового відбору збільшити щонайменше

до місяця (вартість одного аналізу проби природного газу в акредитованій

лабораторії складає біля 1 тис грн.).

4

Фахівцями НАК «Нафтогаз України» ще в 2016 році розроблено та подано

на розгляд Міненерговугілля та Мінекономрозвитку для затвердження в

установленому порядку постановою КМУ План заходів із запровадження в

Україні обліку природного газу в одиницях енергії (викреслене втратило на

даний момент актуальність).

№

п/п Назва заходу

Термін

виконання Виконавці

1. Унесення змін до Правил обліку природного газу

під час його транспортування газорозподільними

мережами, постачання та споживання, затверджених

наказом Мінпаливенерго від 27.12.05 №618, в

частині встановлення єдиних вимог для всіх

суб`єктів ринку природного газу та газодобувних

підприємств щодо приладового обліку природного

газу в одиницях енергії (кВт•год) на основі вищої

теплоти згоряння за стандартних умов: абсолютного

тиску 101,325 кПа, температури визначення

об’єму 20 ОС, температури спалювання 25 ОС

Розроблено,

на затверд-

женні

Міненерговугілля,

Мінекономрозвитку,

НАК «Нафтогаз

України»

2. Розроблення Порядку організації забезпечення

учасників ринку природного газу інформацією про

фізико-хімічних показників та кількості енергії

природного газу, що передається або

використовується

+ НКРЕКП

НАК «Нафтогаз

України»

3. Унесення змін до Методики приведення об'єму

природного газу до стандартних умов за показами

побутових лічильників у разі відсутності приладів

для вимірювання температури та тиску газу,

затвердженої наказом Мінпаливенерго від 26.02.2004

№116, та поширення її дії на приладовий облік

природного газу для побутових споживачів

Міненерговугілля,

Мінекономрозвитку,

НАК «Нафтогаз

України»

4. Установлення норм використання природного газу

побутовими споживачами відсутності лічильників

газу, а також при встановленні пільг та субсидій

залежно від газовикористовуючого обладнання в

одиницях енергії

КМУ, НКРЕКП,

Мінрегіон,

Мінсоцполітики

5. Унесення змін до Правил постачання природного

газу, Типового договору транспортування

природного газу, Типового договору розподілу

природного газу, Типового договору зберігання

(закачування, відбору) природного газу, Типового

договору постачання природного газу побутовим

споживачам та інших нормативно-правових актів у

частині запровадження обліку природного газу в

одиницях енергії.

НКРЕКП

6. Запровадження перехідного періоду, протягом якого

облік природного газу повинен здійснюватися

одночасно в одиницях об’єму, приведеного до

стандартних умов (куб. м), а також в одиницях

енергії (кВт•год), але розрахунки за послуги з

+ Міненерговугілля,

Мінекономрозвитку,

НКРЕКП

5

транспортування, зберігання та використання

природного газу повинні здійснюватися на основі

об’єму, приведеного до стандартних умов

7. Розроблення нормативно-правового акта

«Технічний регламент на природний газ», що

регламентує вимоги до ФХП природного газу

Підготов-

лено

Міненерговугілля,

Мінекономрозвитку,

профільні інститути

8. Приведення нормативно-правових актів у

відповідність з вимогами пункту 1 цього Плану

КМУ, НКРЕКП,

Міненерговугілля,

Мінекономрозвитку

9. Розроблення та запровадження потокових засобів

вимірювальної техніки та методик вимірювання

теплоти згоряння одорованого природного газу

Міненерговугілля,

Мінекономрозвитку,

профільні інститути,

виробники ЗВТ

10. Розроблення та запровадження нових, а також

модернізація існуючих засобів вимірювальної

техніки, які б забезпечували вимірювання та

зведення об’єму природного газу до температури як

20 ОС, так і 0 ОС.

!!! Мінекономрозвитку,

виробники ЗВТ

11. Перехід до взаєморозрахунків між суб’єктами ринку

природного газу, а також газодобувними

підприємствами виключно за обсягами природного

газу в одиницях енергії

КМУ, НКРЕКП,

Міненерговугілля,

Мінекономрозвитку,

суб’єкти ринку

природного газу

Щодо п. 3: поширення дії Методики на приладовий облік природного газу

для побутових споживачів можливий в разі переходу на розрахунок за обсягами

природного газу в одиницях енергії та відповідного зменшення тарифу на

розподіл.

Щодо п.9 Заходів. На сьогодні в Івано-Франківську, Дніпрі, Харкові,

Києві ведуться розроблення потокових засобів вимірювання теплоти згоряння

одорованого природного газу з використанням опосередкованих методів:

термокаталітичного (спалювання на каталізаторі), термокондуктометричного,

термоанемометричного, вимірювання швидкості звуку та концентрації СО2. На

жаль ще не розроблені засоби вимірювання концентрації N2. Пропоную в цих

потокових засобах вимірювання теплоти згоряння природного газу реалізувати

функцію введення концентрації N2 як умовно сталої величини.

Враховуючи те, що значення температури стандартних умов приведення

об’єму газу не впливає на загальну кількість енергії природного газу, виконання

п. 10 до запровадження взаєморозрахунків між суб'єктами ринку природного

газу за обсягами природного газу в одиницях енергії не обов’язкове (не

обов’язково замінювати біля 30-ти тисяч відносно не старих коректорів). Вміст води практично не впливає на теплоту згоряння природного газу.

______________________________________________________________________________________

6

Імплементація законодавчих та нормативно-правових актів

Євросоюзу у частині обліку природного газу та метрології

Осієвський В.О. к.т.н., НАК «Нафтогаз України»

Згідно з чинним в Україні національним стандартом ДСТУ ISO 15112:2009

«Природний газ. Визначення енергії» (ISO 15112:2007, IDT), ідентичним до

міжнародного стандарту, кількість енергії (Е), яка є у заданій кількості газу (Q),

обчислюють множенням теплоти згоряння (Н) на відповідну кількість газу:

Е = Н · Q

Кількість енергії природного газу визначають з використанням

вимірювальних систем, до складу яких входять вузли обліку природного газу

(далі – ВОГ) та вузли визначення фізико-хімічних параметрів (далі – ФХП).

При цьому ВОГ та вузол визначення ФХП природного газу можуть бути

розташовані в різних місцях і належати різним власникам, зокрема, вузол

визначення ФХП може одночасно входити до різних вимірювальних систем, які

відносяться до одного маршруту транспортування природного газу

газотранспортними або газорозподільними системами.

Відповідно до пункту 2 статті 7 Закону України «Про метрологію та

метрологічну діяльність» результати вимірювань можуть бути використані у

сфері законодавчо регульованої метрології за умови, що для таких результатів

відомі відповідні характеристики похибок або невизначеність вимірювань. А

згідно з пунктом 1 статті 3 цього закону до сфери законодавчо регульованої

метрології, зокрема, відносяться торговельно-комерційні операції та

розрахунки між покупцем (споживачем) і продавцем (постачальником,

виробником, виконавцем), у тому числі під час надання транспортних,

побутових, комунальних послуг, постачання та/або споживання енергетичних і

матеріальних ресурсів (електричної і теплової енергії, газу, води,

нафтопродуктів тощо).

Вимірювальні системи визначення обсягів природного газу в одиницях

енергії, які можуть бути у вигляді електромеханічних, електронних систем або

систем, що містять програмний продукт, відносяться до автоматизованих

систем контролю і обліку енергетичних і матеріальних ресурсів (зокрема

природного газу). Оскільки вказані системи призначені для комерційного

обліку і результати вимірювань яких використовуються для розрахунків за

енергоносії, то на них поширюються вимоги Технічного регламенту

законодавчо регульованих засобів вимірювальної техніки, затверджений

постановою Кабінету Міністрів України від 13.01.16 № 94 (далі – Технічний

регламент). Згідно з суттєвими вимогами, наведеними у додатку 2 до згаданого

Технічного регламенту похибка вимірювань (за нормованих робочих умов і за

відсутності перешкод) не повинна перевищувати значення максимально

допустимої похибки, яке встановлено спеціальними вимогами відповідних

національних стандартів, зокрема тих, відповідність яким надає презумпцію

відповідності вимогам Технічного регламенту.

Згідно з наказом Мінекономрозвитку від 05.05.18 № 622 «Про

затвердження переліку національних стандартів, відповідність яким надає

презумпцію відповідності засобів вимірювальної техніки суттєвим вимогам

Технічного регламенту законодавчо регульованих засобів вимірювальної

7

техніки» до числа таких стандартів відноситься ДСТУ OIML R 140:2014

«Вимірювальні системи для газоподібного палива» (OIML R 140, edition 2007,

IDT). При цьому стандарт встановлює наступні значення максимально

допустимих похибок вимірювань систем, ВОГ та вузлів визначення ФХП.

Максимально

допустима похибка

Клас

точності

А

Клас

точності

В

Клас

точності

С

Визначення енергії ± 1,0 % ± 2,0 % ± 3,0 %

Визначення об'єму, зведеного

до стандартних умов ± 0,9 % ± 1,5 % ± 2,0 %

Визначення представницької

теплоти згоряння ± 0,6 % ± 1,25 % ± 2,0 %

Визначення характеристик похибок або невизначеності результатів

вимірювань вимірювальних систем здійснюється у процесі оцінки відповідності

вимогам Технічного регламенту.

Варто відзначити, що в Україні загальна кількість вимірювальних систем з

врахуванням споживачів з побутовими лічильниками газу перевищує десять

мільйонів. За прийнятний час здійснити процедуру оцінки відповідності таких

систем просто неможливо. Тому встановлення характеристик похибок або

невизначеності результатів вимірювань вимірювальних систем цілком можна

здійснити нормативно-правовим актом «Правила визначення обсягів

природного газу та вимоги до засобів їх вимірювань передбачається

визначення», які у встановленому порядку затверджуються наказом

Міненерговугілля з реєстрацією в Мін’юсті, за умови, що ВОГ та вузли

визначення ФХП пройшли оцінку відповідності Технічному регламенту і для

них характеристики похибок або невизначеності результатів вимірювань відомі.

