Klasyfikacja układów pomiarowych w projekcie normy prEN 1776

Klasyfikacja układów pomiarowych w projekcie normy
prEN 1776
dr inż. Eliza Dyakowska
Operator Gazociągów Przesyłowych GAZ-SYSTEM S.A.
Streszczenie W referacie przedstawiono zaproponowaną w projekcie prEN 1776 klasyfikację układów pomiarowych ze względu na ich dokładność
oraz wymagania dotyczące wyposażenia w urządzenia pomiarowe. Podano również obecnie obowiązujące w Polsce wymagania metrologiczne dla
urządzeń pomiarowych oraz przykład ich zastosowania do oszacowania dokładności przykładowego układu pomiarowego.
Abstract The paper presents a classification of gas measuring systems according to their accuracy and requirements for the system components,
as proposed by the prEN1776 draft. The accuracy of an example of a measuring system was calculated using metrological requirements for
measuring devices, presently applicable in Poland. (Classification of measuring systems in a draft of prEN 1776 standard).
Słowa kluczowe: układy pomiarowe, klasy dokładności, wymagania prawne, wzorcowanie, niepewność pomiaru
Keywords: measuring systems, accuracy classes, legal requirements, calibration, measurement uncertainty
Wstęp
W listopadzie 2013 r. ukazał się projekt normy prEN
1776 Gas infrastructure – Gas measuring systems –
Functional requirements, która ma zastąpić normę EN
1776:1998 Gas supply systems – Natural gas measuring
stations – Functional requirements. Polskie tłumaczenie
normy z 1998r. zostało opublikowane jako PN-EN
1776:2002 Systemy dostawy gazu. Stacje pomiarowe gazu
ziemnego. Wymagania funkcjonalne.
Omawiany projekt normy został przekazany do
opiniowania i może się zdarzyć, że jej ostateczna postać
będzie się znacznie różniła od projektu. Niemniej warto
zwrócić uwagę na zupełnie inne podejście zaprezentowane
w projekcie, zarówno co do wielkości wyznaczanej przez
układ pomiarowy jak i do dokładności pomiaru, w
porównaniu z normą z 1998 r.
W poprzedniej wersji w p.1 Zakres normy wszystkie
odniesienia dotyczą wyłącznie strumienia objętości i
objętości, natomiast w prEN 1776:2013 wyraźnie napisano
(patrz p.5.1), że sygnałem wyjściowym z układu
pomiarowego jest energia.
W poprzedniej wersji normy w p.7.1.1 zamieszczono
jedynie wymaganie, aby dokładność gazomierzy i
przyrządów wtórnych odpowiadała co najmniej dokładności
wymaganej przez odpowiednie normy europejskie i
wymagania prawne. W projekcie z 2013 r. bardzo ciekawy
jest zaproponowany podział układów pomiarowych na klasy
dokładności i przypisanie tym klasom odpowiednich
wartości, a także podanie minimalnych wymagań
dotyczących stosowania przyrządów pomiarowych.
Warto przypomnieć, że pierwszą próbę oszacowania
niepewności wyników pomiarów zawarto w normie
zakładowej PGNiG S.A. ZN-G-4002:2001Pomiary paliw
gazowych – Zasady rozliczeń i technika pomiarowa. W
Załączniku B (informacyjnym) do tej normy przedstawiono
zasady szacowania niepewności wyników pomiarów
objętości gazu, a w załączniku C (informacyjnym)
zamieszczono przykładowe obliczenia niepewności, w tym
obliczenia niepewności pomiaru objętości za pomocą
gazomierza turbinowego i zestawu przeliczającego.
Już wówczas zwrócono uwagę na fakt, że niepewność
wyznaczenia objętości za pomocą gazomierzy, które nie są
wzorcowane i których charakterystyka nie jest znana,
będzie znacznie wyższa niż niepewność wyznaczenia
objętości za pomocą gazomierzy o znanej charakterystyce
błędów.
