Сто газпром измерение расхода газа

Содержание
  1. СТО Газпром 5.38-2011
  2. ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»
  3. Обеспечение единства измерений
  4. СТАТУС УЗЛОВ ИЗМЕРЕНИЙ РАСХОДА И КОЛИЧЕСТВА ПРИРОДНОГО ГАЗА И ЖИДКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ И КРИТЕРИИ
  5. СТО Газпром 5.38-2011
  6. ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»
  7. Общество с ограниченной ответственностью
  8. «Отраслевой метрологический центр Газметрология» Общество с ограниченной ответственностью «Газпром экспо»
  9. Москва 2012
  10. Предисловие
  11. Содержание
  12. Введение
  13. Область применения
  14. Нормативные ссылки
  15. Термины, определения и сокращения
  16. Статус узлов измерений
  17. Критерии определения статуса узлов измерений
  18. Организационная схема измерений расхода и контроля показателей качества природного газа и жидких углеводородов в ОАО «Газпром»
  19. СТО Газпром 5.2-2005 Расход и количество природного газа. Методика выполнения измерений с помощью ультразвуковых преобразователей расхода
  20. 1 Область применения
  21. 2 Нормативные ссылки
  22. 3 Термины и определения
  23. 4 Обозначения и сокращения
  24. Таблица 4.1 — Условные обозначения
  25. 5 Требования к погрешности измерений
  26. 6 Метод измерений
  27. 6.1 Принцип измерений
  28. 6.2 Методы определения времен прохождения ультразвукового импульса
  29. 6.3 Виды ультразвуковых преобразователей расхода
  30. 6.4 Объемный расход в рабочих условиях
  31. 6.5 Массовый расход и объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям
  32. 6.6 Основные уравнения для определения количества газа
  33. 6.7 Объемный расход и объем сухой части влажного газа, приведенные к стандартным условиям
  34. 6.8 Энергосодержание газа
  35. 7 Требования безопасности
  36. 8 Условия проведения измерений
  37. 8.1 Условия применения УЗПР, вычислителя и СИ параметров потока газа
  38. 8.2 Измеряемая среда
  39. 9 Требования к измерительному трубопроводу
  40. 10 Средства измерений и требования к их монтажу
  41. 10.1. Средства измерений и вспомогательные технические средства
  42. 10.2. Требования к УЗПР и его монтажу
  43. 10.3 Средства измерения давления
  44. 10.4 Средства измерения температуры газа
  45. 10.5 Средства измерения плотности и компонентного состава газа
  46. 10.6 Вычислительные устройства
  47. 11 Подготовка к измерениям и их проведение
  48. 12 Обработка результатов измерений
  49. 12.1 Расчет расхода газа, приведенного к стандартным условиям
  50. 12.2 Расчет количества газа
  51. 12.3 Расчет энергосодержания газа
  52. 13 Контроль точности результатов измерений
  53. 14 Оценка погрешности результатов измерений
  54. 14.1 Общие положения
  55. 14.2 Общие формулы для расчета погрешности объема газа, приведенного к стандартным условиям
  56. 14.3 Составляющие погрешности результатов измерений

СТО Газпром 5.38-2011

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

Обеспечение единства измерений

СТАТУС УЗЛОВ ИЗМЕРЕНИЙ РАСХОДА И КОЛИЧЕСТВА ПРИРОДНОГО ГАЗА И ЖИДКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ И КРИТЕРИИ

СТО Газпром 5.38-2011

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

Общество с ограниченной ответственностью

«Отраслевой метрологический центр Газметрология» Общество с ограниченной ответственностью «Газпром экспо»

Москва 2012

Предисловие

И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ

Обществом с ограниченной ответственностью «Отраслевой метрологический центр Газметрология» с участием специалистов организаций и дочерних обществ ОАО «Газпром»

Управлением метрологии и контроля качества газа и жидких углеводородов Департамента автоматизации систем управления технологическими процессами ОАО «Газпром»

распоряжением ОАО «Газпром» от 14 апреля 2011 г. № 190

Содержание

Область применения 1

Нормативные ссылки 1

Термины, определения и сокращения 2

Статус узлов измерений 5

Критерии определения статуса узлов измерений 6

Организационная схема измерений расхода и контроля показателей качества

природного газа и жидких углеводородов в ОАО «Газпром» 7

Требования по обеспечению единства измерений, определяемые

статусом узлов измерений 10

Порядок определения и оформления статуса узлов измерений 10

Приложение А (рекомендуемое) Форма перечня узлов измерений

Приложение Б (рекомендуемое) Форма перечня узлов измерений

Приложение В (рекомендуемое) Форма перечня узлов измерений

Введение

Настоящий стандарт направлен на реализацию в ОАО «Газпром» Федерального закона от 26 июня 2008 г. № 102-ФЗ «Об обеспечении единства измерений» и совершенствование метрологического обеспечения технологических процессов в дочерних обществах и организациях ОАО «Газпром».

Стандарт разработан в соответствии с Программой НИОКР ОАО «Газпром» на 2009 г., утвержденной Председателем Правления А.Б. Миллером 16 февраля 2009 г. № 01-15, по договору от 24 ноября 2009 г. №1584-1600-09-9 группой специалистов ООО «ОМЦ Газметрология» с участием структурных подразделений, дочерних обществ и организаций ОАО «Газпром».

Авторский коллектив: В.В. Смирнов, О.И. Антонов, П.И. Бахметьев, И.В. Рычков (ОАО «Газпром»), В.А. Усачев, Е.В. Комкова, А.А. Лаврищев (ООО «ОМЦ Газметрология»).

СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ»

Обеспечение единства измерений

СТАТУС УЗЛОВ ИЗМЕРЕНИЙ РАСХОДА И КОЛИЧЕСТВА ПРИРОДНОГО ГАЗА И ЖИДКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ И КРИТЕРИИ

Дата введения – 2012-01-25

Область применения

Настоящий стандарт устанавливает единые требования к порядку и критериям определения статуса узлов измерений расхода и количества природного газа и жидких углеводородов, эксплуатируемых в дочерних обществах и организациях ОАО «Газпром».

Положения настоящего стандарта обязательны для применения всеми структурными подразделениями, дочерними обществами и организациями ОАО «Газпром» (далее – Общество) при определении статуса узлов измерений расхода и количества природного газа и жидких углеводородов на объектах Общества.

Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

СТО Газпром 1.9-2008 Система стандартизации ОАО «Газпром». Правила применения стандартов в ОАО «Газпром», его дочерних обществах и организациях

СТО Газпром 2-3.5-443-2010 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Расчет норм расхода природного газа на собственные нужды при эксплуатации подземных хранилищ газа в пористых пластах

СТО Газпром 3.1-2-006-2008 Система норм и нормативов расхода ресурсов, использования оборудования и формирования производственных запасов ОАО «Газпром». Методика определения нормативов расхода газа горючего природного на собственные нужды добывающих организаций ОАО «Газпром»

СТО Газпром 5.0-2008 Обеспечение единства измерений. Метрологическое обеспечение в ОАО «Газпром». Основные положения

СТО Газпром 5.3-2006 Обеспечение единства измерений. Расход и количество жидких углеводородных сред. Технические требования к узлам учета

СТО Газпром 5.29-2009 Обеспечение единства измерений. Организация испытаний средств измерений для определения их пригодности к применению в ОАО «Газпром»

СТО Газпром 5.32-2009 Обеспечение единства измерений. Организация измерений природного газа

СТО Газпром 5.37-2011 Обеспечение единства измерений. Единые технические требования на оборудование узлов измерений расхода и количества природного газа, применяемые в ОАО «Газпром»

Примечание – При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года, и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) стандартом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

Термины, определения и сокращения

Термины и определения

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

узел измерений расхода и количества природного газа : Совокупность средств измерительной техники, вспомогательных устройств, исполнительных механизмов и измерительных трубопроводов, которая предназначена для измерений, регистрации результатов измерений и расчетов объема природного газа, приведенного к стандартным условиям, а также, при необходимости, определения его показателей качества.

Примечание – Узлы измерений входят в состав газоизмерительных станций, газораспределительных станций, автоматизированных газораспределительных станций, газорегуляторных пунктов, газорегуляторных установок и т.п. или являются обособленными узлами измерений.

узел измерений расхода и количества жидких углеводородов : Совокупность средств измерительной техники и вспомогательных устройств, которая предназначена для измерений, регистрации результатов измерений и расчетов массового расхода и массы «брутто» жидких углеводородов, а также, при необходимости, для определения показателей качества.

узел измерений коммерческий : Узел измерений, по данным которого сторонами договора на поставку газа или жидких углеводородов оформляются акты приемки-передачи и осуществляются взаиморасчеты.

узел измерений хозрасчетный : Узел измерений, по данным которого оценивается хозяйственная деятельность дочернего общества ОАО «Газпром» (товарно-транспортная работа, потребление на собственные нужды и т.п.).

узел измерений технологический : Узел измерений, предназначенный для измерений расхода и/или количества газа или жидких углеводородов в технологических целях (контроля и управления технологическими процессами, контроля эффективности и оптимизации режимов работы оборудования, контроля технологических потерь).

статус узла измерений : Совокупность требований по обеспечению единства измерений и требований, предъявляемых к узлу измерений в соответствии с его назначением и размещением на организационной схеме измерений расхода и количества газа и жидких углеводородов.

организационная схема измерений расхода и контроля показателей качества природного газа и жидких углеводородов (организационная схема измерений) : Схема, определяющая место расположения узлов измерений расхода и количества природного газа и жидких углеводородов на производственных объектах единой системы газоснабжения в целях повышения эффективности производственно-технологических процессов на объектах добычи, переработки, транспортировки, подземного хранения и поставки потребителям природного газа и жидких углеводородов.