Особливо складно забезпечити виконання вимог законодавства для

вимірювань об’єму природного газу, зведеного до стандартних умов, для ВОГ

класу точності С з використанням побутових лічильників газу класу 1,5. У

конструкції більшості побутових лічильників класу 1,5 або зовсім відсутні

засоби приведення результатів вимірювань об’єму газу до стандартних умов

(елементів термокомпенсації чи термокорекції) або вони здійснюють

приведення лише за температурою без врахування дійсних значень

абсолютного тиску та ФХП природного газу. Чинна Методика приведення

об'єму природного газу до стандартних умов за показами побутових

лічильників у разі відсутності приладів для вимірювання температури та тиску

газу, яка затверджена Наказом Мінпаливенерго 26.02.04 № 116 та зареєстрована

в Мін’юсті 19.03.04 за № 346/8945 (далі – Методика), враховує особливості

конструкції, монтажу в опалювальному приміщенні чи зовні, розрахункового

місяця та регіону використання газу.

8

Однак, для згаданої Методики відсутня оцінка невизначеності або похибки

приведення об’єму до стандартних умов, і згідно з вимогами закону «Про

метрологію та метрологічну діяльність» результати визначення об’єму з її

використанням не можуть бути використані для комерційного обліку. Крім

того, Методика розроблялась з використанням даних будівельної кліматології

40-річної давності. За час, що минув, суттєво зросла температура довкілля, про

що свідчать результати дослідження глобального потепління на Землі. Таким

чином, Методика потребує суттєвого доопрацювання, зокрема у частині

актуалізації коефіцієнтів для приведення об’єму газу до стандартних умов.

Оскільки ВОГ класу точності С складаються лише з побутових лічильників газу

класу 1,5, то в проекті Правил передбачено, що оцінку відповідності

Технічному регламенту таких ВОГ можна не проводити за умови, що самі

лічильники пройшли оцінку відповідності Технічному регламенту засобів

вимірювальної техніки, затвердженому постановою Кабінету Міністрів України

від 24.02.2016 № 163.

___________________________________________________________________

УДК 006.91:681.121

Дослідження впливу інтенсивності роботи побутових

лічильників газу на їх метрологічні характеристики

Середюк О.Є., д.т.н., професор

Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу

Значна кількість в експлуатації в Україні (понад 9,5 млн.) побутових

лічильників газу (ПЛГ) вимагає здійснення їх періодичної повірки за

допомогою еталонних установок. Опрацювання статистичних результатів

повірки ПЛГ відкриває можливості щодо дослідження питання стабільності

метрологічних характеристик ПЛГ, насамперед їх похибки при експлуатації.

Адже її визначення при періодичній повірці після певного терміну

експлуатації ПЛГ, на даний час 8 років, може опосередковано характеризувати

втрати газу газозбутових організацій. Тому результати експериментальних

досліджень ПЛГ під час їх періодичної повірки є насамперед статистичною

інформацією про функціонування цих засобів вимірювань в експлуатаційних

умовах і є об’єктом уваги відповідних підрозділів організацій, що здійснюють

експлуатацію і повірку лічильників.

Поряд з цим розвиток практичних аспектів метрологічного забезпечення

ПЛГ при їх експлуатації повинен бути здійснений на підставі вивчення

закономірностей зміни похибки ПЛГ впродовж міжповірочного інтервалу. Це

може сприяти не тільки виявленню конструктивних недоліків при експлуатації

ПЛГ, але і слугувати підставою для запровадження рекомендацій щодо зміни

тривалості міжповірочного інтервалу. Статистичні дослідження

експлуатаційних метрологічних характеристик ПЛГ можуть сприяти

поглибленню вивчення питання стосовно експлуатаційного (без повірки з

наступною заміною) терміну використання побутових лічильників, як це

реалізовано, наприклад в Польщі [1,2]. Такий підхід зумовлює необхідність

статистичного інформаційного оцінювання досліджуваних впливових

факторів на якість функціонування ПЛГ.

9

Відомими є результати метрологічних досліджень ПЛГ в експлуатаційних

умовах [3, 4], які дозволили встановити закономірності зміни похибок ПЛГ.

Основним отриманим висновком є кількісне встановлення і експериментальне

підтвердження закономірності зміщення похибки ПЛГ у від’ємну сторону на

витратах, що наближаються до мінімальних.

Ці результати досліджень є неповними, оскільки не відображають зміну

похибки з врахуванням інтенсивності експлуатації ПЛГ впродовж

міжповірочного інтервалу. Проведений статистичний аналіз зміни похибки

ПЛГ при їх експлуатації [3, 4] тільки кількісно характеризує зміну

метрологічних характеристик і не дає можливості здійснити багатофакторне

математичне узагальнення.

Метою роботи є вивчення закономірності зміни похибки конкретних

типів ПЛГ від інтенсивності експлуатації в міжповірочний період, що

опосередковано характеризує якість їх виготовлення підприємствами

виробниками.

За основу статистичного дослідження вибрані результати повірки в

2017 р. понад чотирьох тисяч ПЛГ на еталонних установках ПАТ «Івано-

Франківськгаз». Було вибрано для аналізу чотири різних підприємств-

виробників ПЛГ однакового типорозміру G4, зокрема GALLUS, METRIX,

OKTAVA, SAMGAS. Формування вибірок лічильників було здійснено за

об’ємом V обліченого (виміряного) природного газу за міжповірочний період,

який був вибраний з інтервалом 10 тис. м3 з максимальним значенням

виміряного об’єму до 60 тис. м3.

а) б)

в) г)

Рисунок 1 – Графічна ілюстрація зміни розподілу кількості лічильників

від виміряного ними об’єму

10

Інтенсивність експлуатації подана відповідними гістограмами на рис. 1.

Вони характеризують відносну кількість ПЛГ (у відсотках від повіреної

кількості), похибка яких при мінімальній витраті знаходилася в допустимих

межах (-6%...+3%), а також в межах (-6%...-30%). Ця межа досліджуваних

від’ємних похибок, які перевищують допустиму похибку, вибрана автором

умовно оскільки такий підхід розширяє можливості оцінювання зміни

похибки, а також, на наш погляд, за таких умов ПЛГ ще можуть бути

відремонтованими. В іншому випадку вони підлягають заміні на справний ПЛГ.

З рис. 1 видно практично подібні статистичну закономірність зменшення

відносної кількості ПЛГ, які знаходяться у більш інтенсивній експлуатації,

тобто здійснюють облік більшого об’єму природного газу за міжповірочний

період. Ці графіки також характеризують закономірності практичних аспектів

встановлення ПЛГ у побутових споживачів.

Тут зауважимо, що простий підрахунок середньогодинного споживання

лічильниками становить 0,22 м3 (при міжповірочному періоді споживання

близько 10 тис. м3) і 1,36 м3 (при міжповірочному періоді споживання близько

60 тис. м3). В першому випадку таке споживання є приблизно в 3 рази меншим

від витрати 0,1 Qmax (0,6 м3/год) (тобто лічильники працюють при близьких до

мінімальних витратах). В другому випадку усереднене споживання є близьким

до 0,2 Qmax (1,2 м3/год) такий розрахунковий підхід некоректний, оскільки

робота ПЛГ практично не рівномірна впродовж доби і пори року. Тому

необхідно розробити методологію оцінювання фактичної інтенсивності

роботи ПЛГ або попробувати статистично кількісно оцінити інтенсивність їх

роботи.

а) б)

Рисунок 2 – Графічна ілюстрація

зміни похибки ПЛГ на витраті

Qmin (a) і на витраті Qmax (б)

в)

11

Подібність гістограм характеризує також практичні аспекти застосування

певного типорозміру лічильників у газоспоживачів, що реалізують відповідні

акціонерні товариства (облгази). Оскільки статистичні дослідження ПЛГ

типорозміру G4 вказаних вище моделей стосувалися ПАТ «Івано-

Франківськгаз», то доцільним було б вивчення інтенсивності експлуатації

ПЛГ в інших областях України, що опосередковано могло би характеризувати

правильність вибору типорозміру ПЛГ в залежності від об’єму облікованого

газу, тобто від виду газовикористовуючого обладнання (приладів, що

працюють на газоподібному паливі).

З використанням програмного забезпечення «MS Excel» отримані

закономірності зміни похибки ПЛГ на мінімальній витраті Qmin (рис 2, а), на

максимальній витраті Qmax (рис 2, б) і на витраті 0,2Qmax (рис 2, в).

За результатам досліджень статистично встановлено зростання від’ємної

похибки із збільшенням об’єму виміряного газу практично для всіх

виробників, крім GALLUS G4. Пояснення цих даних практично відсутнє,

однак не є підставою характеризувати найкращу якість цього типу ПЛГ, хоча і

цим фактором не можна нехтувати. Для METRIX G4 похибка зростає від -

2,4% при 5,4 тис. м3 до -6,6% при 54,3 тис. м3, а для SAMGAS G4 зростання

від’ємної похибки становить від -4,8% при 4,9 тис. м3 до -10,1% при 54,8 тис.

м3. Ці дані внаслідок опосередкованості не можуть в повній мірі

характеризувати гірші експлуатаційні властивості ПЛГ типу SAMGAS G4,

оскільки це може бути зумовлено особливостями функціонування ПЛГ.

Наприклад, причинами можуть бути невідповідна якість природного газу

(зокрема наявність забруднень) або великоамплітудним імпульсним режимом

вимірювання при дискретному функціонуванні газовикористовуючого

обладнання. Також на отримані результати може впливати недостатній об’єм

отриманої вибірки ПЛГ, що обліковували понад 20 тис. м3.

Закономірності зміни похибки на витратах Qmax і 0,2Qmax практично не

виявлені для всіх досліджуваних типів ПЛГ типорозміру G4 і характеризують

про відсутність впливу виміряного об’єму на похибку ПЛГ за цих умов, яка не

перевищує допустиму паспортну

Висновки:

1. Встановлено закономірність зростання від’ємної похибки на мінімальних

витратах ПЛГ із збільшенням виміряного об’єму газу в міжповірочний період.