W referacie podjęto próbę oszacowania klas
dokładności przykładowych układów pomiarowych według
prEN1776. Przyjęto, że przyrządy pomiarowe muszą
odpowiadać wymaganiom zawartym w odpowiednich
normach i rozporządzeniach MG.
Zakres normy
W projekcie normy, dotyczącej bez ograniczeń gazów 2
rodziny wg normy EN 437 [1], określono wymagania
funkcjonalne do projektowania, wytwarzania, badania,
uruchamiania, likwidacji, eksploatacji, konserwacji i
wzorcowania,
oraz
zapewnienia
odpowiednich
udokumentowanych postanowień dla wszystkich nowych
układów pomiarowych i wszelkich znaczących zmian
istniejących układów pomiarowych służących do pomiarów
rozliczeniowych.
W projekcie rozpatrywane są układy pomiarowe służące
wyznaczaniu energii, czyli iloczynowi objętości gazu w
warunkach bazowych (lub masy) i ciepła spalania. Metoda
wyznaczania energii powinna być spójna pomiarowo,
wiarygodna i spełniać wymagania dotyczące dokładności i
bezpieczeństwa jak również kryteria ekonomiczne
Układy pomiarowe podzielono na klasy wynikające z ich
dokładności w czasie eksploatacji (in-service accuracy).
Wykazanie zgodności z daną klasą jest osiągane poprzez
wybór, instalację i eksploatację odpowiednich przyrządów
pomiarowych, razem z odpowiednimi udokumentowanymi
postanowieniami dotyczącymi obliczeń.
Zgodnie z projektem, użytkownik może wybrać taką
klasę dokładności układu pomiarowego, która może być
uzasadniona ekonomicznie.
Wprowadzenie klas dokładności służy dwóm celom. Po
pierwsze, oferuje sposoby zapewnienia minimalnych
wymagań dotyczących dokładności a po drugie umożliwia
instalowanie efektywnych kosztowo układów pomiarowych
(a więc nie niezasadnie kosztownych).
Klasyfikacja układów pomiarowych
Układ pomiarowy zgodnie z projektem normy składa się
z następujących elementów:
1 – instalacja pomiarowa (kompletny zestaw przyrządów
pomiarowych i pomocniczych), 2 – stacja gazowa łącznie z
zaworami odcinającymi, 3 – zapisane ustalenia, 4 – układ pomiaru
gazu, 5 – energia
Rys.1 Układ pomiarowy wg prEN 1776
Klasa
dokładności
układu
pomiarowego
została
zdefiniowana jako niepewność rozszerzona wyznaczenia
energii w czasie eksploatacji w okresie rozliczeniowym. W
projekcie zaproponowano następujący podział na klasy
dokładności:
Klasa A – od 0,75% do 1,2 %
Klasa B – od 1,2% do 2,5%
Klasa C – od 2,5% do 3,5 %
Klasa D – od 3,5% do 8%.
W oparciu o ten podział projektant powinien wybrać
odpowiednią klasę projektowanego układu pomiarowego,
uwzględniając co najmniej następujące czynniki:
rodzaj instalacji – np. jej lokalizacja w sieci gazowej;
przepustowość instalacji;
błąd MPE dla przyrządu pomiarowego, wynikający albo
z przepisów albo uzgodnień handlowych;
ciśnienie i temperaturę gazu (a stąd wartość
współczynnika ściśliwości);
analizę ekonomiczną;
jakość gazu.
Wymagania
dla
układów
poszczególnych klasach
pomiarowych
w
Dla układów pomiarowych klas A i B ciśnienie (P),
temperatura (T), współczynnik ściśliwości (Z) (do
przeliczania PTZ) powinny być mierzone on-line.