3.1.8 нормативные документы ОАО «Газпром» : Документы Системы стандартизации ОАО «Газпром», кроме технических условий.

Примечание – Документы Системы стандартизации ОАО «Газпром» определены СТО Газпром 1.0.

[СТО Газпром 1.9-2008, подпункт 3.2.13]

3.1.9 локальный нормативный акт : Внутренний документ, содержащий нормы (правила, принципы, характеристики), касающиеся различных видов деятельности Общества и (или) их результатов.

[Инструкция [2], Приложение № 1]

Примечание – К категории локальных нормативных актов в соответствии с пунктом 2.1.2 Инструкции [2] относятся распорядительные документы, а также издаваемые в Обществе регламенты, положения и инструкции, утвержденные распорядительными документами или путем непосредственного проставления собственноручной подписи Председателя Правления или заместителя Председателя Правления в грифе утверждения.

3.1.10 аттестация методик (методов) измерений : Исследование и подтверждение соответствия методик (методов) измерений установленным метрологическим требованиям к измерениям.

[Федеральный закон [1], статья 2]

3.1.11 методика (метод) измерений : Совокупность конкретно описанных операций, выполнение которых обеспечивает получение результатов измерений с установленными показателями точности.

[Федеральный закон [1], статья 2]

3.1.12 метрологическое обеспечение : Установление и применение научных и организационных основ, технических средств, правил и норм, необходимых для достижения единства и требуемой точности проводимых измерений.

[СТО Газпром 5.0-2008, подпункт 3.1.13]

3.1.13 государственный метрологический надзор : Контрольная деятельность в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, осуществляемая уполномоченными федеральными органами исполнительной власти и заключающаяся в систематической проверке соблюдения установленных законодательством Российской Федерации обязательных требований, а также в применении установленных законодательством Российской Федерации мер за нарушения, выявленные во время надзорных действий.

[Федеральный закон [1], статья 2]

3.1.14 собственные технологические нужды транспорта газа : Необходимый расход природного газа на основные и вспомогательные технологические процессы транспорта газа, обусловленный режимом эксплуатации газопроводов и техническими характеристиками оборудования.

[РД 153-39.0-112-2001 [3], подпункт 4.2]

В настоящем стандарте использованы следующие сокращения:

АГНКС – автомобильная газонаполнительная компрессорная станция ГК АГНКС – газовая колонка АГНКС

ГИС – газоизмерительная станция

ГПА – газоперекачивающий агрегат

ГПЗ – газоперерабатывающий завод

ГРС – газораспределительная станция

ГСП – газосборный пункт

ГТС – газотранспортная система

ДКС – дожимная компрессорная станция ДТ – дизельное топливо

ЕСГ – единая система газоснабжения ИТ – измерительный трубопровод КС – компрессорная станция

КЦ – компрессорный цех

ОЕИ – обеспечение единства измерений ПБФ – пропан-бутановая фракция

ПХГ – подземное хранилище газа

СТН – собственные технологические нужды УКПГ – установка комплексной подготовки газа УРГ – установка распределения газа

УППГ – установка предварительной подготовки газа ФОИВ – федеральные органы исполнительной власти ФХП – физико-химические показатели

ЦПС – центральный пункт сбора

ШФЛУ – широкая фракция легких углеводородов

Статус узлов измерений

Цель присвоения статуса узлу измерений – определение совокупности требований по обеспечению единства измерений и требований, предъявляемых к узлу измерений в соответствии с его назначением и размещением на организационной схеме измерений расхода и количества газа и жидких углеводородов.

Статус присваивается всем узлам измерений, эксплуатируемым в ОАО «Газпром», в том числе узлам измерений, расположенным:

на границе между странами;

границе территориального раздела газодобывающих и газотранспортных организаций;

границе газотранспортных организаций;

входе (выходе) станций ПХГ;

входе (выходе) заводов по переработке;

границе раздела с независимыми поставщиками;

скважинах/кустах скважин, шлейфах,

а также узлам измерений природного газа и жидких углеводородов, подаваемых потребителям на внутреннем рынке Российской Федерации и используемых на собственные или собственные технологические нужды.

По статусу узлы измерений расхода и количества природного газа и жидких углеводородов разделяют на узлы измерений:

Критерии определения статуса узлов измерений

Статус узла измерений определяется назначением узла измерений расхода и количества газа или жидких углеводородов и его расположением на организационной схеме измерений.

К коммерческим относят узлы измерений:

расхода и количества газа и жидких углеводородов, поставляемых на экспорт и импортируемых;

расхода и количества газа и жидких углеводородов на границе между газотранспортными и газодобывающими организациями;

расхода и количества газа и жидких углеводородов, поставляемых потребителям на внутреннем рынке Российской Федерации;

расхода и количества газа и жидких углеводородов, поставляемых от независимых поставщиков.

К хозрасчетным относят узлы измерений:

расхода и количества газа и жидких углеводородов, передаваемых (принимаемых) из одной газотранспортной организации ОАО «Газпром» в другую;

расхода и количества газа и жидких углеводородов, передаваемых на переработку и хранение и получаемых после переработки и хранения;

расхода и количества газа и жидких углеводородов, используемых на собственные или собственные технологические нужды (перечень типовых статей расхода природного газа на собственные нужды добывающих предприятий определяется СТО Газпром 3.1-2-006; статей расхода природного газа на собственные нужды при эксплуатации подземных хранилищ

газа – СТО Газпром 2-3.5-443; статей расхода природного газа на собственные технологические нужды магистрального транспорта газа – РД 153-39.0-112-2001 [3]);

расхода и количества газа и жидких углеводородов, сжигаемых на факельных установках и используемых на стравливание.

К технологическим относят узлы измерений:

компримированного газа и газа на межсистемных перемычках;

газа и жидких углеводородов на скважинах/кустах скважин, шлейфах;

газа и жидких углеводородов для оперативного управления технологическими процессами и обеспечения энергоэффективности работы оборудования.

Организационная схема измерений расхода и контроля показателей качества природного газа и жидких углеводородов в ОАО «Газпром»

В основу организационной схемы измерений расхода и контроля показателей качества природного газа и жидких углеводородов в ОАО «Газпром» положен принцип необходимости и целесообразности размещения узлов измерений на функциональных границах и в зонах производственной ответственности дочерних обществ ОАО «Газпром».

Организационная схема измерений расхода и количества природного газа, представленная на рисунке 6.1, определяет требования к размещению узлов измерений расхода и количества природного газа.

Организационная схема измерений расхода и количества жидких углеводородов, представленная на рисунке 6.2, определяет требования к размещению узлов измерений расхода и количества жидких углеводородов.

СТО Газпром 5.38-2011

Рисунок 6.1 – Организационная схема измерений расхода и количества природного газа

Источник

СТО Газпром 5.2-2005 Расход и количество природного газа. Методика выполнения измерений с помощью ультразвуковых преобразователей расхода

Статус документа: Действует
Дата начала действия: 01 янв. 2006 г.
Количество страниц: 34 стр.

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

Обеспечение единства измерений

РАСХОД И КОЛИЧЕСТВО ПРИРОДНОГО ГАЗА

МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ С ПОМОЩЬЮ
УЛЬТРАЗВУКОВЫХ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЕЙ РАСХОДА

СТО Газпром 5.2-2005

Дата введения — 2006-01-01

Обществом с ограниченной ответственностью «ОМЦ Газметрология»

Управлением метрологии и контроля качества газа Департамента автоматизации, информатизации, телекоммуникаций и метрологии ОАО «Газпром»

И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ

Распоряжением ОАО «Газпром» от 10 октября 2005 г. № 271 с 1 января 2006 г.

Методика выполнения измерений зарегистрирована в Федеральном реестре методик выполнения измерений под № ФР1.29.2004.01349

1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт устанавливает методику выполнения измерений расхода и количества природного газа при помощи ультразвуковых преобразователей расхода.

1.2 Стандарт распространяется на ультразвуковые преобразователи расхода как отечественного, так и зарубежного производства.

1.3 Стандарт предназначен для применения на коммерческих и оперативных пунктах учета природного газа дочерних обществ и организаций ОАО «Газпром».

1.4 Стандарт не распространяется на ультразвуковые расходомеры с накладными ультразвуковыми датчиками.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 2939-63 Газы. Условия для определения объема

ГОСТ 18917-82 Газ горючий природный. Методы отбора проб

ГОСТ 22667-82 Газы горючие природные. Расчетный метод определения теплоты сгорания, относительной плотности и числа Воббе

ГОСТ 17310-2002 Газы. Пикнометрический метод определения плотности

ГОСТ 23781-87 Газы горючие природные. Хроматографический метод определения компонентного состава

ГОСТ 6616-94 Преобразователи термоэлектрические. Общие технические условия

ГОСТ 6651-94 Термопреобразователи сопротивления. Общие технические требования и методы испытаний

ГОСТ 30319.1-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств природного газа, его компонентов и продуктов его переработки

ГОСТ 30319.2-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение коэффициента сжимаемости

ГОСТ 30319.3-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств по уравнению состояния

ГОСТ 8.563.2-97 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов методом переменного перепада давления. Методика выполнения измерений с помощью сужающих устройств

ГОСТ Р 8.577-2000 Государственная система обеспечения единства измерений. Теплота объемная (энергия) сгорания природного газа. Общие требования к методам определения.

3 Термины и определения

3.1 ультразвуковой преобразователь расхода : Акустический преобразователь расхода, работающий в ультразвуковом диапазоне частот, в котором создается сигнал измерительной информации, основанный на зависимости акустического эффекта в потоке газа от ее расхода.