2. Встановлено відсутність закономірностей у зміні похибки лічильників на

витратах Qmax і 0,2 Qmax

3. Статистичні дослідження за результатами повірки ПЛГ на повірочних

еталонних установках дозволяють науково обґрунтувати доцільність вивчення

експлуатаційних властивостей ПЛГ, що може бути інформаційним фактором

для вивчення експлуатаційних метрологічних характеристик ПЛГ.

4. Отримані результати дають можливість оцінювати експлуатаційні

властивості побутових лічильників газу різних виробників і обґрунтовують

доцільність проведення таких досліджень для інших виробників і інших

типорозмірів лічильників.

5. Доцільним є проведення аналогічних статистичних досліджень для інших

регіонів і областей України, що може опосередковано характеризувати якість

12

облікованого природного газу через інтенсивність зміни похибки ПЛГ в

міжповірочний період експлуатації.

6. За результатами досліджень доцільним є вивчення питання щодо

розроблення нормативного документа, який би регламентував можливість

збільшення міжповірочного інтервалу для ПЛГ за умови напрацювання

(вимірювання) ними впродовж першого міжповірочного інтервалу (8 років) не

більше 30-40 тис. м3.

Літературні джерела

1. Jaworski J. Badanie gazomierzy miechowych metoda proby losowej. Czesc

II. Przeglad Gazowniczy. 2009. Grudzien. S 48-51.

2. https://wentylacja.com.pl/att/article/Dopke199-SystemyOgrzewania-

Gazomierze-Czesc-3-564.pdf

3. Середюк О.Є., Лютенко Т.В. Статистичний аналіз зміни похибки

побутових лічильників газу при їх експлуатації. Technical Using of

Measurement-2017: тези доп. ІІІ Всеукр. наук.-техн. конф. молодих вчених у

царині метрології (м. Славське, 24-27 січня 2017). К.: Академія метрології

України. 2017. С.48-51.

4. Середюк О. Є. Нова методологія повірки побутових лічильників газу за

результатами статистичних досліджень їх експлуатаційної похибки.

Всеукраїнський семінар-нарада «Облік природного газу та метрологія»: збірка

доповідей (м. Чернівці), 21-25 травня 2018р. К.: НАК «Нафтогаз України».

2018. С. 25- 28. ______________________________________________________________________________________

Актуальність визначення терміну «Вузол обліку газу» Мартиненко І.А. НАК «Нафтогаз України»

Автор проаналізував деякі визначення (терміни) щодо обліку природного

газу, в тому числі комерційного, які наведено у Законах України та інших

нормативних та нормативно-правових актах.

Порівняльна таблиця визначень

Визначення вузол

обліку природного газу

(ВОГ)

Визначення

комерційний

вузол обліку газу

Визначення

комерційний

приладовий облік.

Закон України

«Про ринок

природного газу»

Немає Немає Немає

Закон України

«Про

забезпечення

комерційного

обліку

природного газу»

від 16.06.11

№3533- VI

Вузол обліку

природного газу –

сукупність засобів

вимірювальної техніки

та допоміжних засобів,

призначених для

вимірювання, реєстрації

результатів

вимірювання та

розрахунків об'єму

Немає Комерційний

(приладовий)

облік природ-

ного газу

(далі – облік

природного газу) – визначення за

допомогою вузла

обліку

природного газу

13

природного газу, зведе-

ного до стандартних

умов, що складається з

одного або кількох

вимірювальних

комплексів та/або:

лічильника газу в комп-

лекті з реєструвальними

приладами температури

і тиску газу;

лічильника газу в ком-

плекті з показуваними

приладами температури

і тиску газу;

лічильника газу, вимоги

до якого встановлюють-

ся нормативно-правови-

ми і нормативно-техніч-

ними документами

обсягу

споживання

та/або реалізації

природного газу,

на підставі якого

проводяться

взаєморозра-

хунки між

споживачами

природного газу

та суб'єктами

господарювання,

що здійснюють

постачання

природного газу

Наказ МПЕ від

27.12. 05 №618»

Про затверд-

ження Правил

обліку природ-

ного газу під час

його транспорту-

вання газорозпо-

дільними мере-

жами, постачання

та споживання»

Вузол обліку газу –

сукупність засобів

вимірювальної техніки

та допоміжних засобів,

що призначена для

вимірювання, реєстрації

результатів

вимірювання та

розрахунків об'єму газу,

зведеного до

стандартних умов (далі

- об'єм газу), і

складається з одного

або декількох

вимірювальних

комплексів та/або:

‒ з лічильника газу в

комплекті з

реєструвальними

приладами

температури і тиску

газу;

‒ з лічильника газу в

комплекті з показува-

ними приладами

температури і тиску

газу;

Комерційний

вузол обліку газу – вузол обліку

газу, за даними

якого сторонами

договору на

постачання газу

(далі - договір)

оформлюються

акти приймання-

передачі газу і

здійснюються

взаєморозра-

хунки

Комерційний

облік газу –

визначення

кількості

протранспорто-

ваного газу

розподільними

мережами та

обсягів його

реалізації за

актами звітності,

підготовлених на

підставі даних

комер-ційних

вузлів обліку газу

14

‒ лічильника газу

згідно з ДСТУ 3336-

96 «Лічильники газу

побутові. Загальні

технічні вимоги».

ДБН В.2.5-20-

2001

«Газопостачання»

затверджені

наказом

Держбуду

України від

23.04.01 №101

Вузол обліку газу –

сукупність засобів

вимірювальної техніки

та додаткового

обладнання,

призначеного для

вимірювання об'єму

газу, зведеного до

стандартних умов

Комерційний

ВОГ – Вузол

обліку газу, що

визнається

сторонами в

договорі на

постачання

(транспортування,

зберігання) газу і

технічні характе-

ристики якого

відповідають

умовам, встанов-

леним Положен-

ням про застосу-

вання засобів

вимірю-вальної

техніки, які ви-

користовуються

при комерцій-

ному обліку

природного газу

Немає

«Кодекс

газорозподільних

систем».

Постанова

НКРЕКП від

30.09.15 №2494

Вузол обліку

природного газу /

вузол обліку / ВОГ –

сукупність засобів

вимірювальної техніки,

зокрема лічильник газу

або звужуючий

пристрій, та

допоміжних засобів,

призначених для

вимірювання, реєстрації

результатів

вимірювання та

розрахунків об'єму

природного газу,

зведених до

стандартних умов,

визначених

законодавством

Комерційний

вузол

обліку/комерцій

ний ВОГ – вузол

обліку

природного газу,

організований

відповідно до

вимог цього

Кодексу для

комерційного

обліку природ-

ного газу при

визначенні

об’єму (обсягу)

передачі та

розподілу

(споживання/

постачання)

Комерційний

облік

природного газу – визначення

об’ємів (обсягів)

передачі та розпо-

ділу (споживання/

постачання)

природного газу в

точках комерцій-

ного обліку на

підставі даних

комерційних

вузлів обліку та

інших регламент-

них процедур у

передбачених цим

Кодексом

випадках

15

природного газу в

точці

комерційного

обліку

«Кодекс

газотранспортної

системи».

Постанова

НКРЕКП від

30.09.15 №2493

Немає Комерційний

вузол обліку

природного газу

(ВОГ) – вузол

обліку, що

застосовується

для проведення

комер-ційних

розрахунків при

визначенні об'єму

(обсягу)

транспортування

(споживання/пост

ачання)

природного газу в

точці

комерційного

обліку

Немає

Крім того: Закон України «Про ринок природного газу» від 09.04.15

№329-VIII додатково роз'яснює мету приладового обліку та умови постачання

природного газу:

1. Приладовий облік природного газу здійснюється з метою отримання та

реєстрації достовірної інформації про обсяги і якість природного газу під час

його транспортування, розподілу, постачання, зберігання та споживання.

2. Приладовий облік природного газу здійснюється з метою визначення за

допомогою вузла обліку природного газу обсягів його споживання та/або

реалізації, на підставі яких проводяться взаєморозрахунки суб'єктів ринку

природного газу.

3. Постачання природного газу споживачам здійснюється за умови наявності

вузла обліку природного газу. Побутові споживачі у разі відсутності приладів

обліку природного газу споживають природний газ за нормами, встановленими

законодавством, до термінів, передбачених у частині першій статті 2 Закону

України «Про забезпечення комерційного обліку природного газу».

І одна з важливих умов: «Результати вимірювань вузла обліку природного газу

можуть бути використані за умови забезпечення єдності вимірювань».

Так що таке ВОГ та його складові?

В Законі України «Про ринок природного газу» визначено: «Вимоги до

складових частин вузла обліку природного газу, правил експлуатації приладів

обліку, порядку вимірювання обсягів та визначення якості природного газу

визначаються технічними регламентами та нормами, правилами і стандартами,

що встановлюються і затверджуються центральним органом виконавчої влади,

16

що забезпечує формування та реалізацію державної політики в нафтогазовому

комплексі».

Положенням про Міністерство енергетики та вугільної промисловості

України, що затверджене постановою КМУ від 29.03.17 №208, таким органом

визначено Міненерговугілля.

У свою чергу «Кодекс газорозподільних систем» (постанова НКРЕКП від

30.09.15 №2494) трактує склад ВОГ (абзац 6 пункту 2 глави 2 розділу Х):

До складу комерційного ВОГ з використанням побутового лічильника

газу входять:

‒ лічильник газу;

‒ фільтр газу, якщо це передбачено технічними умовами та проектом;

‒ автоматизовані пристрої передачі результатів вимірювання вузла обліку,

якщо це передбачено технічними умовами.

‒ вимикаючі засувки на вході до комерційного ВОГ;

‒ автоматизовані пристрої приведення об'ємів природного газу до

стандартних умов (коректор об'єму газу, що складається з обчислювача,

коректора, вимірювального перетворювача температури газу, вбудованої

механічної системи приведення до стандартних умов, інші пристрої та засоби,

передбачені діючими стандартами. Такі пристрої можуть не застосовуватися в

разі встановлення побутового лічильника в опалювальному приміщенні та

розміщення вхідного штуцера лічильника на відстані не менше 1,5 м від входу

до опалювального приміщення);

‒ захисні шафи комерційного ВОГ та/або його елементів.