Minimalne wymagania dla klasy A
a) skład gazu powinien być mierzony on-line przez co
najmniej jedno urządzenie do wyznaczania wartości
kalorycznej (CVDD), wyniki z tego urządzenia powinny
być stosowane w przeliczaniu PTZ i wyznaczaniu
energii;
b) zależnie od przepustowości stacji, rozliczające się
strony powinny rozważyć zastosowanie drugiego
CVDD i dwóch gazomierzy zamontowanych
szeregowo. Strony powinny uzgodnić kryteria
podejmowania decyzji o konieczności zamontowania
szeregowo drugiego urządzenia pomiarowego. W
przypadku zainstalowania dublujących urządzeń
pomiarowych, do wyznaczania energii powinna być
użyta wartość średnia z obu układów.
Minimalne wymagania dla klasy B
a) instalacje w tej klasie powinny mieć zainstalowany
przelicznik
wykorzystujący
pomiary
ciśnienia
absolutnego (P) i temperatury bezwzględnej (T).
Zależnie
od
wartości
ciśnienia
roboczego
współczynnik ściśliwości (Z) powinien być wyznaczany
on-site lub powinna być przypisana stała wartość Z;
b)
wartość kaloryczna może być wyznaczana w jeden z
następujących sposobów:
1) ciągłego próbkowania on-site;
2) okresowego próbkowania on-site;
3) wyznaczania zdalnego;
4) przypisania stałej wartości zgodnie z zapisanymi
ustaleniami.
c)
Przyjmuje
się,
że
przeliczanie
PTZ
jest
przeprowadzane
przez
większość
czasu
z
zadeklarowanego stałego składu gazu, więc
urządzenie do wyznaczania wartości ciepła spalania
(CVDD) nie musu być zainstalowane na stacji.
Wyznaczanie energii można wykonywać lokalnie lub
zdalnie w oparciu o tę samą wartość ciepła spalania
lub z pracującego on-line CVDD.
Do wyznaczania energii i przeliczania PTZ powinna być
stosowana ta sama wartość ciepła spalania i/lub składu
gazu. W projekcie normy założono jednak, że wyjątki są
możliwe w następujących sytuacjach:
gdy jest to nieuzasadnione ekonomicznie;
w przypadku dwóch lub więcej źródeł zasilania o
różnej jakości gazu – wówczas albo powinno być
zainstalowane CVDD albo należy udokumentować, że
stosowany jest reprezentatywny skład gazu.
Korekcje powinny być wykonywane z mocą wsteczną
pomiędzy deklarowanym stałym składem gazu i
oszacowanym składem rzeczywistym.
Minimalne wymagania dla klas C i D
Przypisana dla danego obszaru rozliczeniowego wartość
kaloryczna powinna być obliczana za pomocą metody
zawartej w zapisanych ustaleniach. Wartość ciepła spalania
powinna być uśredniona dla wstępnie określonego
przedziału czasu (dzień, miesiąc lub rok).
Jeżeli dany obszar jest zasilany przez więcej niż jeden
punkt wejścia, wartość kaloryczna powinna być wyliczana
jako średnia ważona względem przepływów w każdym
punkcie wejścia.
Moduły układu pomiaru energii
Błąd wyznaczenia energii w całym zakresie pracy układu
pomiarowego (przepływy, ciśnienia itp.) nie powinien
przekraczać wartości MPE dla danej klasy.
W projekcie normy przyjęto, że układ pomiaru energii
składa się z różnych modułów pomiarowych – przy czym
modułem może być przyrząd pomiarowy lub proces
obliczania, taki jak np. przeliczanie objętości gazu na
energię przez pomnożenie przez wartość ciepła spalania.
Rozkład błędów wyznaczenia energii wynika ze złożenia
rozkładów błędów poszczególnych modułów.
Zidentyfikowano
poszczególne
moduły
układu
pomiarowego, pozwalające na wyznaczenie takich
wielkości jak objętość (lub masa) gazu, ciśnienie,
temperatura, współczynnik ściśliwości, reprezentatywna
wartość kaloryczna i gęstość.
Należy pamiętać, że każda wartość wielkości – zmierzona
lub obliczona - może być obarczona błędem zależnym od
wartości jednego lub wielu parametrów wejściowych
służących do jej wyznaczenia. Przykładem może być błąd
wyznaczenia objętości w warunkach pomiaru, który zależy
m.in. od temperatury i ciśnienia gazu.