Ультразвуковой преобразователь расхода состоит из первичного ультразвукового преобразователя расхода и устройства обработки его сигналов.

3.2 первичный ультразвуковой преобразователь расхода : Специально изготовленный участок трубопровода, удовлетворяющий требованиям настоящего стандарта и содержащий преобразователи электроакустические.

3.3 преобразователи электроакустические : Устройства, преобразующие электрическую энергию в акустическую (энергию упругих колебаний среды) и обратно.

Преобразователи электроакустические, используемые в первичных ультразвуковых преобразователях расхода, являются передатчиками и приемниками ультразвуковых волн.

3.4 устройство обработки сигналов : Устройство, осуществляющее генерацию сигналов, поступающих на преобразователи электроакустические, обработку сигналов, поступающих с преобразователей электроакустических и формирование стандартного выходного сигнала, пропорционального измеряемому расходу газа.

3.5 вычислитель расхода : Устройство, принимающее данные от устройства обработки сигналов, а также показания датчиков температуры и давления, и вычисляющее расход и количество газа, приведенные к стандартным условиям.

Вычислитель расхода может дополнительно принимать и учитывать показания хроматографа и плотномера.

3.6 акустический канал : Совокупность измеряемой среды и пары преобразователей электроакустических, передающих сигналы с помощью ультразвуковых колебаний.

3.7 акустический луч : Линия, вдоль которой распространяется звуковая энергия, испущенная преобразователем электроакустическим в определенном направлении.

3.8 одноканальный ультразвуковой преобразователь расхода : Преобразователь расхода, в котором для измерения расхода используется один акустический канал.

Примечание 1 — Одноканальные ультразвуковые преобразователи часто в технической литературе называют однолучевыми или однопутевыми расходомерами.

Примечание 2 — Звуковая энергия в одноканальном первичном преобразователе расхода может передаваться между преобразователями электроакустическими в виде прямых или отраженных (однократно или многократно) от стенок измерительного трубопровода акустических лучей.

3.9 многоканальный ультразвуковой преобразователь расхода : Преобразователь расхода, в котором для измерения расхода используется несколько акустических каналов.

Примечание 1 — Многоканальные ультразвуковые преобразователи часто в технической литературе называют многолучевыми или многопутевыми преобразователями расхода.

Примечание 2 — Звуковая энергия в многоканальном первичном преобразователе расхода может передаваться между преобразователями электроакустическими в виде прямых или отраженных (однократно или многократно) от стенок измерительного трубопровода акустических лучей.

3.10 акустический путь : Траектория движения акустического импульса между преобразователями электроакустическими в потоке газа.

Примечание — Кривизна акустического пути зависит от числа Re и Ма и возрастает с увеличением числа Ма и кривизны распределения скоростей потока.

3.11 ультразвуковой импульс : Сигнал (ультразвуковые колебания, волны в газе), генерируемый преобразователями электроакустическими при подаче на него возбуждающего электрического сигнала ограниченной продолжительности.

3.12 незатухающие ультразвуковые колебания в среде : Сигналы, генерируемые преобразователями электроакустическими при подаче непрерывного возбуждающего электрического сигнала.

3.13 измерительный трубопровод : Прямые участки трубопровода, между которыми установлен ультразвуковой преобразователь расхода.

4 Обозначения и сокращения

4.1 Основные условные обозначения, применяемые в настоящем стандарте, приведены в таблице 4.1.

Таблица 4.1 — Условные обозначения

Площадь поперечного сечения

Расстояние между активными центрами ультразвуковых датчиков

Скорость распространения ультразвукового импульса в потоке газа относительно неподвижного наблюдателя

Скорость распространения ультразвукового импульса в неподвижном газе

Внутренний диаметр трубопровода

Проекция длины акустического канала L на линию, параллельную оси трубопровода (см. рис. 4.1)

Модуль упругости материала корпуса ультразвукового преобразователя расхода

Энергосодержание (количество энергии, которое может быть получено при сгорании газа)

Объемная удельная теплота сгорания газа

Коэффициент сжимаемости газа

Корректирующий коэффициент на распределения скоростей потока, равный отношению средней осевой скорости потока u а в сечении ультразвукового преобразователя расхода к средней скорости потока вдоль акустического канала

Длина части пути акустического импульса, ограниченная внутренней поверхностью трубопровода в состоянии покоя газа (см. рис. 4.1)

Длина прямого участка измерительного трубопровода

Длина пути акустического импульса от излучающих поверхностей обоих ПЭА в состоянии покоя газа (см. рис. 4.1)

Молекулярная масса газа

Число Маха (Ма = / с 0)

Абсолютное давление газа

Давление насыщенного водяного пара во влажном газе при температуре t

Избыточное (статическое) давление газа

Объемный расход, приведенный к стандартным условиям

Объемный расход при рабочих условиях

Объемный расход q о, при котором изменяется погрешность ультразвукового преобразователя расхода

Универсальная газовая постоянная R = 8,31451

Термодинамическая температура среды

Локальная скорость потока

Средняя осевая скорость потока по сечению трубопровода, равная отношению объемного расхода ( q 0) к площади поперечного сечения (А)

Средняя скорость потока вдоль акустического пути

Объем газа при рабочих условиях

Объем газа, приведенный к стандартным условиям

Весовой коэффициент i -й величины

Молярная доля i -го компонента смеси

Объемная доля i -го компонента смеси

Фактор сжимаемости газа

Коэффициент линейного теплового расширения материала

Абсолютная объемная концентрация жидкости в газе

Абсолютная объемная концентрация механических примесей в газе

Длина волны ультразвукового колебания

Угол между осями ультразвуковых преобразователей и осью трубопровода (см. рис. 4.1)

Относительная влажность газа

Динамическая вязкость газа

Плотность влажного газа

Плотность насыщенного водяного пара во влажном газе при температуре t

Время прохождения ультразвукового импульса вдоль акустического пути или интервал времени, за который определяется количество газа

Единица величины параметра

Разность между временами прохождения ультразвуковых импульсов вдоль и против направления потока одного и того же акустического канала или интервал дискретизации при определении количества газа

Рисунок 4.1. Схема однолучевого ультразвукового преобразователя расхода:

А — с прямым лучом; Б — с отраженным лучом

4.2 Индексы в условных обозначениях величин означают следующее:

в — верхний предел измерений;

н — нижний предел измерений;

кр — критическое значение;

max — максимальное значение величины;

min — минимальное значение величины;

с — стандартные условия ( Т с = 293,15 К, P с = 0,101325 МПа = 1,03323 кгс/см 2 по ГОСТ 2939);

знак «-» (черточка над обозначением величины) — среднее значение величины;

1 — движения против направления потока газа;

2 — движения по направлению потока газа.

4.3 Сокращения, примененные в настоящем стандарте:

ИТ — измерительный трубопровод;

ПЭА — преобразователь электроакустический;

СИ — средство измерений;

УЗПР — ультразвуковой преобразователь расхода.

5 Требования к погрешности измерений

Пределы относительной погрешности измерений объемного расхода и объема природного газа, приведенного к стандартным условиям, по данной методике не должны превышать:

при применении УЗПР повышенной точности:

при применении УЗПР малой точности:

где q он и q ов — нижний и верхний пределы измерений применяемого УЗПР.

Статистические оценки погрешности измерений могут быть получены на основе расчетов, выполненных в соответствии с разделом 14.

6 Метод измерений

6.1 Принцип измерений

Принцип измерений с помощью УЗПР основан на том, что ультразвуковой импульс, направленный вдоль потока, распространяется быстрее ультразвукового импульса, направленного против потока.

Разность времен прохождения ультразвукового импульса, а также время прохождения импульсов по направлению потока газа и против него зависят от средней скорости газа вдоль акустического пути.

Формула для расчета средней скорости потока вдоль акустического пути имеет вид:

.(6.1)

6.2 Методы определения времен прохождения ультразвукового импульса

Средняя скорость потока вдоль акустического пути может быть определена путем прямого измерения времен прохождения ультразвукового импульса по направлению и против направления движения потока газа (времяимпульсным методом), а также с использованием фазового или частотного метода.

Фазовый метод основан на измерении фазовых углов двух постоянных ультразвуковых колебаний с циклической частотой w и их фазовых сдвигов, возникающих от разности времен прохождения этими колебаниями одного и того же расстояния по потоку и против него.

Циклическая частота, в зависимости от частоты колебаний, определяется по формуле

При прохождении ультразвукового импульса одного и того же расстояния по потоку и против него фазовые углы примут значения:

Из уравнений (6.1), (6.3) и (6.4) следует, что

.(6.5)

Частотный метод основан на зависимости разности частот повторения коротких импульсов или пакетов ультразвуковых колебаний от разности времен прохождения этими колебаниями одного и того же расстояния L p по потоку и против него.

В частотно-импульсных расходомерах вырабатываются короткие импульсы, которые поступают к ПЭА с интервалами, равными времени прохождения ультразвука по направлению потока и против него.

;(6.6)

;(6.7)

.(6.8)

Формула (6.1) с учетом уравнения (6.8) примет вид

.(6.9)

Малость величины f 2 — f 1 у частотных расходомеров является существенным недостатком, затрудняющим точное измерение расхода газа. В работах [1, 2] приводится ряд способов увеличения разности частот, применяемых в ультразвуковых расходомерах.

В частотно-пакетных расходомерах вырабатываются не короткие импульсы, а непрерывные сигналы в течение всего времени прохождения ими акустического пути.

6.3 Виды ультразвуковых преобразователей расхода

6.3.1 УЗПР различают:

— по методам измерений средней скорости вдоль акустического пути (см. 6.2);

— виду (отраженным или прямым является луч), количеству и размещению ультразвуковых каналов;

— устройству и способам монтажа ПЭА.