Цей перелік складових викликає чималі сумніви у його необхідності.

Добре, що роз'яснили питання щодо дистанційної передачі даних. Проектом

постанови НКРЕКП передбачається внесення змін до Кодексу ГРС у частині

звільнення власників комерційних вузлів обліку природного газу з

типорозміром G-1,6, G-2,5, G-4, G-6 та річний обсяг обліку природного газу

яких менше 10 тис. м3, від обов’язку встановлювати на власних комерційних

вузлах обліку засобів дистанційної передачі даних.

Окремо зазначаємо, що споживачі, у тому числі побутові, не мають права

відмовити Оператору ГРМ, до газорозподільної системи якого підключені їх

об'єкти, в організації та облаштуванні їх комерційних вузлів обліку засобами

дистанційної передачі даних, якщо такі заходи забезпечуються за його рахунок

(пункт 2 глави 3 розділу Х Кодексу ГРМ).

За необхідності Оператор ГРМ може передбачати в технічних умовах

відповідні заходи і для точок вимірювання, які не є обов'язковими для

облаштування комерційних вузлів обліку засобами дистанційної передачі даних

згідно з вимогами цього Кодексу, але такі заходи та обладнання будуть

забезпечені за рахунок Оператора ГРМ (частина абзацу 4 п.2 розділу 2 глави Х)

Відповідно до Закону України «Про забезпечення комерційного обліку

природного газу» ВОГ може складатись тільки з лічильника газу.

Це також зазначено у наказі МПЕ від 27.12.05 №618 «Правила обліку

природного газу під час його транспортування газорозподільними мережами,

постачання та споживання» конкретизовано визначення ВОГ, що складається з

лічильника газу згідно з ДСТУ 3336-96 «Лічильники газу побутові. Загальні

17

технічні вимоги». Цей стандарт не містить вимог щодо необхідності

оснащення лічильників газу пристроями передачі результатів вимірювання та

приведення об’єму природного газу до стандартних умов.

Наявність зазначених Кодексом ГРМ вимог до складу комерційного ВОГ

з використанням побутового лічильника газу провокує, на погляд автора,

можливість зловживань з боку Операторів ГРМ. Адже при невідповідності

комерційного ВОГ вимогам, встановленим у кодексі ГРМ, оператори ГРМ

матимуть формальні підстави для складання акту про порушення щодо не

визнання ПЛГ комерційним ВОГ та, відповідно, для необґрунтованих

донарахувань відповідно до розділу XI Кодексу ГРМ. Це призведе до

розрахунку приєднаної потужності за невиправдано завищеними

типорозмірами лічильників, визначеними у четвертому абзаці пункту 2 глави 6

розділу VI Кодексу ГРМ, а саме:

для газової плити – за максимальною потужністю лічильника газу з

типорозміром G-2.5 (порівняно з достатнім типорозміром «G-1.0»);

для газової плити та за наявності водонагрівача – за максимальною

потужністю лічильника газу з типорозміром G-6 (порівняно з достатнім

типорозміром G-2.5);

за наявності газового котла – за максимальною потужністю лічильника

газу з типорозміром G-10 (порівняно з достатнім типорозміром G-4).

Як у такому випадку буде рахуватися постійна складова тарифу на

послуги розподілу природного газу по потужності (абонплата)?. На думку

автора це приведе до не підтверджених фінансових (зайвих, додаткових) витрат

споживача.

Враховуючи викладене, пропонується викласти:

‒ абзац 4 пункту 2 глави 6 розділу VI Кодексу ГРМ - «По об'єкту

побутового споживача, не обладнаного комерційним ВОГ, що

розраховується за нормами споживання, q max визначається:

для газової плити - за максимальною витратою - 1,2 м3;

для газової плити та за наявності водонагрівача - за максимальною

витратою лічильника газу типорозміру G -2,5;

за наявності газового котла - за максимальною витратою лічильника

газу з типорозміром G-4».

‒ абзац 6 пункту 2 глави 2 розділу Х викласти в редакції:

«До складу комерційного ВОГ з використанням побутового лічильника

газу входять: лічильник газу; фільтр газу, якщо це передбачено виробником

лічильника газу.»

А термін «вузол обліку газу» пропонується трактувати:

Вузол обліку газу - сукупність засобів вимірювальної техніки та

допоміжних засобів, що здійснює вимірювання параметрів потоку газу і

реєстрацію результатів вимірювання та розраховує об'єм природного газу,

зведений до стандартних умов, або побутовий лічильник газу.

_________________________________________________________________

18

УДК 621.121

Дослідження приладового комплексу обліку газу

із розширеним діапазоном вимірювання та самодіагностикою на основі

турбінного лічильника ЛГ-К-Ех та ультразвукових лічильників ГУВР.

Коробко І.В., д.т.н., проф., Драчук О.О. НТУУ «КПІ ім. Ігоря Сікорського»

При створенні сучасних систем реєстрації газофазних потоків постає

задача побудови вимірювальних перетворювачів витрати (ВПВ) із високими

метрологічними та експлуатаційними показниками а також визначення

локального місця їх розміщення по протяжності технологічної мережі. Це

постає головною метою забезпечення вимірювань із високою точністю,

повторюваністю та надійністю.

Одним із напрямків підвищення точності та надійності вимірювання є

структурні методи, які забезпечують високу достовірність, точність і

повторюваність результатів вимірювань із застосуванням серійно випускаємих

приладів. Необхідні точність і надійність досягаються шляхом опрацювання

надлишкової інформації за розробленими спеціальними алгоритмами, чим

забезпечується самодіагностика складових елементів і комплексу в цілому.

Для розв’язання наведених вище проблем розроблено приладовий

комплекс реєстрації об’єму та об’ємної витрати газу на підґрунті різних

фізичних методів вимірювання. Такий комплекс побудовано із застосуванням

ВПВ турбінного (Т) та ультразвукового (УЗ) класів і профілюванням

вимірювального тракту із просторовою геометричною формою у вигляді

труби Вентурі (рис.1).

При побудові такого вимірювального комплексу важливою задачею є

визначення локального місце розташування ВПВ по технологічній магістралі.

Математичний опис гідрогазодинамічних процесів базується на відомих

загальних рівняннях руху суцільного середовища із використанням

експериментальних значень коефіцієнтів гідрогазодинамічних сил.

Трансформація таких рівнянь і виразів гідрогазодинаміки до задач створення та

дослідження роботи перетворювачів витрати має свої відмінності, які

обумовлені принципом дії, конструктивними особливостями та режимами

роботи приладів.

Сучасний розвиток інформаційних технологій дозволяє з високою

ефективністю здійснювати проводити дослідження за допомогою системи

CAD/CAE. Однією з таких систем є програмне середовище ANSYS CFX, що

створює можливість з високою ймовірністю визначити проекції векторів

19

швидкостей в дискретних точках потоків, як за поперечним перерізом, так і по

довжині потоків.

На попередніх семінарах було надано інформацію про дослідження

запропонованого комплексу на основі турбінного лічильника ЛГ-К-ЕХ та

ультразвукового лічильника Зонд-1 із використанням CFD-технологій та

напівнатурних випробуваннях в калібрувальній лабораторії «Пасічна».

У доповіді наведені результати досліджень роботи запропонованого

комплексу вимірювання витрати і кількості природного газу та оцінювання

ступені обопільного впливу параметрів конструкції на метрологічні

характеристики комплексу в цілому із використанням УЗ ВПВ ГУВР (Табл.).

Результати моделювання

№ Конфігурація V вх, м/с

Q входу,

м3/год

Q розрах. по

хордах, м3/год

Похибка

відносно входу,

%

1 УЗ/Т 0,412 46,576 44,158 5,191

Т/УЗ 0,405 45,822 44,190 3,562

2 УЗ/Т 1,015 114,738 111,412 2,899

Т/УЗ 0,994 112,319 111,550 0,685

3 УЗ/Т 1,422 160,797 156,570 2,629

Т/УЗ 1,392 157,312 156,757 0,353

4 УЗ/Т 2,039 230,525 224,305 2,698

Т/УЗ 1,995 225,516 224,663 0,378

5 УЗ/Т 4,113 464,920 448,176 3,601

Т/УЗ 4,034 456,028 450,759 1,155

Отримані результати будуть перевірятись за результатами

експериментальних досліджень що проводяться на ПрАТ Енергооблік м. Харків

і їхнє порівняння із отриманими раніше у випробувальній лабораторії

«Пасічна»

_______________________________________________________________

Проблемні питання щодо нормування втрат/витрат природного газу

в газорозподільних мережах України

Власюк Я.М. к.т.н., Рябцева О.М. к.е.н. НАК «Нафтогаз України».

Обсяги виробничо-технологічних витрат/втрат природного газу (ВТВ,

НВ) розраховуються газорозподільними підприємствами України самостійно за

3-ма Методиками:

‒ Методикою визначення питомих виробничо-технологічних витрат

природного газу під час його транспортування газорозподільними мережами,

20

затвердженої наказом Мінпаливенерго від 30.05.03 №264 та зареєстрованої в

Мін’юсті 09.07.03 за №570/7891 (Методика 1), розрахункова гранична

величина цих витрат біля 12 млн куб. м за рік на всю Україну (факт 2014 року –

9,1 млн куб. м);

‒ Методикою визначення питомих виробничо-технологічних втрат

природного газу під час його транспортування газорозподільними мережами,

затвердженої наказом Мінпаливенерго від 30.05.03 №264 та зареєстрованої в

Мін’юсті 09.07.03 за №571/7892 (Методика 2), розрахункова гранична

величина цих втрат складає біля 1 млрд куб. м в рік (факт 2014 року –

527,5 млн куб. м);

‒ Методикою визначення питомих втрат природного газу при його

вимірюваннях побутовими лічильниками в разі неприведення об’єму газу до

стандартних умов, затвердженої наказом Мінпаливенерго від 21.10.03 №595 і

зареєстрованої в Мін’юсті 25.12.03 за №1224/8545 (Методика 3), розрахункова

гранична величина цих втрат складає біля 0,6 млрд куб. м в рік (факт

2014 року – 359,7 млн куб. м).