Niektóre z wymienionych wartości tych wielkości mogą być
założone, przypisane lub wyprowadzone podczas gdy inne
są mierzone.
Jeśli zainstalowanie CVDD nie ma uzasadnienia
ekonomicznego, należy wyznaczać wartość kaloryczną w
oparciu o pomiary w jednym lub więcej punktach
strategicznych sieci.
Specjalną metodą przypisania stałej wartości kalorycznej
jest symulacja lub rekonstrukcja stanu oparta na pomiarach
składu w punktach wejścia [2].
Przy ocenie dokładności CVDD powinny być brane pod
uwagę przynajmniej następujące czynniki:
Wartość kaloryczna gazu
Wartość kaloryczna (w naszej praktyce ciepło spalania)
powinna być mierzona bezpośrednio na stacji albo w
odpowiednich punktach sieci po stronie dopływowej. Jeżeli
skład gazu i wartość kaloryczna nie są wyznaczane przez
urządzenia stanowiące część opomiarowania stacji, CVDD
powinny być rozmieszczone w takich miejscach sieci, aby
otrzymać
wartości
reprezentatywne
dla
gazu
przepływającego przez daną stację.
Metoda stosowana do wyznaczenia wartości kalorycznej
przez układ pomiarowy powinna być opisana w
dokumentacji. W przypadku układu pomiarowego klasy A
wartość kaloryczna powinna być wyznaczana na stacji,
natomiast w przypadku klasy B - należy najpierw
oszacować, jak dalece reprezentatywna dla gazu
przepływającego przez stację jest wartość kaloryczna
wyznaczona po stronie dopływowej przez jedno lub więcej
CVDD i w zależności od wyniku tego oszacowania wybrać
jeden z czterech możliwych wymienionych wyżej sposobów.
W przypadku klas C i D
powinno być stosowane
przypisanie wartości ciepła spalania, zmierzonego w
miejscach reprezentatywnych dla stacji. Tolerancja
przypisanej wartości ciepła spalania powinna odpowiadać
wymaganiom krajowym lub specyfikacji firmy.
Metody wyznaczenia wartości kalorycznej
podzielone na 3 grupy:
Rys.2 Analizator korelacyjny [14]
mogą być
wyznaczanie na podstawie składu zgodnie z EN ISO
6976; skład gazu wyznaczany jest zwykle za pomocą
chromatografów;
pomiar bezpośredni za pomocą kalorymetrów zgodnie
z EN ISO 15796 – gaz jest spalany, a wyzwolona
energia jest przekazywana do wymiennika ciepła –
wartość kaloryczna gazu jest bezpośrednio powiązana
ze wzrostem temperatury;
wykorzystywanie technik korelacyjnych, polegających
na pomiarze rożnych parametrów gazu, np.
przewodności cieplnej, prędkości dźwięku i zawartości
niektórych składników, np. CO2 (patrz rys.2).
a)
b)
c)
d)
e)
f)
sposób pobierania próbek i ich kondycjonowania;
czas odpowiedzi urządzenia;
niepewność wyznaczenia składu gazu kalibracyjnego;
obecność składników nie analizowanych przez
urządzenie;
zanieczyszczenia (lub ich brak);
liniowość urządzenia w zakresie mierzonego składu
gazu.
Dokładność CVDD powinna być taka, aby można było
wyznaczyć energię w układzie pomiarowym zgodnie z
przepisami krajowymi (jeśli takie są – w Polsce ich nie ma).
Wymagania
dotyczące
pomiarów
niezbędnych do wyznaczenia energii
wielkości
Wszystkie wielkości służące do wyznaczania energii
powinny być przeliczone na takie same warunki bazowe, a
rozliczające się strony powinny stosować takie same
warunki bazowe przy porównywaniu objętości, wartości
ciepła spalania i energii. Współczynniki przeliczeniowe są
podane w EN ISO 13443.