6.3.2 УЗПР могут быть одноканальными или многоканальными (однолучевыми или многолучевыми).

Основные варианты расположения акустических путей, используемые в УЗПР, приведены в Приложении А.

Варианты монтажа ПЭА приведены в Приложении Б.

6.3.3 Лучи ультразвуковых каналов могут быть прямыми или отраженными (однократно или многократно) от внутренней стенки УЗПР.

Лучи ультразвуковых каналов могут быть расположены в диаметральной плоскости УЗПР или в плоскостях, проходящих через хорды его сечения.

6.4 Объемный расход в рабочих условиях

6.4.1 Одноканальный УЗПР

Объемный расход газа в рабочих условиях связан со средней скоростью прохождения газа через поперечное сечение УЗПР следующим образом:

Для вычисления значения средней скорости газа через поперечное сечение УЗПР необходимо знать значение поправочного коэффициента на распределение скоростей:

.(6.11)

Таким образом, расход газа может быть вычислен по измеренной средней скорости потока газа вдоль акустического пути по следующей формуле:

.(6.12)

Значение ku является функцией числа Re , шероховатости стенок трубопровода (для турбулентных режимов течения) и расположения акустического канала. Теоретические значения ku приведены в Приложении В.

6.4.2 Многоканальный УЗПР

При использовании многоканального УЗПР с применением интегрирующей техники объемный расход может быть вычислен по формуле

,(6.13)

где n — число каналов;

— средняя скорость газа вдоль i -го канала;

.(6.14)

Значения весовых коэффициентов зависят от количества и расположения акустических каналов (например, см. Приложение В).

6.5 Массовый расход и объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям

Массовый расход газа qm рассчитывают по измеренным значениям объемного расхода и измеренной или рассчитанной плотности газа:

.(6.15)

Объемный расход q c рассчитывают путем приведения объемного расхода q о к стандартным условиям по формуле

. (6.16)

6.6 Основные уравнения для определения количества газа

6.6.1 Количество газа ( V с , V o , m ), прошедшего по ИТ за определенный период времени т, с использованием информации о приращении объема газа, получаемой от УЗПР, рассчитывают по следующим уравнениям:

;(6.17)

;(6.18)

,(6.19)

где D V о i — приращение объема газа за интервал времени осреднения параметров газа.

6.6.2 Количество газа ( V с , V o , m ), прошедшего по трубопроводу за определенный период времени t , с использованием информации о расходе газа при рабочих условиях, получаемой от УЗПР, рассчитывают по следующим уравнениям:

— при дискретном интегрировании функций во времени t с интервалами дискретизации D t i :

;(6.20)

;(6.21)

;(6.22)

— при дискретном интегрировании функций во времени t с равномерным интервалом дискретизации D t :

;(6.23)

;(6.24)

,(6.25)

;(6.26)

n — количество интервалов дискретизации в течение времени ( t к — t н )

6.6.3 Значения параметров, входящих в формулы (6.17) ¸ (6.25), могут быть результатами вычислений по средним параметрам, необходимыми для их расчета, или приняты условно-постоянными величинами. Например, величина q о i может быть результатом усреднения нескольких измерений средней скорости газа; значение r с и состав газа могут быть приняты условно-постоянными величинами.

6.7 Объемный расход и объем сухой части влажного газа, приведенные к стандартным условиям

Расчет объемного расхода и объема сухой части влажного газа, приведенные к стандартным условиям, выполняют по формулам

;(6.27)

;(6.28)

;(6.29)

,(6.30)

где f в — абсолютная влажность газа, выраженная массой водяного пара (в кг) в 1 м 3 при рабочих условиях.

6.8 Энергосодержание газа

Энергосодержание газа определяют по формуле

. (6.31)

Для определения объемной удельной теплоты сгорания газа применяют методы по ГОСТ Р 8.577 . При неизвестном полном компонентном составе газа допускается определять объемную удельную теплоту сгорания по ГОСТ 30319.1 и ГОСТ 22667.

7 Требования безопасности

7.1 К проведению монтажа и выполнению измерений допускаются лица, изучившие эксплуатационную документацию на СИ и вспомогательное оборудование, прошедшие инструктаж по технике безопасности, получившие допуск к самостоятельной работе и имеющие опыт эксплуатации СИ на объектах газовой промышленности.

7.2 Перед монтажом СИ и вспомогательного оборудования необходимо обратить внимание на их соответствие эксплуатационной документации, наличие и целостность маркировок взрывозащиты, наличие и целостность крепежных элементов, оболочек (корпусов). Монтаж СИ необходимо производить в строгом соответствии с их схемой внешних соединений. Запрещается вносить какие-либо изменения в электрическую схему внешних соединений, а также использовать любые запасные части, не предусмотренные эксплуатационной документацией и без согласования с изготовителем СИ.

7.3 В процессе эксплуатации, не реже одного раза в месяц, СИ и вспомогательное оборудование должны осматриваться квалифицированным персоналом. При этом необходимо обращать внимание на целостность оболочек (корпусов) СИ, наличие крепежных элементов, пломб и предупредительных надписей.

8 Условия проведения измерений

8.1 Условия применения УЗПР, вычислителя и СИ параметров потока газа

8.1.1 Условия применения УЗПР и СИ должны соответствовать требованиям их изготовителей:

— к климатическим условиям эксплуатации;

— рабочим условиям эксплуатации (давлению, температуре, плотности и скорости потока газа);

— допустимой напряженности постоянных и переменных магнитных полей, а также уровню индустриальных радиопомех;

— допустимому уровню вибрации трубопровода;

8.1.2 Диапазоны измерений применяемых УЗПР и СИ должны соответствовать диапазонам изменений параметров потока газа. Максимальные и минимальные значения измеряемых параметров должны перекрываться диапазонами измерения УЗПР и СИ.

В случае применения СИ, погрешность которых нормирована как приведенная, рекомендуется, чтобы максимальное значение измеряемого параметра было как можно ближе к 90 % верхнего предела измерений соответствующего СИ.

8.1.3 Погрешности УЗПР, вычислителя и СИ параметров потока газа должны соответствовать требованиям, указанным в разделе 10.

8.1.4 УЗПР и СИ параметров потока газа должны быть включены в Государственный Реестр СИ РФ. УЗПР и СИ могут применяться только при наличии положительных результатов их поверки. Все СИ, входящие в состав измерительного комплекса с УЗПР, должны иметь действующие свидетельства о поверке.

8.2 Измеряемая среда

8.2.1 Измеряемой средой является природный газ.

Параметры природного газа (компонентный состав, давление и температура) должны находиться в пределах, при которых обеспечиваются:

— возможность расчета или измерения плотности (фактора сжимаемости) газа при рабочих условиях с известной погрешностью;

— отсутствие условий для образования гидратов в ИТ.

8.2.2 Следует избегать наличия жидких и/или твердых включений в потоке газа. Допустимые концентрации этих включений не должны превышать указанных пределов в эксплуатационной документации на УЗПР.

Изготовитель должен информировать о возможности использования УЗПР при следующих характеристиках среды [3]:

— содержание диоксида углерода в газе свыше 10 %;

— плотность газа близка к критической плотности (0,9 Т / T кр r / r кр

— массовая доля серы, включая меркаптаны, сероводород и другие сернистые соединения, превышает 0,1 %.

Значения критических плотностей и температур газа следует устанавливать на основе официальных данных, утвержденных Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии Российской Федерации и Государственной службой стандартных справочных данных (ГСССД).

8.2.3 Течение потока газа в ИТ может быть стационарным, квазистационарным или пульсирующим.

УЗПР могут использоваться для измерения нестационарных потоков газа, если основная частота спектра потока газа не превышает его полосы пропускания.

8.2.4 Для снижения влияния на показания УЗПР акустических шумов, генерируемых установленной в потоке запорной арматурой (задвижки, клапаны, редукторы и т.п.), рекомендуется использовать УЗПР с рабочей частотой ПЭА выше 100 кГц.

8.2.5 Рекомендуется использование УЗПР при развитых турбулентных режимах течения газа при Re не менее 5000.

8.2.6 Фазовое состояние газа при прохождении через ИТ и в процессе измерений не должно изменяться. Принято, что фазовое состояние газа не меняется, если давление газа ниже давления его конденсации. Давление конденсации смеси газов может быть рассчитано в соответствии с ГСССД МР 107 [7].

9 Требования к измерительному трубопроводу

9.1 ИТ должен иметь круглое сечение по всей длине требуемого прямого участка до и после УЗПР.

Смещение осей УЗПР и прилегающих к нему участков ИТ, а также отклонения внутренних диаметров УЗПР и прилегающих к нему участков ИТ не должны превышать значений, установленных изготовителем УЗПР. Если эти значения не оговорены изготовителем, то выполняют нижеприведенные требования:

а) ИТ считают прямым, если его изгиб не превышает 7°;

б) разница диаметров ИТ и УЗПР не более 3 %, при этом высота уступа в месте соединения ИТ и УЗПР не должна превышать 2 %;

в) на участке ИТ длиной 10 D , расположенном непосредственно перед УЗПР, ни одно из значений внутреннего диаметра ИТ в любой плоскости не должно отличаться более чем на 3 % от среднего внутреннего диаметра ИТ.

Внутренний диаметр ИТ определяют как среднее арифметическое результатов измерений не менее чем в трех поперечных сечениях ИТ (два из которых расположены на расстоянии 0 и 0,5 D от УЗПР, а третье — в плоскости сварного шва), а в каждом из этих сечений — не менее чем в четырех диаметральных направлениях, расположенных под одинаковым углом друг к другу. Относительная погрешность применяемого СИ не должна превышать 0,1 % измеряемой величины.