В пресі прозвучало: Міненерговугілля затвердило річний обсяг ВТВ для

операторів ГРМ в розмірі 980 млн куб. м замість розрахованих по існуючих

методиках 1,48 млрд куб. м через виключення втрат від неприведення обсягів

природного газу до стандартних умов (методика №3). Вульгарна неточність:

ніхто не казав, що це зменшення через неприведення. По завданню нашої

Компанії Інститут Енергоаудиту (м. Львів) розробив нову методику розрахунку

ВТВ (№2), в якій озвучено реальні втрати на регуляторах. Реалістичні ВТВ

менші від величини втрат відповідно до діючої методики більше ніж на

0.4 млрд куб. м. на рік. Але Міненерговугілля чомусь цю методику не

затвердило. За діючою Методикою (№2) норма втрат на один будинковий

регулятор (КБРТ) становить 0,5 куб. м на добу, або 15 куб. м на місяць. Це

більше ніж в 3 рази перевищує реальне використання природного газу на одну

особу при користуванні газовою плитою. Інститут Енергоаудиту пропонує

встановити норму 0,036 куб. м на добу, або 1,08 куб. м на місяць, що відповідає

характеру роботи регулятора та його паспортним даним. Діюча норма

виробничо-технологічних втрат газу на один ГРП (ШГРП) складає 15,4 куб. м

на добу, або 462 куб. м на місяць. Це більше обсягу місячного використання

газу в опалювальний період невеликим домоволодінням (біля 300–400 куб. м).

Пропонується встановити норму для ГРП з регулятором РД 50 0,581 куб. м на

добу, 17,43 куб. м на місяць. Аналогічно і на інші типорозміри ГРП (наприклад

Ду 100 - 41,01 куб. м). Ціна питання більше 3 млрд. грн. ЩОРІЧНО. ______________________________________________________________________________________

Методики визначення обсягів дійсних втрат газу

в газорозподільних мережах Матіко Ф.Д. д.т.н., Пістун Є.П. д.т.н., Федоришин Р.М. к.т.н., Масняк О.Я.

Національний університет «Львівська політехніка»

Під час експлуатації газорозподільних мереж та транспортування газу до

споживачів виникають втрати газу. Велика частка цих втрат зумовлена рівнем

21

технологій, які застосовувались і застосовуються для побудови

газорозподільних мереж та природними умовами, в яких працюють мережі

(наприклад, втрати внаслідок негерметичності газопроводів та обладнання,

втрати через запобіжно-скидні клапани ГРП). Внаслідок старіння мереж та дії

на них техногенних факторів дійсні втрати в мережах можуть зростати та

формувати значні небаланси об’єми газу.

Для ефективної роботи газорозподільних підприємств необхідно своєчасно

виявляти ділянки мереж, де виникає зростання обсягів втрат газу, та

ліквідувати ці втрати. З іншого боку, для нормування обсягів виробничо-

технологічних втрат необхідно визначати обсяги втрат газу у ділянках мереж,

що перебувають в стані умовної нормативної герметичності, тобто необхідно

виконувати періодичний моніторинг стану ділянок мереж для формування та

перегляду норм втрат газу.

Отже, як для виявлення понаднормативних втрат так і для нормування

обсягів втрат газу необхідно визначати дійсний об’єм втрат, що можна зробити

тільки за допомогою методів приладового контролю параметрів стану ділянки

мережі.

Фахівцями Львівської політехніки та інституту енергоаудиту та обліку

енергоносіїв удосконалено методи визначення дійсних обсягів втрат газу та

апробовано удосконалені методи шляхом їх застосування у газорозподільних

мережах.

Зокрема, удосконалено методику визначення об’єму втрат газу за

результатами випробування елементів ГРМ на герметичність. У рівняння

витрати повітря, яке витікає із ділянки ГРМ підчас випробування, введено

комплекс 2

p отвd , що містить невідомий коефіцієнт витікання р та

невідомий еквівалентний діаметр «отвору» отвd , витрата газу через який рівна

сумарній витраті через усі нещільності досліджуваної ділянки. Введення

комплексу дозволило удосконалити алгоритм обчислення витрати газу та

отримати формулу для обчислення витрати газу через нещільності ділянки ГРМ

за результатами її випробувань на герметичність повітрям:

*

роб c газ роб роб випр ділгазс *

роб c роб роб пов випр випр випр випр

Р T ( Р ,Т ) Р VQ

Т Р К( Р ,Т ) ( Р ,Т ) Р t

, (1)

де Рроб, Троб – робочі значення тиску та температури газу під час експлуатації

ділянки ГРМ; К(Рроб, Троб) – коефіцієнт стисливості природного газу за робочих

умов; Рвипр – абсолютний тиск газу під час випробування; Рвипр – зниження

тиску газу під час випробування; tвипр – тривалість випробування; Vділ –

геометричний об’єм досліджуваної ділянки ГРМ; *

газ роб роб( Р ,Т ) – швидкість

витікання газу через еквівалентний отвір за робочих умов; *

пов випр випр( Р ,Т ) –

швидкість витікання повітря за умов випробування.

Удосконалену методику застосовано для визначення допустимого об’єму

втрат газу згідно норм випробування на герметичність, визначених

нормативними документами (зокрема ДБН В.2.5-20-2001, ДБН В.2.5-41-2009),

та для визначення дійсного об’єму втрат газу за результатами випробувань

діючих ділянок ГРМ.

22

Для експериментального визначення об’єму втрат із ділянок ГРМ без

припинення газопостачання удосконалено метод вимірювання об’єму втрат

газу за допомогою мобільного витратовимірювального комплексу (МВК)

(метод СОУ 40.2-20077720-040:2011). Удосконалений метод передбачає

вимірювання витрати газу на вході ділянки мережі при декількох значеннях

тиску газу для отримання залежності витрати газу на вході ділянки від тиску.

Рис. 1. Спрощена схема підключення МВК для вимірювання об’єму втрат газу

За результатами виконаних експериментальних досліджень встановлено,

що залежність витрати витікання газу через нещільності підземного

газопроводу від тиску газу є лінійною для газопроводів низького (P≤0,005

МПа) та середнього (0,005<P≤0,3 МПа) тиску. Це дозволяє визначити витрату

газу QВ, що відповідає втратам через нещільності газопроводу із рівняння

МВК СП B СПQ Q Q Q b P , (2)

де QМВК, QСП, QВ – відповідно витрата газу вимірювана МВК, витрата

споживання газу і витрата витоків газу, зведені до стандартних умов; b –

коефіцієнт нахилу залежності МВКQ =f(P); Р – надлишковий тиск газу.

Умовою застосування методу є QСП=const. Тоді витрату QВ при робочому

тиску газу пропонується визначати на основі отриманих під час вимірювання N

пар значень (Рі, QМВКі) за такими формулами

B робQ b P ; (3)

2

2

1 1 1 1 1

N N N N N

і МВКі МВКі і i і

i i i i i

b N PQ Q P N P P

. (4)

Удосконалений метод виявлення витоків із зміною тиску може ефективно

застосовуватись в мережах середнього тиску. Тут метод може бути

застосований без припинення газопостачання, що є його суттєвою перевагою в

порівнянні із іншими методами. В мережах низького тиску застосування методу

можливе при зміні тиску газу на 20 – 50%; у окремих випадках необхідно

здійснити відключення споживачів та аналізувати значення зміни витрати

QМВК та абсолютні значення витрати QМВК.

Застосовуючи удосконалену методику визначення об’єму втрат газу за

результатами випробування елементів ГРМ на герметичність, удосконалений

метод вимірювання об’єму втрат газу за допомогою МВК та метод

вимірювання за СОУ 40.2-20077720-040:2011 виконано вимірювання об’єму

23

втрат із ділянок діючих ГРМ, на основі чого визначено коефіцієнт втрат під час

експлуатації ГРМ для кожного з виділених типів газопроводів та елементів:

Квтр=Vексп/Vмод, (5)

де Vексп – фактичний об’єм витоку із газопроводу, визначений

експериментальним шляхом; Vмод – об’єм витоку за результатами моделювання.

Оскільки немає можливості виконати експериментальні дослідження

газопроводів усіх наявних діаметрів, то визначення граничного об’єму втрат

для газопроводів окремих діаметрів (в рамках одного типу) може бути виконане

за результатами моделювання із врахуванням коефіцієнта фактичних втрат:

VГР=КвтрVмод, (6)

де об’єм Vмод визначений із застосуванням формули (1) за нормами

випробувань на герметичність, що визначені нормативними документами.

Отримані граничні значення об’єму втрат газу для елементів ГРМ можуть

стати основою для удосконалення методик визначення виробничо-технологічних

витрат та втрат природного газу під час його транспортування ГРМ.

Застосування удосконаленої методики та методу дає можливість визначити

обсяги втрат газу у ділянках газорозподільних мереж і зробити висновок про

необхідність ремонту цих ділянок.

На основі опрацювання та систематизації результатів досліджень ділянок

газорозподільних мереж можуть бути уточнені нормативні значення обсягів

втрат для окремих елементів ГРМ. ______________________________________________________________________________________

Застосування гігрометрів різних типів на підприємствах газової галузі України.

Корнєєв С.В., Летюк Є.О., Наконечний Я.Б., Швейкін О.Л., Щупак І.В. к.т.н. АТ «Укргазвидобування»

На виконання Розпорядження Національної акціонерної компанії «Нафтогаз України» від 24.10.18 №42-р «Про утворення Комісії з проведення контрольних вимірювань температур точок роси вологи та вуглеводнів» в термін з 24 жовтня по 07 грудня 2018 року проведено контрольні вимірювання.

Відповідно до програми проведення контрольних вимірювань, вони проводились для оцінки рівня надійності роботи гігрометрів у промислових умовах, а також з'ясування можливості отримання адекватних результатів вимірювань температури точок роси вологи (ТТРВ) та вуглеводнів (ТТРВВ) в характерному для підприємств газової галузі діапазоні термодинамічних умов та складу (співвідношення температури точок роси вологи та вуглеводнів).