Zastosowane metody pomiaru przepływu muszą być spójne
pomiarowo, wiarygodne i spełniać podstawowe wymagania
dotyczące bezpieczeństwa i dotyczące dokładności.
Do wyznaczania strumienia masy lub objętości mogą być
stosowane gazomierze o różnej zasadzie działania. Należy
mieć na uwadze, że przewymiarowanie gazomierza będzie
miało znaczenie dla jego dokładności.
Gdy warunki wzorcowania i pracy gazomierza są różne,
należy wziąć pod uwagę zastosowanie poprawki która
uwzględnieni wpływ ciśnienia i temperatury na gazomierz.
Ciśnienie może być mierzone za pomocą przetworników
ciśnienia absolutnego lub nadciśnienia, w tym drugim
przypadku w klasie A łącznie z barometrem. Należy
zwracać uwagę na różnicę wysokości pomiędzy punktem
poboru ciśnienia i przetwornikiem – powinna być jak
najmniejsza.
W projekcie zwrócono uwagę, że aby zapewnić, że
mierzona temperatura w studni termometrycznej jest taka
sama, jak temperatura gazu przepływającego przez
gazomierz, może być konieczne izolowanie zewnętrznej
części studni i odpowiedniego odcinka rurociągu zarówno
po stronie dopływowej jak i odpływowej.
Przeliczniki powinny być połączone bezpośrednio do
przyrządów pomiarowych, chociaż w pewnych przypadkach
wystarczające jest wprowadzenie stałych wartości
temperatury, ciśnienia i ciepła spalania.
Obliczenia energii
W projekcie normy podano metody wyznaczania energii
oparte o ISO 15112 [2].
Zależności służące m.in. do przeliczania objętości na
warunki bazowe oraz obliczania energii na podstawie
znajomości masy lub objętości w warunkach bazowych oraz
znajomości wartości ciepła spalania podano w Załączniku C
do projektu normy. Wzór na przeliczenie objętości V z
warunków pomiaru (wielkości bez indeksów) na objętość w
warunkach bazowych Vb (wielkości z indeksem b) ma
postać:
Vb
V
p Tb z b
pb T z
(1)
oraz do oszacowania niepewności tego wyznaczenia
będzie zmodyfikowanym równaniem (2):
E V F H s,V
(4)
gdzie F (wielkość bezwymiarowa) odpowiada modułowi
przeliczenia,
który
uwzględnia
pomiar
ciśnienia,
temperatury i wyznaczenie współczynnika ściśliwości.
Należy więc uwzględnić niepewność:
a)
wyznaczenia objętości V gazu w warunkach pomiaru;
b)
przeliczenia F objętości z warunków pomiaru na
warunki bazowe;
gdzie:
c)
wyznaczenia wartości ciepła spalania Hs,V.
p – ciśnienie [bar]
Niepewność wyniku pomiaru objętości można oszacować
zakładając rozkład błędów, najczęściej zakłada się rozkład
prostokątny. Jeżeli różnica pomiędzy symetrycznymi
granicami a1 i a2 błędu dla danej wielkości x zostanie
oznaczona jako 2a, wówczas odchylenie standardowe s(x)
tej wielkości oblicza się z zależności:
Natomiast wzór na wyznaczenie energii:
E
Vb H s ,V
(2)
T – temperatura [K]
z – współczynnik ściśliwości [-]
Hs,V – ciepło spalania odniesione do jednostki objętości
3
[kWh/m ]
Te zależności są oczywiście dobrze znane i można je
znaleźć np. w standardzie ST-IGG-2701:2014 [6],
zawierającym jednolite wymagania dotyczące prowadzenia
rozliczeń paliw gazowych w jednostkach energii z
odbiorcami końcowymi oraz miedzy przedsiębiorstwami
energetycznymi. Różnica polega tylko na tym, że w [6]
objętość jest mnożona przez współczynnik konwersji K:
E V K
s ( x)
a
Błędy
gazomierzy
stosowanych
w
pomiarach
rozliczeniowych określone są w Rozporządzeniu Ministra
Gospodarki z dnia 28 grudnia 2007 r. [8] (Tablica 1).