Внутренний диаметр УЗПР определяют как среднее арифметическое значение результатов измерений в трех поперечных сечениях:

— вблизи ПЭА, расположенных вверх по потоку;

— вблизи ПЭА, расположенных вниз по потоку;

— на половине расстояния между этими ПЭА.

В каждом сечении выполняют измерения внутренних диаметров не менее чем в четырех диаметральных направлениях, расположенных под одинаковым углом друг к другу. Относительная погрешность применяемого СИ не должна превышать 0,025 % измеряемой величины.

9.2 Длины прямых участков ИТ до и после УЗПР должны соответствовать требованиям, установленным изготовителем УЗПР.

Если данные требования не указываются в эксплуатационной документации на УЗПР, то рекомендуется:

— для одноканальных и двухканальных УЗПР длины прямых участков ИТ выбирать в зависимости от типа ближайшего местного сопротивления, в соответствии с таблицей 9.1;

— для многоканальных УЗПР обеспечивать прямой участок ИТ длиной не менее 20 D перед и 10 D после УЗПР по ходу потока газа.

Таблица 9.1 — Наименьшая относительная длина ( ) прямых участков ИТ между УЗПР и местными сопротивлениями

Вентиль, клапан, пробковый кран

Задвижка, равнопроходный шаровой кран

Группа колен в одной плоскости, разветвляющиеся потоки

Группа колен в разных плоскостях, смешивающиеся потоки

Резкое сужение потока

Любые местные сопротивления, установленные после УЗПР

Примечание — Длина прямых участков ИТ приведена для полностью открытой запорной арматуры.

Для уменьшения длины прямого участка ИТ до УЗПР допускается применение струевыпрямителя. Тип струевыпрямителя и место его расположения в ИТ должны указываться изготовителем УЗПР. При отсутствии таких данных поверка УЗПР должна производиться совместно с используемым струевыпрямителем.

9.3 Соединительные фланцы и уплотнительные прокладки ИТ должны быть одинакового диаметра и тщательно подогнаны друг к другу. Сварной шов фланца ИТ, расположенного перед УЗПР, должен быть полностью или частично зачищен.

После проведения частичной зачистки сварного шва фланца ИТ необходимо проверить, что диаметр ИТ, измеренный в плоскости сварного шва ( D ш ), удовлетворяет следующему условию:

где D УЗПР — внутренний диаметр УЗПР.

Диаметр D ш определяют как среднее арифметическое значение результатов измерений не менее чем в четырех диаметральных направлениях, расположенных под одинаковым углом друг к другу. Относительная погрешность применяемого СИ не должна превышать 0,1 % измеряемой величины.

Уплотнительные прокладки не должны выступать внутрь ИТ. Рекомендуется применение прокладок толщиной не более 3 мм. Для центровки прокладки в процессе монтажа используются три затяжных болта, расположенные под углом 120°. После центровки уплотнительной прокладки все болты плотно затягиваются.

9.4 Для прямых участков ИТ могут использоваться сварные трубы только в том случае, если сварной шов не является спиральным.

На прямом участке ИТ длиной 10 D , расположенном непосредственно перед УЗПР, высота валика шва не должна превышать 0,015 D .

9.5 Не допускается наличие осадков и отложений на поверхности ИТ на участке длиной 10 D перед УЗПР. Данный участок может быть осмотрен без демонтажа ИТ при помощи световодов через одно или несколько отверстий в стенках ИТ. При обнаружении на внутренней поверхности ИТ каких-либо отложений их необходимо удалить.

10 Средства измерений и требования к их монтажу

10.1. Средства измерений и вспомогательные технические средства

Для проведения измерений расхода и количества природного газа в общем случае применяют следующие СИ и технические устройства:

— СИ параметров потока газа (температура, давление, плотность, компонентный состав);

— устройства обработки выходных данных измерительных каналов и вычисления расхода и количества газа;

— соединительные линии и вспомогательные устройства (фильтры, струевыпрямители и т.п.).

10.2. Требования к УЗПР и его монтажу

10.2.1. УЗПР должен иметь нормированный стандартный выходной сигнал, пропорциональный расходу газа в рабочих условиях.

Показания УЗПР должны соответствовать, в пределах погрешности, действительному расходу газа по ИТ во всем диапазоне измерения. При этом параметры (состав, давление, температура, плотность, вязкость и скорость) измеряемого потока газа должны соответствовать требованиям, установленным в эксплуатационной документации на УЗПР.

Пределы допускаемой относительной погрешности УЗПР не должны превышать значений:

для УЗПР повышенной точности

для УЗПР малой точности:

10.2.2 Рекомендуется внутренний диаметр УЗПР и ИТ выбирать из условия, что 100 мм £ D £ 900 мм, а максимальная средняя скорость газа не превышает 25 м/с для газораспределительных станций и 20 м/с — для магистральных газопроводов.

Не рекомендуется применять УЗПР при максимальной средней скорости газа менее 3 м/с.

Для выбора нужного типоразмера УЗПР (условного прохода Ду, мм) используют следующие формулы:

— при заданном максимальном объемном расходе газа, приведенном к стандартным условиям

;

— при заданном максимальном объемном расходе при рабочих условиях

За значение Ду принимают равное или ближайшее большее к D значение из стандартного ряда условных проходов УЗПР.

10.2.3 Все внутренние части УЗПР, имеющие контакт с газом, должны быть изготовлены из материала, нейтрального к природному газу, его конденсатам и сопутствующим компонентам (метанол, гликоль и др.).

Все наружные части УЗПР должны изготавливаться из коррозионно-стойкого материала или иметь покрытие, стойкое к атмосферным воздействиям.

10.2.4 Проверку установки нуля шкалы УЗПР проводят в соответствии с его эксплуатационной документацией. Для этого УЗПР изолируют от потока газа и проводят измерение. При отсутствии движения газового потока УЗПР должен регистрировать скорость потока газа от каждого ПЭА, не превышающую указанную изготовителем в эксплуатационной документации. Если это значение не указано, то проверяют, чтобы средняя скорость потока газа, измеренная за 300 с, каждым ПЭА не превышала 6 мм/с.

Коррекцию показаний УЗПР допускается производить только при полной стабилизации давления и температуры газа во внутренней полости УЗПР. В полевых условиях данная процедура может проводиться только при условии, что течение газа через УЗПР отсутствует, а температура газа стабилизирована.

10.2.5 Монтаж УЗПР производится в соответствии с его эксплуатационной документацией. Для этого могут привлекаться специалисты изготовителя УЗПР.

УЗПР устанавливают на заранее определенном участке газопровода с соблюдением требований раздела 9. Перед установкой УЗПР в ИТ необходимо удостовериться, что направление потока, указанное на фирменной табличке УЗПР, соответствует направлению потока газа в ИТ. При установке необходимо следить за тем, чтобы не допускалось повреждение и сдавливание кабелей, идущих от датчиков. Внутренняя поверхность УЗПР должна оберегаться от каких-либо повреждений.

10.2.6 УЗПР устанавливают на горизонтальном, вертикальном или наклонном прямом участке ИТ. При измерении расхода газа, содержащего загрязнения или конденсат, пространственное положение УЗПР выбирают таким образом, чтобы обеспечить наименьшую вероятность загрязнения или скопления конденсата в его проточной части и на ПЭА. Для этого УЗПР располагают так, чтобы ПЭА или точка отражения акустического импульса от стенки УЗПР не оказались на дне трубопровода.

10.2.7 Электромонтаж оборудования УЗПР проводят в соответствии с указаниями в его эксплуатационной документации. При необходимости электронные блоки УЗПР выносят в защитные щитовые помещения с соблюдением требований безопасности, принятых в ОАО «Газпром».

10.2.8 После монтажа проводится проверка герметичности ИТ, УЗПР и соединительных линий.

10.2.9 Во время эксплуатации УЗПР особое внимание должно быть обращено на обеспечение чистоты поверхности ПЭА.

Если в газовом потоке предполагается наличие инородных веществ, рекомендуется установка фильтров на расстоянии не ближе 25 D до УЗПР.

10.3 Средства измерения давления

10.3.1 Абсолютное давление газа Р измеряют либо непосредственно, либо путем суммирования измеренных величин избыточного (статического) P и и атмосферного давлений P б .

10.3.2 Избыточное и абсолютное давления измеряют с помощью измерительных преобразователей давления любого типа.

Метрологические характеристики СИ давления в условиях их эксплуатации должны обеспечивать измерение абсолютного давления газа в ИТ с предельной относительной погрешностью не более ±0,6 %.

Выходные сигналы преобразователя давления должны быть совместимы с характеристиками входных сигналов устройств, предназначенных для регистрации результатов измерений и их обработки.

10.3.3 Отверстие для отбора давления газа может быть размещено до или после УЗПР или в его корпусе. Расстояние от УЗПР до места отбора давления, размещенного вне корпуса УЗПР, выбирают таким образом, чтобы потерями давления газа на этом участке можно было пренебречь. Рекомендуется отверстие для отбора давления газа располагать не далее 5 D от УЗПР.

Отверстия для отбора давления, размещенные в корпусе УЗПР, и отверстия каналов, предназначенных для ПЭА, должны располагаться в разных осевых плоскостях (на разных образующих) поверхности корпуса УЗПР.

Отверстие для отбора давления должно быть круглым и цилиндрическим на длине не менее 2,5 диаметра этого отверстия от внутренней поверхности ИТ.

Диаметр отверстия не должен быть более 0,13 D . Рекомендуется выбирать диаметр отверстия для отбора давления газа в пределах от 4 до 10 мм.

