измерительный трубопровод узла учета газа
Измерительный трубопровод узла учета газа
НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Государственная система обеспечения единства измерений
РАСХОД И КОЛИЧЕСТВО ГАЗА
Методика измерений с помощью турбинных, ротационных и вихревых расходомеров и счетчиков
State system for ensuring the uniformity of measurements. Flow rate and quantity of gas. Measurements procedure by turbine, rotary and vortex flowmeters and gas meters
Дата введения 2013-01-01
Предисловие
Сведения о стандарте
1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью «Отраслевой метрологический центр Газметрология» (ООО «ОМЦ Газметрология»)
2 ВНЕСЕН Управлением метрологии Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии
ВНЕСЕНА поправка, опубликованная в ИУС N 10, 2013 год
Поправка внесена изготовителем базы данных
1 Область применения
1.1 Настоящий стандарт устанавливает методику измерений объемного расхода и объема, приведенных к стандартным условиям, природного, нефтяных товарных и других однокомпонентных и многокомпонентных газов с помощью турбинных, роторных (ротационных) и вихревых расходомеров и счетчиков газа.
1.2 В настоящем стандарте объемный расход и объем газа, измеряемые при рабочих условиях, приводят к стандартным условиям по ГОСТ 2939.
1.3 Применение методики измерений, изложенной в настоящем стандарте, обеспечивает измерения объемного расхода и объема газа с различными значениями показателей точности измерений, которые выбирают в зависимости от установленных норм точности измерений.
1.4 Настоящий стандарт не предназначен для измерения объемного расхода и объема сжиженных газов и водяного насыщенного и перегретого пара.
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:
ГОСТ Р 8.654-2009 Государственная система обеспечения единства измерений. Требования к программному обеспечению средств измерений. Основные положения
ГОСТ Р 8.662-2009 (ИСО 20765-1:2005) Государственная система обеспечения единства измерений. Газ природный. Термодинамические свойства газовой фазы. Методы расчетного определения для целей транспортирования и распределения газа на основе фундаментального уравнения состояния AGA8
ГОСТ 8.566-99 Государственная система обеспечения единства измерений. Межгосударственная система данных о физических константах и свойствах веществ и материалов. Основные положения
ГОСТ 2939-63 Газы. Условия для определения объема
ГОСТ 6651-2009 Государственная система обеспечения единства измерений. Термопреобразователи сопротивления из платины, меди и никеля. Общие технические требования и методы испытаний
ГОСТ 15528-86 Средства измерений расхода, объема или массы протекающих жидкости и газа. Термины и определения
ГОСТ 17310-2002 Газы. Пикнометрический метод определения плотности
ГОСТ 17378-2001 (ИСО 3419-81) Детали трубопроводов бесшовные приварные из углеродистой и низколегированной стали. Переходы. Конструкция
ГОСТ 31369-2008 (ИСО 6976:1995) Газ природный. Вычисление теплоты сгорания, плотности, относительной плотности и числа Воббе на основе компонентного состава
ГОСТ 31370-2008 (ИСО 10715:1997) Газ природный. Руководство по отбору проб
ГОСТ 31371.1-2008 (ИСО 6974-1:2000) Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 1. Руководство по проведению анализа
ГОСТ 31371.2-2008 (ИСО 6974-2:2001) Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 2. Характеристики измерительной системы и статистические оценки данных
ГОСТ 31371.3-2008 (ИСО 6974-3:2000) Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 3. Определение водорода, гелия, кислорода, азота, диоксида углерода и углеводородов до С8 с использованием двух насадочных колонок
ГОСТ 31371.4-2008 (ИСО 6974-4:2000) Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 4. Определение азота, диоксида углерода и углеводородов С1-С5 и С6+ в лаборатории и с помощью встроенной измерительной системы с использованием двух колонок
ГОСТ 31371.5-2008 (ИСО 6974-5:2000) Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 5. Определение азота, диоксида углерода и углеводородов С1-С5 и С6+ в лаборатории и при непрерывном контроле с использованием трех колонок
ГОСТ 31371.6-2008 (ИСО 6974-6:2002) Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 6. Определение водорода, гелия, кислорода, азота, диоксида углерода и углеводородов С1-С8 с использованием трех капиллярных колонок
ГОСТ 31371.7-2008 Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 7. Методика выполнения измерений молярной доли компонентов
3 Термины и определения
В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ 15528, [1] и [2], а также следующие термины с соответствующими определениями:
3.1 Средства измерений
3.1.1 счетчик газа: Техническое средство, предназначенное для измерения, регистрации и отображения (индикации) объема газа при рабочих условиях, проходящего в трубопроводе через сечение, перпендикулярное направлению потока.