Tablica 1. Błędy gazomierzy
(3)
gdzie:
K – współczynnik konwersji który jest ilorazem wartości
3
ciepła spalania 1 m paliwa gazowego w warunkach
odniesienia
i
współczynnika
3,6
(K=H
3
[MJ/m ]/3,6[MJ/kWh])
Współczynnik konwersji jest ciepłem spalania wyrażonym w
3
kWh/m i z tego powodu pojęcia ciepło spalania i
współczynnik konwersji mogą być w przypadku tego
standardu stosowane zamiennie.
Zgodnie z [6] współczynnik konwersji wyznacza się dla
danego punktu rozliczeniowego, lub jeżeli jest to
niemożliwe lub nieuzasadnione ekonomicznie lub
technicznie, to jeden współczynnik konwersji wyznacza się
dla obszaru rozliczeniowego, na którym mogą znajdować
się poszczególne punkty rozliczeniowe. .
Sposoby wyznaczania energii gazu ziemnego za pomocą
pomiaru lub obliczeń podano także w normie [2].
Oszacowanie klasy dokładności dla przykładowych
układów pomiaru gazu stosowanych w kraju
Zaproponowana w projekcie normy klasyfikacja układów
pomiarowych skłania do zastanowienia się, w jakiej klasie
znajdują się stosowane u nas układy pomiarowe. W
referacie przyjęto, że urządzenia pomiarowe podlegające
legalizacji mają w użytkowaniu błędy nie większe niż
wynikające z odpowiednich przepisów.
Zgodnie z projektem normy, klasa dokładności układu
pomiarowego powinna być definiowana jako niepewność
rozszerzona wyznaczenia energii. Dla uproszczenia
zostaną wyodrębnione tylko trzy moduły pomiarowe –
moduł pomiaru objętości, moduł przeliczenia na warunki
bazowe i moduł wyznaczenia wartości ciepła spalania, tak
więc równanie, które będzie służyło do wyznaczenia energii
(5)
3
Qmin<Q<Qt
znak błędu
zmienny
Qmin<Q<Qt
znak błędu taki
sam
Qt<Q<Qmax
znak błędu
zmienny
Qt<Q<Qmax
znak błędu taki
sam
Klasa
Klasa
1
1,5
Legalizacja
ponowna
Klasa
1,0
Klasa
1,5
± 2%
± 3%
± 3%
-6% do
± 3%
± 2%
± 3%
± 3%
± 3%
±
1,5%
± 1,5%
± 1,5%
± 3%
± 1%
± 1%
± 1,5%
± 3%
Użytkowanie
Błędy wyznaczenia wartości ciepła spalania nie są
określone przepisami, w związku z tym w dalszych
rozważaniach przyjęto błędy poszczególnych urządzeń na
podstawie dostępnych informacji, takich jak deklaracje
producentów, doświadczenia wynikające z długoletniej
eksploatacji, przeprowadzonych badań lub wymagań
zawartych w standardach technicznych i odpowiednich
przepisach, takich jak Rozporządzenie Ministra Gospodarki
z dnia 2 lipca 2010 z późniejszymi zmianami [9], w którym
określono dopuszczalną różnicę pomiędzy wartością
średnią ciepła spalania w obszarze rozliczeniowym i
wartością w dowolnym punkcie tego obszaru.
Tabela 2 Błędy CVDD
Metoda wyznaczenia
Chromatograf
Urządzenie korelacyjne
Metoda rekonstrukcji [6]
Wartość przypisana do obszaru
rozliczeniowego [9]
Błąd w użytkowaniu
± 0,15%
± 0,5%
± 2%
± 3%
Dopuszczalne błędy przeliczników są podane w
Rozporządzeniu Ministra Gospodarki z dnia 18.12 2006 [10]
oraz w normach przedmiotowych [11] i [12] (Tablica 3).
przypisania stałej wartości ciepła spalania spowoduje, że
układ pomiarowy będzie w klasie D.