В месте выхода кромки отверстия должны быть острыми и выполненными заподлицо с внутренней поверхностью ИТ или УЗПР.

10.3.4 В горизонтальных и наклонных трубопроводах отверстия для отбора давления размещают в верхней части ИТ или УЗПР с отклонением от вертикальной плоскости, проходящей через ось трубы, не более 45° — для влажных газов и не более 90° — для сухих газов.

В вертикальных трубопроводах отверстия для отбора давления располагают в любой точке окружности ИТ или УЗПР с учетом требований 10.3.3.

10.3.5 Атмосферное давление измеряют в месте расположения измерительного преобразователя избыточного давления, если последний размещен в замкнутом пространстве при наличии в нем разряжения или избыточного давления (наддува), создаваемого системами вентиляции или кондиционирования.

10.4 Средства измерения температуры газа

10.4.1 Температуру газа следует измерять с помощью СИ температуры любого типа. Метрологические характеристики СИ температуры в условиях эксплуатации должны обеспечивать измерение температуры газа с погрешностью не более ±0,5 °С.

Выходные сигналы преобразователя температуры должны быть совместимы с характеристиками входных сигналов устройств, предназначенных для регистрации результатов измерений и их обработки.

10.4.2 Термодинамическую температуру газа определяют по формуле

Т = 273,15 + t .(10.1)

10.4.3 Температуру газа измеряют на прямом участке ИТ до или после УЗПР. Наличие местных сопротивлений между УЗПР и местом установки термометра не допускается. Наилучшим способом установки чувствительного элемента термометра является его радиальное расположение на участке трубопровода после УЗПР.

10.4.4 При расположении чувствительного элемента термопреобразователя после УЗПР расстояние до него должно быть не менее 1 D и не более 5 D , если чувствительный элемент термометра устанавливают в ИТ непосредственно или в гильзу с наружными диаметрами не более 0,13 D . При использовании гильз с наружным диаметром, превышающим 0,13 D , расстояние от термометра до УЗПР должно быть в пределах от 3 D до 5 D . Установка термометров в гильзы с наружным диаметром, превышающим 1/3 D , не допускается.

При измерении температуры газа перед УЗПР расстояние между чувствительным элементом термопреобразователя и УЗПР должно быть не менее 20 D , а наружный диаметр гильзы не более 0,13 D . При этом участок ИТ между местом измерения температуры газа и УЗПР рекомендуется теплоизолировать.

10.4.5 Чувствительный элемент термометра должен быть погружен в ИТ на глубину от 0,3 D до 0,7 D .

10.4.6 При установке чувствительного элемента термометра в гильзу ее заполняют жидким маслом (например, трансформаторным) для обеспечения теплового контакта.

10.4.7 Часть чувствительного элемента термометра, выступающую над ИТ, теплоизолируют, если температура газового потока отличается от температуры окружающей среды более чем на ± 40 °С.

10.5 Средства измерения плотности и компонентного состава газа

10.5.1 Определение плотности при рабочих условиях

10.5.1.1 Плотность измеряемой среды может быть измерена с помощью плотномера или рассчитана по измеренным параметрам потока согласно ГОСТ 30319.1 — ГОСТ 30319.3 .

10.5.1.2 Для определения плотности газа в рабочих условиях допустимо применение плотномеров любого типа.

Метрологические характеристики плотномера в условиях эксплуатации должны обеспечивать измерение плотности газа с относительной погрешностью не более ±0,6 %.

10.5.1.3 Если плотность определяют на основе анализа проб измеряемой среды, то для обеспечения представительности отобранных проб следует руководствоваться требованиями ГОСТ 18917 . Отобранная проба может быть использована для непосредственного измерения плотности с последующей корректировкой к условиям измерения газа или для определения компонентного состава газа, который используют при расчетных методах определения плотности газа.

10.5.1.4 При установке пробоотборного устройства плотномера непосредственно в ИТ длина прямого участка между УЗПР и плотномером должна быть достаточной для исключения его влияния на кинематическую структуру потока.

Пробоотборное устройство плотномера с наружным диаметром менее 0,13 D может быть установлено на расстоянии не ближе 20 D перед УЗПР.

При установке пробоотборного устройства плотномера с наружным диаметром не более 0,13 D после УЗПР расстояние между ними должно быть не менее 2,5 D . Если наружный диаметр пробоотборного устройства плотномера больше 0,13 D , то оно должно располагаться на расстоянии не менее 10 D после УЗПР.

10.5.1.5 Изменение плотности газа отслеживают, создавая поток газа через чувствительный элемент поточного плотномера путем ответвления контролируемого потока газа.

10.5.1.6 Допускается применение фильтров и осушителей для очистки от примесей пробы газа, поступающей в плотномер. Эти устройства не должны менять основной компонентный состав измеряемого газа.

10.5.1.7 Показания поточных плотномеров необходимо приводить к условиям измерений в сечении УЗПР.

Если значение давления и температуры газа в месте измерения плотности газа отличается от значений давления и температуры газа в месте расположения УЗПР, необходимо провести корректировку показаний плотномера с учетом этих отличий.

10.5.1.8 Равенства температур контролируемого потока газа и пробы, находящейся в чувствительном элементе плотномера, добиваются путем размещения чувствительного элемента плотномера в потоке измеряемого газа и теплоизоляцией элементов плотномера, находящихся вне ИТ.

10.5.1.9 При измерении расхода и количества многокомпонентных газов, состав которых меняется в процессе измерений, необходимо учитывать, что применение метода определения плотности на основе отбора проб требует оценки дополнительной погрешности, вызванной принятием состава измеряемого газа условно-постоянным параметром.

.(10.2)

Если известны коэффициент сжимаемости и плотность газа при стандартных условиях, то плотность газа при рабочих условиях рассчитывают по формуле

.(10.3)

Для расчета фактора и коэффициента сжимаемости природного газа рекомендуются следующие методы по ГОСТ 30319.2:

— модифицированный метод NX 19;

— модифицированное уравнение состояния » GERG -91 мод.»;

— уравнение состояния ВНИЦ СМВ;

— уравнение состояния AGA 8-92 DC .

Метод NX 19 и уравнение состояния » GERG -91 мод.» используют при неизвестном полном компонентном составе природного газа. Исходными данными для расчета фактора сжимаемости при использовании данных методов являются плотность при стандартных условиях, давление, температура, содержание азота и диоксида углерода.

Расчет по уравнениям состояния AGA 8-92 DC и ВНИЦ СМВ может быть осуществлен только при известном полном компонентном составе, температуре и давлении газа.

Методическая погрешность расчета фактора сжимаемости зависит от выбранного метода измерений, плотности газа при стандартных условиях, давления, температуры и содержания сероводорода. В связи с этим рекомендуется применять тот метод, который для выбранных условий измерений имеет наименьшую погрешность. Значения методической погрешности для вышеперечисленных методов расчета коэффициента сжимаемости газа приведены в таблице 1 ГОСТ 30319.2.

При измерении расхода и количества влажного газа возникает необходимость в определении плотности влажного газа (см. 6.7).

Плотность влажного газа рассчитывают в соответствии с действующими нормативными документами на основе результатов измерений давления, температуры и состава газа, определенного с учетом содержания водяных паров.

При известном коэффициенте сжимаемости влажного газа K вг плотность влажного газа рассчитывают по формуле

.(10.4)

Допускается по согласованию заинтересованных сторон плотность влажного газа рассчитывать по формуле

.(10.5)

Относительную влажность газа рассчитывают по формулам:

— при известной абсолютной влажности f м , выраженной массой водяного пара (в кг) в 1 м 3 сухого газа,

;(10.6)

— при известной абсолютной влажности f с , выраженной массой водяного пара (в кг) в 1 м 3 сухого газа в стандартных условиях,

;(10.7)

— при известной абсолютной влажности f в , выраженной массой водяного пара (в кг) в 1 м 3 влажного газа,

.(10.8)

10.5.2 Определение плотности газа при стандартных условиях

10.5.2.1 Плотность газа при стандартных условиях измеряют или рассчитывают косвенным методом по известному компонентному составу.

10.5.2.2 Для определения плотности газа при стандартных условиях можно применять любые поточные плотномеры, показания которых не зависят от изменений температуры и давления контролируемой и окружающей среды, а также не изменяющие структуру потока газа.

Допускается определять плотность газа при стандартных условиях по ГОСТ 17310 .

10.5.2.3 Место отбора проб газа должно быть оборудовано в соответствии с требованиями ГОСТ 18917 . Рекомендуется точку отбора пробы размещать на ИТ.

10.5.2.4 Расчет плотности косвенным методом по известному компонентному составу выполняют в соответствии с ГОСТ 30319.1.

10.5.2.5 Частоту определения плотности при стандартных условиях рассчитывают, исходя из требований к точности измерения количества газа, возможных изменений значения плотности газа между интервалами измерений и обусловленной этими изменениями дополнительной погрешности.

10.5.3.1 Компонентный состав газа определяют хроматографическим методом по ГОСТ 23781 .

10.5.3.2 При отборе проб газа для проведения хроматографического анализа состава газа руководствуются требованиями ГОСТ 18917 . Рекомендуется точку отбора пробы размещать на ИТ.

10.6 Вычислительные устройства

10.6.1 Вычислительные устройства, в зависимости от условий измерений и формулы для определения расхода газа, должны автоматически учитывать действительные значения необходимых параметров газа, формировать и сохранять архивы за установленные отчетные периоды измерений.

Вычислитель должен все действия по получению и преобразованию входной информации, а также вычислению промежуточных значений и выдаче выходных параметров производить автоматически. Ручное или какое-либо внешнее вмешательство в процедуру вычислений не допускается.