Мета проведення контрольних вимірювань полягала у: ‒ встановленні відповідності значень отриманих при проведенні вимірювань

ТТРВ та ТТРВВ засобами вимірювальної техніки (ЗВТ) різного типу, які реалізують різні методи вимірювань, уточнення можливості застосування різних типів ЗВТ для проведення вимірювань в промислових умовах у характерному діапазоні термодинамічних умов та складу природного газу.

‒ визначенні оптимального типу (типів) гігрометрів для забезпечення єдності вимірювань, зменшення ризиків конфліктних ситуацій та безпідставного застосування санкцій (щодо невідповідності вимогам Кодексів ГТС та ГРМ).

Для участі в проведенні контрольних вимірювань були обрані ЗВТ, які використовуються на підприємствах газової галузі України, їх перелік та основні метрологічні характеристики наведено в таблиці 1.

24

Таблиця1 –ЗВТ залучені для проведення контрольних вимірювань

Тип ЗВТ Власник ЗВТ

Діапазон вимірювань ТТР вологи, ºС

Діапазон вимірювань ТТР вуглеводнів, ºС

Похибка вимірювань ТТР вологи

Похибка вимірювань ТТР вуглеводнів

Харьков-2

УкрНДІгаз

від - 20 до 20 від - 20 до 20 - 20 до-10 = ±1,5 - 10 до 20 = ±1,0

- 20 до-10 = ±1,5 - 10 до 20 = ±1,0

ФОГ-3Г від -30 до 25 від -30 до 25 =± 1,0 =± 1,0

MDM 300 iS від -100 до 20 не визначає - 100 до -60 = ±2,0 - 60 до 20 =± 1,0

не визначає

Condumax ІІ від -100 до 20 від -35 до 20 - 100 до -60 =± 2,0 - 60 до 20 =± 1,0

= ±0,5

ТОРОС3-2Ву УМГ «Київтрансгаз» від -45 до 20 від -45 до 20 =± 0,5 =± 0,5

Chandler УМГ «Прикарпат-трансгаз»

від -129 до 93 від -129 до 93 =± 0,1 =± 0,1

Dewpoint Duo ДТЕК від -30 до 20 від -30 до 20 =± 0,5 =± 0,5

Згідно з програмою, контрольні вимірювання проводились в два етапи: 1. Проведення калібрування засобів вимірювальної техніки, які залучено до

КВ із застосуванням еталонного засобу відтворення температури точки роси вологи в лабораторних умовах. Калібрування ЗВТ здійснювалось до початку та після закінчення вимірювань в промислових умовах з метою підтвердження незмінності метрологічних характеристик використаних ЗВТ.

2. Проведення вимірювань в промислових умовах на об’єктах АТ »Укргазвидобування» за умов характерних значень термодинамічних умов та складу природного газу, а саме:

‒ за умов перевищення прогнозованих значень температури точки роси вуглеводнів порівняно з температурою точки роси вологи;

‒ за умов перевищення значень температури точки роси вуглеводнів значення температури точки роси вологи більш ніж на 5 ºС;

‒ за умов наближення значень температур точок роси вологи та вуглеводнів до значення температури оточуючого середовища. Калібрування ЗВТ було проведено із застосуванням генератору вологого газу

ГВГ-2М зав. № 41 (свідоцтво про калібрування № UA/36/171201/002269 від 01.12.2017) на базі відділу термогазодинамічних досліджень, метрології та стандартизації УкрНДІгазу філії АТ «Укргазвидобування» в присутності представників зацікавлених сторін.

ЗВТ, що проходили калібрування, індивідуально підключались до виходу генератора волого газу почергово, вимірювання проводились почергово в рівномірно розподілених точках діапазону вимірювання починаючи з меншого заданого генератором значення, наприклад, при заданому значенні близько мінус 20 ºС, потім при значенні близько 0 ºС і 20 ºС, кількість вимірювань у кожній точці діапазону вимірювання становило не менше п’яти.

Результати калібрування ЗВТ до та після проведення вимірювань в промислових умовах заносились до протоколів калібрувань. За підсумками проведення калібрування ЗВТ відмічено змінення їх метрологічних характеристик, а саме змінення значення різниці між заданою генератором температурою точки роси та значенням виміряним відповідним гігрометром перед початком та після проведення контрольних вимірювань. Так для використаних ЗВТ максимальні з середніх значень різниці вказаних температур перед початком та після проведення вимірювань в промислових умовах становили:

25

Dewpoint Duo зав. № 161213 – мінус 2,57 ºС (заявлена =± 0,5 ºС); MDM 300 I.S. зав. № 153879 – мінус 1,89 ºС (заявлена =± 1,0 ºС); ТОРОС-3-2в зав. № 711 – мінус 1,82 ºС (заявлена =± 0,5 ºС); Chandler зав. № 10114/264 – 0,74 ºС (заявлена =± 1,0 ºС); ФОГ-3Г зав. № 31103 – 0,43 ºС (заявлена =± 1,0 ºС). З огляду на можливість змінення метрологічних характеристик окремих ЗВТ

в процесі експлуатації в промислових умовах (ТОРОС-3-2в та MDM 300 I.S., Dewpoint Duo зав. № 161213) рекомендовано проводити контроль їх метрологічних характеристик в проміжку часу між повірочного інтервалу.

Не дивлячись на те, що калібрування ЗВТ проводилось із залученням генератору вологого газу ГВГ-2М з використанням в якості робочого газу азоту, окремі ЗВТ як ТОРОС-3-2в зав. № 711, та Dewpoint Duo (Zegaz instruments) зав. № 161213 та CONDUMAX II зав. № 153812/2017 ідентифікували в середовищі інертного газу конденсацію важких вуглеводневих фракцій.

Аналіз результатів вимірювань проведених в промислових умовах, надав підстави зробити деякі висновки за кожним типом використаних ЗВТ.

Під час проведення вимірювань гігрометром сорбційного типу спостерігалось змінення значень, що може бути пов'язаний з впливом на чутливий елемент гігрометру змінення складу газу, компоненти якого в різній мірі впливають на характеристики чутливого елементу та потребує додаткового дослідження.

Відмічено, що при проведенні вимірювань температур точок роси вологи та вуглеводнів в середовищі природного газу з використанням гігрометру ТОРОС-3-2в для ідентифікації конденсованих компонентів виробником пропонується використовувати фільтруючі елементи, функція яких полягає у зміненні вуглеводневого складу природного газу, може впливати на достовірність результатів вимірювань.

Пропонується звернути особливу увагу на результати вимірювань, проведених в промислових умовах засобами, які не мають можливості забезпечити температуру конденсаційної поверхні вищої ніж температура оточуючого середовища. З огляду на те, що за умов наближення значень температур точок роси вологи та вуглеводнів до значення температури оточуючого середовища отримані значення можуть мати значну похибку. При проведенні вимірювань за вказаних умов пропонується використовувати додатковий контрольний вимірювач.

Під час проведення вимірювань в промислових умовах з використанням природного газу, який був підготовлений з використанням різних технологічних процесів прийняти до уваги, що при застосування гігрометрів сорбційного типу (CONDUMAX II та MDM 300 I.S.) їх покази можуть змінюватись з огляду на змінення складу газу, що в різній мірі може впливати на характеристики чутливого елементу даного гігрометра. Рекомендовано проводити контроль їх метрологічних характеристик в проміжку часу міжповірочного інтервалу. ______________________________________________________________________________________

Хроматограф для измерения состава и расчета ФХП

природного газа модель NGC 8206.

ООО »Экнис- Инжиниринг» http://www.eknis.net

Для добывающих, транспортирующих и

потребляющих природный газ предприятий точный и

оперативный анализ его компонентного состава, наряду с

измерением теплотворной способности газа и других

26

ФХП, является важной задачей при проведении взаиморасчетов между собой и

обеспечения технологического режима. Для ее решения предлагается

анализатор модель NGC 8206, который представляет собой промышленный

потоковый газовый хроматограф. Прибор отвечает всем требованиям,

предъявляемым к полевым датчикам, и может устанавливаться

непосредственно в полевых условиях. Хроматограф определяет процентное

содержание следующих компонентов: воздух (включает N2, Ar, СО и О2),

метан, СО2, этан, пропан, бутан, изобутан, пентан, изопентан, нео-пентан, С6+.

И рассчитывает следующие характеристики: теплотворная способность,

плотность, индекс Воббе и другие. Доступна версия с отдельным измерением

кислорода.

Прибор состоит из трех легко заменяемых модулей, существует

возможность ремонта в полевых условиях. Жидкокристаллический дисплей и

удобное меню оператора позволяет проводить диагностику прибора и просмотр

его основных функций без компьютера. Все модули имеют собственную

систему самодиагностики. Ввод параметров, настройка функций, визуализация

и диагностика производится при помощи графического интерфейса на базе

программного обеспечения для Windows PCCU32. Компьютер может быть

подсоединен к анализатору посредством RS232 интерфейса, USB, Ethernet или

любым методом телеметрии (телефон, модем, радио или спутниковая связь)

Благодаря модульной конструкции и автоматической калибровке

установка и техническое обслуживание прибора стали значительно проще.

Основные технические характеристики:

Диапазон измерений: 29.8-55.9 МДж/м3 (500-1500 BTU)

Количество измеряемых

компонентов:

11 компонентов, по заказу с отдельным

измерением О2

Газ-носитель: гелий, одного баллона 40 л хватает на 9-12

месяцев

Время анализа: около 5 минут, интервал между циклами

устанавливается пользователем

Индикация: Встроенный графический дисплей (опция)

Кол-во потоков

измерения:

3 измеряемых потока + 1 для калибровки

Напряжение питания: 12 или 24 В постоянного тока

Потребляемая

мощность:

номинальная – 7 Вт, при прогреве – 45 Вт

Температура: Окружающей

среды:

-18…+55˚С (без дополнительного

шкафа)

Хранения: -30…+60˚С

Исполнение по

взрывозащите:

ATEX EEx 2G : Ex d, IIB+H2 T6: Class I, Zone 1

Интерфейсы: RS232, RS422, RS485, USB, Ethernet

Встроенная память: SD RAM до 2 ГБ

Вес: около 12,7 кг

27

По заказу вместе с хроматографом могут быть поставлены:

Система подготовки пробы;

Различные типы пробоотборных зондов и линий с электрическим

подогревом;

Специальный шкаф с подогревом для работы при температурах до –40оС;

Крепление для монтажа на газопроводе или настенного монтажа;

Баллоны с газом-носителем и поверочной газовой смесью.