Tabela 3 Błędy przeliczników
Co jest
sprawdzane
ZN-G4007:2001,
Tablica 4 [11]
Rozporządzenie Ministra
Gospodarki
[10]
%
a*)
PN-EN
124051:2007/A1
Tablica 2 i 3
[12]
%
a*)
b*)
%
b*)
a*)
b*)
a)
niepewność wzorcowania gazomierza na stanowisku
wysokociśnieniowym u(L); przyjęto zgodnie z
przewidywaniem, że na stanowisku w Hołowczycach
wartość u(L) będzie dla Q>Qt nie większa niż 0,3%;
0,52)
b)
niepewność wynikającą z estymacji krzywej błędów
u(EGest); zgodnie z [13] przyjęto U(EGest)=0,03%;
0,3
c)
stabilność krzywej wzorcowania w czasie u(eSG)
oszacowaną na podstawie dopuszczalnej zmiany
krzywej błędów w próbie trwałości, której wartość jest
podana w normach przedmiotowych, przykładowo dla
gazomierza turbinowego wg [13] u(eSG)=0,19%;
d)
powtarzalności wskazań gazomierza u(e pG), podanej
np. w normach przedmiotowych, dla gazomierza
turbinowego przyjęto za [13] u(epG)=0,12%.
Tor
pomiaru
temp.
0,1
0,2
-
-
0,1
0,2
Tor
pomiaru
ciśnienia
0,25
0,5
-
-
0,22)
Kalkulator
0,01
-
-
0,2
Objętość
a*) –
b*) –
1)
–
2)
–
3)
–
0,5
1
0,5
1
1)
Wyniki mogą być inne, jeśli do wyznaczenia klasy układu
pomiarowego zamiast błędów dopuszczalnych przy
legalizacji zostaną wykorzystane wyniki wzorcowania
poszczególnych przyrządów pomiarowych, oczywiście przy
założeniu zachowania spójności pomiarowej z wzorcami
wyższego rzędu. Uwzględniając w budżecie niepewności
dla pomiaru objętości składowe wymienione w [13]:
1)
3)
13)
0,5
warunki odniesienia
warunki użytkowania
dotyczy przetwornika temperatury (przelicznik typu 2)
dotyczy przetwornika ciśnienia (przelicznik typu 2)
dotyczy przeliczników typu 1 i typu 2
W dalszych rozważaniach przyjęto, że błąd przelicznika w
użytkowaniu nie przekracza 1%.
Ponieważ równanie (4) ma postać iloczynu, względną
niepewność rozszerzoną (wyrażoną np. w procentach)
wyznaczenia
energii,
U(E), można przedstawić
następująco:
U (E)
2 u(E)
2 u 2 (V ) u 2 ( F ) u 2 ( H s,V )
(6)
Przyjęto do obliczeń najkorzystniejszy przypadek,
zakładając, że zastosowano gazomierz klasy 1, a
zainstalowany na stacji chromatograf mierzy on-line skład
gazu przepływającego przez urządzenia pomiarowe.
W rozpatrywanym układzie pomiarowym zarówno
gazomierz jak i przelicznik zostały zalegalizowane, a
chromatograf znajdujący się na stacji pomiarowej
współpracuje z przelicznikiem.
Ostatecznie niepewność wyznaczenia objętości wyniesie w
tym przypadku:
u (V )
u 2 ( L) u 2 ( EGest ) u 2 (eSG ) u 2 (e pG )
0,38%
Po uwzględnieniu niepewności wyznaczenia wartości ciepła
spalania za pomocą chromatografu, oraz przy założeniu, że
niepewność związana z przeliczaniem jest dwukrotnie
mniejsza niż błąd dopuszczalny przy legalizacji (co jest do
osiągnięcia przy obecnie produkowanych przetwornikach
ciśnienia i temperatury), otrzymuje się U(E)≈1%, a więc
zgodnie z projektem normy układ pomiarowy w znajdzie się
w klasie A.