10.6.2 Основная относительная погрешность вычислителя не должна выходить за пределы допускаемых значений:

± 0,01 % — по показаниям и регистрации времени;

± 0,1 % — по показаниям и регистрации объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям (вычисление по заданным параметрам газа и объемному расходу при рабочих условиях).

Основная приведенная погрешность прибора (за нормирующее значение принимается диапазон измерений СИ) не должна выходить за пределы допускаемых значений ±0,05 % — по показаниям и регистрации давления, плотности и объемного расхода газа при рабочих условиях (преобразование входных сигналов).

Основная абсолютная погрешность прибора не должна выходить за пределы допускаемого значения ± 0,15 °С — по показаниям и регистрации температуры газа.

10.6.3 Подключение и конфигурирование параметров вычислительного устройства выполняют в соответствии с его эксплуатационной документацией.

10.6.4 Вычислительные устройства должны индицировать мгновенные значения абсолютного давления, температуры и расхода газа при рабочих условиях и/или приведенного к стандартным условиям, а также значение объема газа, приведенного к стандартным условиям, накопленное с нарастающим итогом.

При необходимости на экран устройства отображения информации могут выдаваться промежуточные значения вычислений и другие параметры.

10.6.5 В архивную запись должны быть включены следующие данные:

— средние за установленный отчетный период значения температуры, давления;

— средний расход газа при рабочих условиях и/или приведенный к стандартным условиям;

— объем газа, приведенный к стандартным условиям;

— свойства среды за отчетный период (состав и плотность газа при стандартных условиях).

10.6.6 В вычислительном устройстве должна быть предусмотрена защита от вмешательства в процесс формирования и сохранения архивов.

10.6.7 Вычислительное устройство должно обеспечивать возможность распечатки архивной и итоговой информации на принтере непосредственно или через устройство приема/ передачи информации (переносного устройства сбора информации, компьютера и т.п.).

11 Подготовка к измерениям и их проведение

11.1 Перед пуском в эксплуатацию УЗПР проверяют соответствие:

— эксплуатационных характеристик применяемых УЗПР реальным условиям измерения потока газа (температура, давление, скорость газа, компонентный состав, требуемая точность измерения);

— прямых участков ИТ требованиям настоящих правил и/или эксплуатационной документации изготовителя;

— монтажа соединительных трубок и кабельных линий требованиям эксплуатационной документации;

— монтажа СИ параметров потока требованиям раздела 10 и эксплуатационной документации.

11.2 Проводят комплексную проверку на герметичность всех соединений ИТ, УЗПР и соединительных трубок.

11.3 При использовании вычислителя в его память должна быть введена необходимая информация о параметрах и характеристиках СИ параметров потока газа, ИТ, а также физических параметрах среды.

11.4 Условно-постоянные параметры газа записывают в журнал регистрации результатов измерений. Значения условно-постоянных параметров газа по мере необходимости должны корректироваться.

11.5 После проверки все СИ приводят в рабочее состояние и проводят измерения расхода газа через ИТ.

12 Обработка результатов измерений

12.1 Расчет расхода газа, приведенного к стандартным условиям

12.1.1 Процедура расчета расхода газа при стандартных условиях зависит от состава применяемых СИ.

12.1.2 При использовании плотномера для определения r и r с расчет расхода газа, приведенного к стандартным условиям, выполняют следующим образом:

а) определяют переменные параметры среды: r (см. 10.5.1), r с (см. 10.5.2) и q о по показаниям УЗПР;

б) рассчитывают по формуле (6.16) расход q c .

12.1.3 Расчет расхода газа при отсутствии СИ плотности газа в рабочих условиях и наличии СИ плотности газа при стандартных условиях выполняют в следующей последовательности:

а) измеряют переменные параметры среды: Р (см. 10.3), Т (см. 10.4), q о по показаниям УЗПР;

б) измеряют или используют условно-постоянное значение r с (см. 10.5.2);

в) определяют полный компонентный состав (см. 10.5.3), если для расчета коэффициента сжимаемости применяют уравнения состояния AGA 8-92 DC или ВНИЦ СМВ;

г) определяют содержание в газе диоксида углерода и азота, если для расчета коэффициента сжимаемости используют метод NX 19 или уравнение состояния GERG -91;

д) рассчитывают коэффициент сжимаемости газа K (см. 10.5.1.10);

е) рассчитывают по формуле (6.16) расход q c .

12.1.4 При отсутствии СИ плотности газа в рабочих и стандартных условиях расчет расхода газа выполняют в следующей последовательности:

а) измеряют переменные параметры среды: Р (см. 10.3), Т (см. 10.4) и q о по показаниям УЗПР;

б) определяют полный компонентный состав газа (см. 10.5.3) или используют условно-постоянные значения мольных или объемных долей компонентов газа;

в) если для расчета коэффициента сжимаемости применяют метод NX 19 или уравнение состояния GERG -91, то рассчитывают плотность газа при стандартных условиях по ГОСТ 30319.1;

г) рассчитывают коэффициент сжимаемости газа K (см. 10.5.1.10);

д) рассчитывают по формуле (6.16) расход q c .

12.1.5 Регистрацию показаний СИ параметров газа и обработку результатов измерений проводят с помощью вычислителя расхода.

12.2 Расчет количества газа

12.2.1 Количество газа определяют с помощью вычислительного устройства путем циклического вычисления и измерения необходимых параметров (см. 6.6) и их интегрирования.

12.2.2 Процедура выполнения расчета на одном цикле вычислений с использованием информации о расходе газа или приращения объема при рабочих условиях, получаемой от УЗПР, аналогична процедуре, изложенной в 12.1. При этом принимают D V о i = D t i q о i .

12.2.3 Результат вычислений выдается в единицах измерения объема газа в рабочих условиях и объема газа, приведенного к стандартным условиям.

12.3 Расчет энергосодержания газа

Энергосодержание газа определяют по формуле (6.31).

13 Контроль точности результатов измерений

13.1 Применяемые СИ должны пройти государственные испытания для целей утверждения типа в соответствии с ПР 50.2.009 [9].

13.2 В процессе эксплуатации СИ подлежат поверке органами Государственной метрологической службы или юридическими лицами, аккредитованными на право поверки, в соответствии с требованиями ПР 50.2.006 [8].

Допускается проведение калибровки СИ, если измерения проводятся вне сферы распространения Государственного метрологического контроля и надзора.

13.3 Поверка (калибровка) СИ проводится в соответствии с требованиями нормативных документов, регламентирующих методы и средства поверки (калибровки) этих СИ.

Периодичность поверки (калибровки) СИ должна соответствовать межповерочным интервалам, установленным при утверждении типа СИ.

Корректировка межповерочного интервала в зависимости от условий эксплуатации УЗПР проводится органом Государственной метрологической службы по согласованию с метрологической службой ОАО «Газпром».

13.4 По результатам поверки допускается юстировка УЗПР. Значение поправочного коэффициента рассчитывают по следующей формуле:

,(13.1)

где;

q о i — показание поверяемого УЗПР;

— показание эталонного СИ.

13.5 При проведении поверки (калибровки) УЗПР рекомендуется:

— установить струевыпрямитель перед УЗПР, если он используется на реальном ИТ;

— обеспечить соответствие длин прямых участков ИТ и типов местных сопротивлений реальным условиям эксплуатации УЗПР;

— в качестве рабочей среды использовать природный газ;

— давление газа устанавливать не ниже половины и не выше удвоенного значения давления, при котором будет эксплуатироваться УЗПР.

13.6 Если известна скорость распространения звука в измеряемом газе, то проверка установки нуля шкалы УЗПР (см. 10.2.4) может быть совмещена с проверкой длин акустических путей и значений времени прохождения акустического импульса в соответствии с эксплуатационной документацией изготовителя.

Скорость распространения звука в измеряемом газе определяют путем деления длины акустического пути на измеренное значение времени прохождения акустическим импульсом этого пути. Полученное значение скорости распространения звука в измеряемом газе сравнивают с рассчитанной величиной, полученной в соответствии с действующими нормативными документами. Допустимое отклонение скорости звука в измеряемом газе от расчетной величины должно указываться изготовителем в эксплуатационной документации. Если допустимое отклонение не указано изготовителем, то его значения принимают равными:

±0,25 % для D ³ 300 мм;

При этом погрешность измерения давления газа не должна превышать ±0,1 %, а температуры ±0,2 К.

Для природного газа скорость звука может быть рассчитана в соответствии с ГОСТ 30319.3 . Данная проверка может проводиться с использованием азота, скорость распространения звука в котором рассчитывают в соответствии с [4].

13.7 В процессе эксплуатации периодически контролируют:

— отклонение скорости звука от расчетной величины;

— долю правильных измерений или уровень шума.

Скорость звука в потоке газа может быть оценена по формуле

.(13.2)

14 Оценка погрешности результатов измерений

14.1 Общие положения

14.1.1 В данном разделе описана процедура расчета оценки погрешности измерений при ограниченной исходной информации, когда для СИ нормированы только следующие метрологические характеристики:

— пределы допускаемых значений основной погрешности;

— пределы допускаемых значений дополнительных погрешностей при наибольших отклонениях внешних влияющих величин от нормальных значений либо максимально допустимые значения коэффициентов влияния.

Кроме того, отсутствует информация о виде функции распределения внешних влияющих величин и частотных характеристиках изменений измеряемой величины и внешних влияющих величин.