3.1.2 расходомер газа: Техническое средство, предназначенное для измерения, регистрации и отображения (индикации) объемного расхода газа при рабочих условиях.
3.1.3 расходомер-счетчик (счетчик-расходомер) газа: Техническое средство, выполняющее функции счетчика и расходомера.
3.1.4 средство измерений объема и расхода газа: Техническое средство, предназначенное для измерения, регистрации и отображения (индикации) объема или объемного расхода или объема и объемного расхода газа при рабочих условиях.
измерительный преобразователь: Техническое средство с нормированными метрологическими характеристиками, служащее для преобразования измеряемой величины в другую величину или измерительный сигнал, удобный для обработки, хранения, дальнейших преобразований, индикации или передачи.
первичный измерительный преобразователь: Измерительный преобразователь, на который непосредственно воздействует измеряемая физическая величина, т.е. первый преобразователь в измерительной цепи измерительного прибора (установки, системы).
3.1.7 основные средства измерений: Средства измерений объема и расхода газа, а также средства измерений теплофизических характеристик и физико-химических параметров газа, используемых для корректировки показаний средств измерений объема и расхода газа и приведения объемного расхода и объема газа к стандартным условиям.
3.1.8 дополнительные средства измерений: Средства измерений, предназначенные для контроля работоспособности средств измерений объема и расхода газа, дополнительных устройств и выполнения требований к условиям измерений.
3.2 Вспомогательные и дополнительные устройства
3.2.1 вспомогательные устройства: Технические устройства, соединенные со средствами измерений и устройствами обработки результатов измерений, предназначенные для выполнения конкретных функций, непосредственно относящихся к преобразованию, передаче или отображению результатов измерений.
1 К вспомогательным устройствам относятся, например, устройства повторной индикации, устройства печати, памяти, линии связи, адаптеры и межсетевые адаптеры.
2 Вспомогательные устройства могут быть интегрированы или входить в состав основных средств измерений либо средств обработки результатов измерений.
показывающее устройство средства измерений: Совокупность элементов средства измерений, которые обеспечивают визуальное восприятие значений измеряемой величины или связанных с ней величин.
3.2.3 дополнительные устройства: Оборудование и устройства, предназначенные для подготовки потока и среды и обеспечивающие необходимые условия проведения измерений.
3.2.4 устройство подготовки потока: Техническое устройство, позволяющее устранить закрутку потока и уменьшить деформацию эпюры скоростей потока газа.
3.2.5 струевыпрямитель: Техническое устройство, позволяющее устранить закрутку потока газа.
3.2.6 устройство для очистки газа: Техническое устройство, предназначенное для защиты средств измерений, установленных на трубопроводе, от капельной жидкости, смолистых веществ, а также от пыли, песка, металлической окалины, ржавчины и других твердых частиц, содержащихся в потоке газа.
3.2.7 защитная сетка (решетка): Плоская или коническая сетка, устанавливаемая временно или постоянно в поток газа перед средством измерений объема и расхода газа для его защиты от инородных тел, которые могут присутствовать в газовом потоке.
3.3 Средства обработки результатов измерений
3.3.1 корректор: Средство измерительной техники, которое преобразовывает выходные сигналы счетчика газа, измерительных преобразователей температуры и/или давления и вычисляет объем газа, приведенный к стандартным условиям.
3.3.2 вычислитель: Средство измерительной техники, которое преобразовывает выходные сигналы средств измерений объема и расхода газа, измерительных преобразователей параметров потока и среды и вычисляет объем и расход газа, приведенные к стандартным условиям.
Измерительный трубопровод узла учета газа
НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Государственная система обеспечения единства измерений
ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К СРЕДСТВАМ ИЗМЕРЕНИЙ РАСХОДА И ОБЪЕМА ГАЗА
State system for ensuring the uniformity of measurements. General requirements for measuring the flow and volume of gas
Дата введения 2021-02-01
Предисловие
2 ВНЕСЕН Управлением метрологии Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии, Техническим комитетом по стандартизации ТК 024 «Метрологическое обеспечение добычи и учета энергоресурсов (жидкостей и газов)»
1 Область применения
1.1 Настоящий стандарт распространяется на средства измерений (расходомеры, расходомеры-счетчики, счетчики) объемного расхода и/или объема газа при рабочих условиях и/или приведенных к стандартным условиям и устанавливает общие технические требования к ним, а также методы испытаний и контроля технических и метрологических характеристик средств измерений объемного расхода и/или объема газа.