Podsumowanie
W przypadku gazomierza klasy 1 w przedziale Qt<Q<Qmax
niepewność standardowa, obliczona zgodnie z wzorem (4)
będzie równa u(V) = 0,87%, niepewność standardowa
związana z przeliczeniem objętości na warunki bazowe
wyniesie u(F) = 0,58% a niepewność wyznaczenia wartości
ciepła spalania u(Hs,V) = 0,09%.
Przedstawiony projekt normy może jeszcze ulec zmianie,
ale ciekawe jest przyjrzenie się, jakiej klasie dokładności
mogą odpowiadać stosowane w kraju układy pomiarowe. O
ile nadal gazomierze i przeliczniki będą podlegały
legalizacji, a wymagania dotyczące błędów dopuszczalnych
nie ulegną zmianie, możliwe jest uzyskanie dla układu
pomiarowego co najwyżej klasy B - co zresztą w wielu
przypadkach może być wystarczające.
Niepewność rozszerzona wyznaczenia energii
więc równa:
Otrzymanie układu pomiarowego w klasie A wymaga
wzorcowania zastosowanych przyrządów pomiarowych.
U (E)
2
0,87 2
0,582
0,09 2
U(E) jest
2,09%
Jak widać, jeśli jedyną dostępną informacją o błędach
urządzeń pomiarowych będzie informacja o tym, że
gazomierz i przelicznik mają ważne świadectwa legalizacji,
układ pomiarowy można zakwalifikować, zgodnie z
projektem normy, tylko do klasy B.
Warto też zwrócić uwagę, że jeżeli zamiast chromatografu
do wyznaczenia wartości ciepła spalania zostanie
zastosowane dla tego przypadku urządzenie korelacyjne,
wartość U(E) wzrośnie jedynie do 2,16%, a więc klasa nie
ulegnie zmianie, ale zastosowanie metody rekonstrukcji lub
LITERATURA
[1]
[2]
[3]
[4]
[5]
[6]
[7]
PN-EN 437+A1:2012 Gazy do badań – Ciśnienia próbne –
Kategorie urządzeń
ISO 15112:2011 Natural gas – Energy determination
PN-EN ISO 6976:2008 Gaz ziemny – Obliczanie wartości
kalorycznych, gęstości, gęstości względnej I liczby Wobbego
na podstawie składu
PN-EN ISO 15796:2010 Analiza gazu – Badania i
postępowanie z obciążeniem analitycznym
PN-EN ISO 13443:2008 Gaz ziemny – Standardowe warunki
odniesienia
ST-IGG 2701:2014 Zasady rozliczeń paliw gazowych w
jednostkach energii
Norma zakładowa PGNiG S.A. ZN-G-4002:2001 Pomiary
paliw gazowych. Zasady rozliczeń i technika pomiarowa
[8]
[9]
[10]
[11]
[12]
[13]
[14]
Rozporządzenie MG z 28 grudnia 2007 w sprawie wymagań,
którym powinny odpowiadać gazomierze i przeliczniki do
gazomierzy, oraz szczegółowego zakresu sprawdzeń
wykonywanych podczas prawnej kontroli metrologicznej tych
przyrządów pomiarowych
Rozporządzenie Ministra Gospodarki z 2 lipca 2010 r. w
sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu
gazowego
Rozporządzenie MG z 18 grudnia 2006 r. w sprawie
zasadniczych wymagań dla przyrządów pomiarowych
Norma Zakładowa PGNiG S.A. ZN-G-4007:2001 Pomiary
paliw gazowych. Urządzenia elektroniczne. Wymagania i
badania.
PN-EN 12405-1:2007 Gazomierze – Przeliczniki. Część 1:
Przeliczanie objętości
Eliza Dyakowska Projekt stanowiska do wzorcowania
gazomierzy na średnim i wysokim ciśnieniu. Materiały TOPGAZ 2009
http://www.marcogaz.org/downloads/GSW2014/2-7_GASPTI%20and%20VE%20Technology_Williams.pdf