Анализатор точки росы по воде и углеводородам

модель DewPoint Duo™.

Анализатор точки росы по воде и

углеводородам модель DewPoint Duo™ компании

ZEGAZ Instruments является самой передовой

системой измерения точки росы, способной

измерять два параметра одновременно.

Анализаторы ZEGAZ Instruments единственные в

мире влагомеры, которые используют спектральный метод измерения точки

росы. Приборы используют первичный метод измерения на охлаждаемой

поверхности и однозначно определяют, является ли выпавший конденсат

влагой или углеводородами.

Основные преимущества метода измерения DewPoint Duo:

1) Неметаллическое зеркало:

В качестве охлаждаемой поверхности используется кристалл, который

устойчив ко всем загрязнителям, включая кислоты, H2S, СО2, гликоли, и

т.д.;

Малая тепловая масса кристалла, меньше потребляемая мощность,

соответственно больший срок службы системы охлаждения;

Чрезвычайно твердый материал, не будет поврежден или поцарапан;

Нет оптических окон, исключается дополнительная ошибка.

2) Спектроскопический метод определения выпавшего конденсата:

Может гарантировано различать между углеводородами и водой на

основе ИК абсорбции;

На показания не влияют другие компоненты, присутствующие в

природном газе.

Основные технические характеристики:

Измеряемые

компоненты: ТТРу, ТТРв

Диапазон измерений: до 60 ⁰C ниже окружающей температуры, нижняя

граница -35 ⁰C, верхняя граница на 10 ⁰C ниже

окружающей температуры

Время измерения: От 2-х до 10-и минут

Точность измерения: ±0.5 ⁰C

Давление пробы: до 135 Бар

Расход пробы: 0.3-1.5 л/мин

Напряжение питания: 100-264 В AC, 24 В DC опция

Потребляемая мощность: максимум 120 Вт, <30 Вт среднее

Температура: Окр.среды: -20…+50˚С (без доп. шкафа)

28

Хранения: -30…+60˚С

Исполнение по

взрывозащите:

ATEX II 2 G Ex db IIB+H2 T6 Gb

Интерфейсы: RS232, RS422, RS485, Ethernet, 4-20 мА

Вес: около 18 кг

По заказу вместе с влагомером могут быть поставлены:

Система подготовки пробы;

Различные типы пробоотборных зондов и линий с электроподогревом;

Специальный шкаф с подогревом для работы при температурах до –40оС.

_______________________________________________________________

Щодо спрощення повірки прямопротічних побутових лічильників газу

Коваленко Ю.В. ПАТ «Ямпільський приладобудівний завод» 23 лютого 2018 р. в м. Київ, було проведено круглий стіл на тему «Монтаж та експлуатація прямопротічних побутових лічильників газу спрощеного монтажу» (матеріали круглого столу розміщено на сайті Компанії http://www.naftogaz.com в розділі «Інформація»). З метою зменшення вартості повірки електронних побутових прямопротічних лічильників газу спрощеного монтажу типу ЕГЛ виробнику АТ »ЯПЗ» було рекомендовано розробити засоби переоснащення існуючих повірочних установок з метою збільшення місць встановлення цих лічильників газу під час повірки та дооснастити ними лабораторії, що забезпечують виконання метрологічних послуг. В Україні на сьогодні знаходяться в експлуатації більше ста повірочних установок побутових лічильників газу, в складі яких є 6 або 10 місць для одночасної повірки мембранних лічильників та одне місце для повірки побутових прямопротічних роторних лічильників. Це приводить до того, що повірка прямопротічних лічильників є суттєво дорожчою ніж мембранних. Інформуємо, що засіб інтенсифікації повірки прямопротічних лічильників фахівці ПрАТ »ЯПЗ» розробили та готові виготовляти та поставляти на 3-10 посадочних місць. Цей засіб просто ставиться на стіл повірочної установки замість мембранних лічильників і приєднується тими-ж приєднувальними штуцерами. Лічильники встановлюються за допомогою механічних притискачів, а повірка проводиться з використанням програми повірки мембранних лічильників за показами на дисплеї вимірювального пристрою. В такому варіанті час та вартість повірки лічильників ЕГЛ не відрізняється від часу та вартості повірки мембранних лічильників.

`

_______________________________________________________________

29

Web-приложение учёта и анализа потребления газа HasGas

Евлаш Д.В. к.т.н. СП «Радмиртех»

В соответствии с новыми требованиями Кодекса ГРС с 1 марта 2019 г.

внутренний украинский рынок газа перешел с месячной на суточную

балансировку. В связи с чем особо актуальным стал вопрос оперативного

получения данных с узлов учета не только за закрытые газовые сутки, но и за

незакрытые. Для решения данной проблемы, а также повышение удобства

использования пользовательского интерфейса компания «Радмиртех»

разработала новое Web-приложение учёта и анализа потребления газа HasGas.

Программное приложение HasGas является комплексной системой,

предназначенный для сбора и анализа данных, а также удаленного управления

устройствами учета в газовом сегменте энергетического рынка.

HasGas – не просто приложение, позволяющее принимать и хранить

данные, но целый набор функциональных сервисов, направленных на

упрощение задач и максимальный комфорт экспертов газовой отрасли, в том

числе технических специалистов, метрологов, специалистов учета,

руководителей подразделений и т. д.

Комплексный программный продукт HasGas включает в себя два

основных модуля: единый сервер сбора и обработки данных и простой в

использовании, интуитивно-понятный пользовательский интерфейс. Каждый из

модулей, в свою очередь, состоит из нескольких компонентов, отвечающих за

определенный сервис или функцию, что делает конечный продукт надежным,

информационно-безопасным и гибким к изменениям.

Сервер сбора данных HasGas является совокупностью микросервисов,

обеспечивающих получение максимально-необходимого объема данных от

любого устройства учета, как промышленного, так и бытового, их корректную

обработку, а также удаленное управление этими устройствами в заданных

рамках.

Пользовательский интерфейс HasGas – это видимая пользователю часть

web-приложения, которая позволяет проводить быстрый анализ полученных

данных, а именно: объемов потребленного газа в различных условиях и в

обозначенный пользователем период; температурных значений и значений

давления, состава газа, диагностических показателей по устройству, суммарных

показателей по выбранным объемам, аварийных ситуаций, архивных данных и

многого другого. На основе различных показателей пользователь может

формировать отчетность за выбранный период по заданным параметрам, а

также, при наличии соответствующих прав, осуществлять удаленное

управление одним или группой устройств.

Одним из важнейших компонентов программного комплекса является

ежечасный прием и обработка оперативных почасовых показаний за

незакрытые газовые сутки, а также ведение архивов по суточному разбалансу. ______________________________________________________________________________________

30

Шкафы и боксы для защиты приборов КИП в полевых условиях.

ООО «Экнис- Инжиниринг» http://www.eknis.net

Изготовитель шкафов и приборных боксов, компания INTERTEC-HESS

GmbH известна как передовое предприятие по производству оборудования для

наружной установки и климатизации сложного аналитического оборудования и

измерительных приборов.

INTERTEC производит приборные шкафы и боксы из

высококачественного композитного полимерного материла на основе

армированного стекловолокном полиэфира, известный выдающимися

свойствами в экстремальных условиях. Данный материал не поддерживает

горение, при высоких температурах не выделяет токсинов, сохраняет прочность

при температурах до -100°С. В сочетании с утеплителем в запатентованных

сэндвич-панелях, данный материал показывает высокую огнестойкость даже в

углеводородном пламени.

Компания INTERTEC обеспечивает любой вариант установки

оборудования КИПиА, анализаторов и хроматографов в комплектных

анализаторных помещениях и приборных шкафах, поскольку каждый из них

изготавливается по индивидуальному проекту заказчика.

Приборные боксы серии Приборные боксы серии Приборные боксы серии

MINIBOX и UNIBOX DIABOX MULTIBOX

Компания INTERTEC производят комплектные анализаторные помещения

для размещения оборудования в непосредственной близости от

технологических установок и обеспечивают возможность работы

обслуживающего персонала в комфортных условиях. Помещения могут

оборудоваться системами кондиционирования воздуха, отопления, обогрева,

вентиляции, дренирования, датчиками горючих и токсичных газов, кислорода.

В качестве опций могут быть представлены специальные шкафы для

размещения баллонов со вспомогательными газами.

_____________________________________________________________________________________

31

Кілограм став нематеріальним.

16 листопада 2018 року учасники 26-ї Генеральної конференції із мір та

ваг, яка пройшла у Парижі, прийняли історичне рішення про перевизначення

чотирьох зі семи основних одиниць Міжнародної системи одиниць (SІ) –

кілограма, ампера, кельвіна і моля. Рішення вступило в силу з 20 травня 2019 р

Кілограм Раніше одиниця маси, кілограм, була прив’язана до рукотворного

артефакту – циліндру зі сплаву платини та іридію, який зберігається у

французькому місті Севр. Результати кількох міжнародних звірень

національних копій, виготовлених із того ж матеріалу, показали: їхні маси

змінюються щодо головного еталона у діапазоні ± 50 мікрограмів за 100 років.

Це пов’язано із тим, що попри абсолютно стерильні умови, ідеально точний

кілограмовий циліндр однаково припадає пилом і брудом, а його чистка

призводить до стирання частинок сплаву.

Наскільки при цьому змінилася маса головного еталона – невідомо, адже

його немає з чим порівнювати. Для багатьох типів вимірювань таке відхилення

може привести до некоректних результатів.

Тепер за точну вагу кілограма відповідатиме так званий «баланс Кіббла»

або «ваги Ватта», які визначають вагу через постійну Планка. У таких вагах

еталоном виступає вантаж, який врівноважує силу відштовхування між

постійним магнітом і котушкою, якою пропускають струм. Таким чином, масу

об’єкта можна знайти шляхом рівності електричної та механічної сил.