а) при известной абсолютной погрешности

;(14.1)

б) при известной приведенной основной погрешности:

— если нормирующее значение измеряемого параметра равно диапазону шкалы, то

, (14.2)

— если нормирующее значение измеряемого параметра равно верхнему пределу измерений, то

,(14.3)

14.1.3 Границу составляющей относительной дополнительной погрешности измерений параметра ( у ), вызванную внешней влияющей величиной, рассчитывают по следующим формулам:

— при нормировании пределов допускаемых значений погрешности при наибольших отклонениях внешней влияющей величины от нормального значения

,(14.4)

где d , D д , g д — относительная, абсолютная и приведенная дополнительные погрешности;

— при нормировании пределов допускаемых значений коэффициентов влияния

,(14.5)

где D X р — наибольшее отклонение внешней влияющей величины от нормального значения.

, (14.6)

где n — количество влияющих величин;

d д y — дополнительная погрешность от i -й влияющей величины.

14.1.5 Погрешность параметра ( у ), определяемого косвенным методом, который связан функциональной зависимостью с параметрами ( у i ) (например, температурой, давлением, компонентным составом)

рассчитывают по формуле

,(14.7)

где d м F — методическая погрешность функциональной зависимости;

d yi — погрешность измерения i -го измеряемого параметра;

q yi — коэффициент влияния i -го измеряемого параметра на величину определяемого параметра ( у ).

Коэффициент влияния рассчитывают по формуле

,(14.8)

где — частная производная функции F по параметру у i .

Если неизвестна математическая взаимосвязь параметра у с параметрами у i или дифференцирование функции F затруднено, то коэффициент влияния рассчитывают по формуле

,(14.9)

где D у — изменение определяемого параметра у при изменении измеряемого параметра на величину D у i .

14.1.6 Если параметр измеряемой среды принят за условно-постоянную величину, то погрешность этого параметра рассчитывается по следующей формуле:

,(14.10)

где d y в — погрешность СИ, применяемого для оценки диапазона изменения параметра.

14.2 Общие формулы для расчета погрешности объема газа, приведенного к стандартным условиям

14.2.1 Относительную погрешность измерения объемного расхода, приведенного к стандартным условиям, в случае применения плотномера для определения r рассчитывают по формуле

,(14.11)

где — погрешность измерения объемного расхода с помощью УЗПР;

— погрешность измерения плотности газа, приведенного к стандартным условиям;

d r — погрешность измерения плотности при рабочих условиях;

d в — погрешность вычислителя.

14.2.2 Относительную погрешность измерения объема газа, приведенного к стандартным условиям, при отсутствии плотномера рассчитывают по формуле

, (14.12)

, (14.13)

где d P — погрешность измерения абсолютного давления;

d Т — погрешность измерения температуры;

d K — общая погрешность расчета коэффициента сжимаемости;

d Z , d Z с — погрешности расчета факторов сжимаемости.

В случае применения вычислителя, у которого погрешность нормирована с учетом погрешности измерений Р , Т и погрешности расчета коэффициента сжимаемости, d V с определяют по формуле

.(14.14)

В случае применения вычислителя, у которого погрешность нормирована без учета погрешности расчета коэффициента сжимаемости, но с учетом погрешности измерений Р , Т , величину определяют по формуле

.(14.15)

14.3 Составляющие погрешности результатов измерений

14.3.1 Относительную погрешность измерения объемного расхода d q о в рабочих условиях рассчитывают по формуле

, (14.16)

где n — количество последовательно соединенных измерительных преобразователей или СИ, используемых для измерения расхода (например, УЗПР и СИ для регистрации и интегрирования его показаний);

d yi — погрешность i -го измерительного преобразователя или СИ (например, погрешность УЗПР и погрешность СИ, применяемого для регистрации и интегрирования его показаний) с учетом дополнительных погрешностей (см. формулу 14.6).

Основная погрешность УЗПР определяется по результатам его поверки (калибровки) и приводится в паспорте на УЗПР.

Если градуировка УЗПР осуществлялась при температуре и давлении, отличающихся от рабочих, а алгоритм не предусматривает учета данного обстоятельства, то при измерении расхода газа возникает дополнительная погрешность, обусловленная изменением геометрических размеров УЗПР [5]:

в случае фланцевого соединения УЗПР и ИТ

;(14.17)

в случае сварного соединения УЗПР и ИТ

,(14.18)

где D Т = Т — T град — разность температур газа при рабочих условиях и при проведении градуировки УЗПР ( T град );

D Р = Р — P град — разность давлений газа при рабочих условиях и при проведении градуировки УЗПР ( P град ).

Учитывают погрешность d д q , если ее значение превышает ±0,1 %. Допускается корректировать показания УЗПР на величину данной погрешности.

Перечень и анализ источников возникновения погрешностей УЗПР приведены в Приложении Г.

14.3.2 Погрешности измерений абсолютного давления газа при применении преобразователей абсолютного давления рассчитывают по формуле

,(14.19)

где n — количество последовательно соединенных измерительных преобразователей или СИ, используемых для измерения абсолютного давления;

d y i — погрешность i -го измерительного преобразователя или СИ с учетом дополнительных погрешностей.

Погрешности измерений абсолютного давления при применении преобразователя избыточного давления рассчитывают по формуле

,(14.20)

количество последовательно соединенных измерительных преобразователей или СИ, используемых для измерения избыточного давления;

погрешность i -го измерительного преобразователя или СИ с учетом дополнительных погрешностей;

погрешность измерения атмосферного давления.

4.3.3 Погрешности измерений температуры газа рассчитывают по формуле

,(14.21)

количество последовательно соединенных измерительных преобразователей или СИ, используемых для измерения температуры;

абсолютная погрешность i -го измерительного преобразователя или СИ с учетом дополнительных погрешностей.

Так как погрешность первичных преобразователей температуры нормируется в абсолютных единицах (см. ГОСТ 6616 и ГОСТ 6651 ), формула (14.21) приведена с использованием абсолютных погрешностей.

14.3.4 Расчет погрешности d r с выполняют, исходя из нижеприведенных положений. При использовании плотномера погрешность d r с определяют по формулам, приведенным в 14.1.2 и 14.1.4, в зависимости от метода нормирования погрешности плотномера.

Если при измерении плотности применяется более одного измерительного преобразователя или СИ с известными погрешностями d r с i , то погрешность d r с определяют по формуле

,(14.22)

где n — количество измерительных преобразователей или СИ.

При расчете r с методом косвенных измерений погрешность d r с определяют в соответствии с требованиями нормативных документов, регламентирующих этот метод.

При определении значения r с по известному компонентному составу газа по ГОСТ 30319.1 погрешность d r с определяют по формулам, приведенным в указанном стандарте.

14.3.5 При использовании плотномера погрешность d r определяют по формулам, приведенным в 14.1.2 и 14.1.4, в зависимости от метода нормирования погрешности плотномера.

Если для измерения плотности применяют более одного последовательно соединенного измерительного преобразователя или СИ с известными погрешностями d r i , то погрешность d r находят по формуле

,(14.23)

где n — количество измерительных преобразователей или СИ.

14.3.6 Погрешности d Х i определяют в соответствии с нормативными документами, которые устанавливают методы и СИ компонентного состава среды.

Если метрологические характеристики применяемых газоанализаторов (или иных СИ концентраций компонентов газа) нормируются максимальной абсолютной погрешностью D Х i определения i -й концентрации Xi , то погрешности d Х i определяются по формуле

.(14.24)

Допускается при проведении расчетов принимать d Xi = d Ni .

14.3.7 Погрешности фактора и коэффициента сжимаемости рассчитывают без учета погрешности измерений давления и температуры.

Погрешность определения коэффициента сжимаемости рассчитывают по формуле

,(14.25)

погрешность расчета коэффициента сжимаемости (см. таблицу 1 ГОСТ 30319.2);

погрешность расчета коэффициента сжимаемости, связанная с погрешностью измерения исходных данных. Значение d ид определяют по формулам:

— при расчете K по уравнениям состояния AGA 8-92 DC или ВНИЦ СМВ:

,(14.26)

коэффициент влияния мольной или объемной доли i -го компонента газа на величину коэффициента сжимаемости;

погрешность определения мольной или объемной доли i -го компонента газа.

— при расчете K по методу NX 19 мод. или по уравнению состояния GERG -91 мод. погрешность d ид рассчитывают по формуле

коэффициенты влияния плотности природного газа при стандартных условиях, содержания азота и диоксида углерода на коэффициент сжимаемости;

погрешности определения плотности природного газа при стандартных условиях.

14.3.8 Коэффициенты влияния q Р и q Т , используемые в формулах (14.12) и (14.13), а также коэффициент влияния q r с , необходимый для учета погрешности измерений r с при определении погрешности коэффициента сжимаемости, рассчитывают по формулам

,(14.28)

,(14.29)

, (14.30)

где K ‘P , K ‘ T и K ‘ r c — частные производные K по давлению, температуре и плотности при стандартных условиях, соответственно.

Значения K ‘P , K ‘ T и K ‘ r c допускается определять по формулам

;(14.31)

;(14.32)

;(14.33)

изменение величины коэффициента сжимаемости при изменении давления на величину D Р ;

изменение величины коэффициента сжимаемости при изменении температуры на величину D Т ;

изменение величины коэффициента сжимаемости при изменении плотности при стандартных условиях на величину D r с .

Для коэффициентов влияния при Р £ 10 МПа, 250 £ Т £ 350 и 0,67 £ r с £ 0,82 допускается принимать значения:

q P = 1 при ;(14.34)

q T = 1 при ;(14.35)

Коэффициенты а i , bi , ci определяют по следующим формулам:

;(14.37)

;(14.38)

;(14.39)

Значения коэффициентов а ij , bij , cij приведены в таблице 14.1.

Таблица 14.1 — Коэффициенты а ij , bij , cij .

Источник

Поделиться с друзьями
Моя стройка
Adblock
detector