Завдяки новим визначенням кілограма кожна країна зможе відтворювати

еталон самостійно в будь-який час, не вдаючись до звірки із головним

еталоном.

Ампер Тогорічна конференція також затвердила нове визначення ампера

(одиниця вимірювання сили електричного струму). Старе, затверджене в 1948

році, було засновано на вимірі сили, що діє на паралельні провідники зі

струмом. Тепер вчені вирішили зафіксувати не тільки чисельне значення

постійної Планка для кілограма, а й чисельне значення електричного заряду –

для нового визначення ампера. Тобто нове визначення виражається тільки через

одну постійну — заряд електрона.

Кельвін

Одиниця температури – кельвін – до сьогоднішнього дня визначалася як

1/273,16 термодинамічної температури потрійної точки води. Нове визначення

Кельвіна засноване на постійній Больцмана, яка тепер точно дорівнює 1,380649

× 10-23 Дж/K (джоулів на кельвін).

Моль Моль до цього часу був прив’язаний до кількості атомів у 0,012 кілограма

стабільного вуглецю 12, тобто був пов’язаний із масою. У новій версії системи

SІ він буде визначений через зафіксовану постійну Авогадро, тобто буде

дорівнювати 6,02214076 × 1023 частинок.

32

З 20 травня 2019 р. Міжнародною системою одиниць (SІ) являється єдина

система, згідно з якою:

частота переходу між двома надтонкими рівнями основного стану

атома прив’язується до цезію 133, Δvcv, рівна 9 192 631 770 Гц,

швидкість світла у вакуумі, с, рівна 299 792 458 м/с,

постійна Планка, h, рівна 6,626 070 15 × 10-34 Дж×с,

елементарний заряд, е, рівний 1,602 176 634 × 10-19 Кл,

постійна Больцмана, k, рівна 1,380 649 × 10-23 Дж/К,

константа Авогадро, NA, рівна 6,022 140 76 × 1023 моль-1,

світлова ефективність монохроматичного випромінювання частоти

540 × 1012 Гц, Кcd, рівна 683 лм/Вт.

33

ТЕМПЕРАТУРНІ ШКАЛИ.

ВИКОРИСТОВУЮТЬСЯ:

Шкала Цельсія (°C) - За нуль градусів прийнято температуру плавлення льоду. Друга реперна точка - температура кипіння води при стандартному атмосферному тиску. Між ними 100 градусів.

Шкала Кельвіна (K) - За нуль градусів прийнято абсолютний нуль (весь кінетичний рух частинок речовини припиняється). Друга реперна точка –температура потрійною точкою води ( 273,16 K, 0,01 °C). Величина градуса дорівнює одному градусу за Цельсієм.

°C = К - 273,15.

Шкала Фаренгейта (°F) - За нуль градусів прийнята температура стабілізації соляного розчину лід, вода і хлорид амонію в співвідношенні 1:1:1 (0 °F, -17.78 °C). Друга реперна точка – температура плавлення льоду (32 °F). Третя реперна точка - це нормальна температура людського тіла (98 °F).

°C = (°F - 32) × 5/9.

ЗАСТАРІЛІ:

Шкала Ранкіна (°Rа) - За нуль градусів прийнято абсолютний нуль. Величина градуса дорівнює одному градусу за Фаренгейтом.

°C = (°Rа - 273,15) × 5/9.

Шкала Рьомера (°Rø) - За нуль градусів прийнято температуру замерзання соленої води. Друга реперна точка - температура людського тіла. Між ними 60 градусів.

°C = (°Rø – 7,5) × 40/21.

Шкала Ньютона (°N) - За нуль градусів прийнято температуру замерзання прісної води. Друга реперна точка - температура людського тіла. Між ними 12 градусів.

°C = °N × k, де k - змінний коефіцієнт (через неточність визначення Ньютоном високих

температур). Дорівнює 3,03 для 100°C, а для 300°C він дорівнює 3,4.

Шкала Деліля (°D) - За нуль градусів прийнято температуру кипіння води. Друга реперна точка - температура замерзання води. Між ними 150 градусів.

°C = 100 - °D × 2/3.

Шкала́ Реомю́ра (°R) - За нуль градусів прийнято температуру танення льоду. Друга реперна точка - температура кипіння води. Між ними 80 градусів.

°C = °R × 1,25.

34

Хортиця — найбільший острів на Дніпрі, розташований у районі

міста Запоріжжя, нижче Дніпровської ГЕС. Унікальний природний та

історичний комплекс. Хортиця є одним із Семи чудес України.

На північній стороні острова був останній дніпровський поріг. Хортиця

витягнута із північного заходу на південний схід, має довжину 12,5 км, ширину

в середньому 2,5 км і площу приблизно 3000 га. Острів до останнього часу

зберігав ліси в прибережних балках, а в післявоєнні часи був заліснений

лісовим господарством в північній частині, де ґрунти є піщаними. В південній

частині зберігається степ з багатьма реліктовими видами рослин, які збереглися

тільки на острові, але в давнину зростали на всій території півдня України. На

крайньому півдні острова існують плавні.

Запорізька Січ укріплений осередок нереєстрового Війська Запорізького

Низового другої половини XVI — кінця XVIII століття, що був розташований

за порогами Дніпра. Збереглися відомості про сім Запорізьких Січей, що

наслідували одна одну.

У сучасності термін Запорізька Січ також іноді вживається для позначення

усієї території та устрою Війська Запорізького.

Близько 1554 р. Дмитро Вишневецький (1516–1563 p.p.), один із

волинських князів змішаного українсько-литовського походження, збудував

нижче Дніпрових порогів на о. Мала Хортиця фортецю для захисту від татар.

Це знаменувало заснування Запорізької Січі як козацької фортеці й бази для

походів морем та суходолом. Згодом Січ стає організаційним і державним

центром навколишніх земель.

Запорізька Січ була обведена високими валами з частоколом і зрубами, на

які ставилися гармати. Між валами була широка площа, на краю якої стояли

курені — казарми, де мешкали запорожці. Козацька залога на Січі, що звалася

також кошем, нараховувала кілька тисяч (іноді її чисельність доходила до

15 тис.) озброєних козаків. На площі містилася церква, будинки старшини,

школа, господарські та військові споруди. Січова церква Покрови Пресвятої

Богородиці і духовенство перебували під зверхністю Києво-Межигірської

архимандрії. Площа біля церкви була центром суспільно-політичного життя

35

Запорозької Січі, де відбувалися Січові ради тощо. Поза валами був Січовий

базар, куди приїжджали купці зі своїми товарами. Січовики продавали тут

продукти своєї праці — рибальства і мисливства. На Січі не було ні феодальної

власності на землю, ні кріпосництва. На Запоріжжі панував не феодальний

примус, а принцип найму. Панівну верству Запорізької Січі становили не

феодали як привілейований стан, а власники рибних промислів, багаті скотарі й

торговці, а пізніше, в міру розвитку землеробства та інших галузей

господарства — власники великих зимівників, водяних млинів, чумацьких

валок тощо.

36

Коза́к-характе́рник також коза́к-химоро́дник, коза́к-галдо́вник або коза́к-

заморо́чник – назва віщуна, чаклуна на Запорізькій Січі, який, згідно з

народними легендами, умів ворожити, лікувати поранених козаків, знав

психотерапію, вправи з фізичної підготовки козаків, про що існує ряд

історичних свідчень очевидців та народних переказів.

37

ЗАКОНИ МЕРФІ ПРО РОБОТУ

Начальник не завжди правий, але він завжди начальник. Будь-яку проблему можна зробити нерозв'язною, якщо провести достатню

кількість нарад з її обговорення. Якщо відкласти справу, то її або виконає хтось інший, або вона взагалі

перестане бути потрібною. Не будь незамінним - тебе ніколи не підвищать. Свобода слова означає для начальника свободу переривати співрозмовника,

а для підлеглого - свободу тримати язик за зубами. Чим гірше людина справляється з роботою, тим менше шансів від неї

позбутися. Чим меншу посаду ти займаєш, тим помітніша твоя відсутність на робочому

місці. Люди не шкодують зусиль, щоб тільки нічого не робити. Вісім чоловік справляються з роботою десяти краще, ніж дванадцять. Розслабся - стресу вистачить на всіх. В день, коли вирішив прогуляти роботу, прокидаєшся рано. Не настільки хороші гроші, на скільки погано без них. У роботі домінують два типи людей: ті, хто розуміються на тому, що не вони

керують, і ті, хто управляє тим, у чому вони не розбираються. Не хвилюйся, якщо щось працює не так. Якби все працювало як треба, ти

сидів би без роботи. Ніколи не шукайте дефект, який ви не зможете виправити. Вибирайте цілі, в

які можливо влучити. Якщо Ви не можете навчитися робити це добре (хайтек), навчіться отримувати

задоволення від зробленого хай так. Досвід накопичується прямо пропорційно зруйнованому обладнанню. Якщо ви ніяк не можете добитися успіху, перегляньте критерії успіху. Від важкої роботи ще ніхто не вмирав. Але навіщо випробовувати долю? Репутація - це те, що інші не знають про Вас. Педантичне, сумлінне дотримання інструкцій заводить у глухий кут. Інформація, що веде до неминучих змін конструкції, надходить до розробника

тоді, і тільки тоді, коли креслення вже готові. Всі ми невігласи, але в різних областях. Життєстійкість і процвітання ідей обернено пропорційні їх розумності та

обґрунтованості. Якщо якусь роботу не варто робити взагалі, то її варто робити якісно. Чим менше роботи робить якась організація, тим частіше вона займається

реорганізаціями. Набагато легше проповідувати те, що ви практикуєте, ніж практикувати те, що

ви проповідуєте. Коли працюють теоретики - нічого не виходить, але вони знають чому, у

практиків все виходить, але вони не знають чому, коли спільно працюють теоретики з практиками – нічого не виходить і ніхто не знає чому. Не так страшні закони, як ті, хто їх тлумачать. Не думай, якщо думаєш — не говори, якщо думаєш та говориш — не пиши,

якщо думаєш, говориш, пишеш — не підписуй, якщо думаєш, говориш, пишеш та підписуєш — не дивуйся.