1.2 Настоящий стандарт рекомендуется применять при разработке программ испытаний средств измерений объемного расхода и/или объема газа для проверки соответствия требованиям настоящего стандарта.
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:
ГОСТ 2.114 Единая система конструкторской документации. Технические условия
ГОСТ 2.610 Единая система конструкторской документации. Правила выполнения эксплуатационных документов
ГОСТ 8.009 Государственная система обеспечения единства измерений. Нормируемые метрологические характеристики средств измерений
ГОСТ 8.401 Государственная система обеспечения единства измерений. Классы точности средств измерений. Общие требования
ГОСТ 8.417 Государственная система обеспечения единства измерений. Единицы величин
ГОСТ 12.1.004 Система стандартов безопасности труда. Пожарная безопасность. Общие требования
ГОСТ 12.1.018 Система стандартов безопасности труда. Пожаровзрывобезопасность статического электричества. Общие требования
ГОСТ 12.2.003 Система стандартов безопасности труда. Оборудование производственное. Общие требования безопасности
ГОСТ 12.2.064 Система стандартов безопасности труда. Органы управления производственным оборудованием. Общие требования безопасности
ГОСТ 15.309 Система разработки и постановки продукции на производство. Испытания и приемка выпускаемой продукции. Основные положения
ГОСТ 26.010 Средства измерений и автоматизации. Сигналы частотные электрические непрерывные входные и выходные
ГОСТ 26.011 Средства измерений и автоматизации. Сигналы тока и напряжения электрические непрерывные входные и выходные
ГОСТ 26.013 Средства измерения и автоматизации. Сигналы электрические с дискретным изменением параметров входные и выходные
ГОСТ 15150 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды
ГОСТ 15528 Средства измерений расхода, объема или массы протекающих жидкости и газа. Термины и определения
ГОСТ ISO/IEC 17025 Общие требования к компетентности испытательных и калибровочных лабораторий
ГОСТ 21128 Системы электроснабжения, сети, источники, преобразователи и приемники электрической энергии. Номинальные напряжения до 1000 В
ГОСТ 22902 Система «Человек-машина». Отсчетные устройства индикаторов визуальных. Общие эргономические требования
ГОСТ 27883 Средства измерения и управления технологическими процессами. Надежность. Общие требования и методы испытаний
ГОСТ 28338 (ИСО 6708-80) Соединения трубопроводов и арматура. Номинальные диаметры. Ряды
ГОСТ 31814 Оценка соответствия. Общие правила отбора образцов для испытаний продукции при подтверждении соответствия
ГОСТ Р 2.601 Единая система конструкторской документации. Эксплуатационные документы
ГОСТ Р 8.568 Государственная система обеспечения единства измерений. Аттестация испытательного оборудования. Основные положения
ГОСТ Р 8.654 Государственная система обеспечения единства измерений. Требования к программному обеспечению средств измерений. Основные положения
ГОСТ Р 8.736 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения прямые многократные. Методы обработки результатов измерений. Основные положения
ГОСТ Р 8.883 Государственная система обеспечения единства измерений. Программное обеспечение средств измерений. Алгоритмы обработки, хранения, защиты и передачи измерительной информации. Методы испытаний
ГОСТ Р 52931 Приборы контроля и регулирования технологических процессов. Общие технические условия
3 Термины и определения
В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ 15528, [1] и [2], а также следующие термины с соответствующими определениями:
внешний воздействующий фактор; ВВФ: Явление, процесс или среда, внешние по отношению к изделию или его составным частям, которые вызывают или могут вызвать ограничение или потерю работоспособного состояния изделия в процессе эксплуатации.
3.2 вспомогательное устройство: Техническое устройство, соединенное со средствами измерений и устройствами обработки результатов измерений, предназначенное для выполнения конкретных функций, непосредственно относящихся к преобразованию, передаче или отображению результатов измерений.
3.3 дополнительная погрешность: Составляющая погрешности средства измерений, возникающая дополнительно к основной погрешности вследствие отклонения какой-либо из влияющих величин от нормального ее значения или вследствие ее выхода за пределы нормальной области значений.
3.4 защитная пломба: Пломба, выполняющая функции одноразового, индивидуально идентифицируемого замка, стойкого к внешним механическим воздействиям, защищающего средство измерений от несанкционированного доступа к конструкции и фиксирующего следы попытки проникновения.
испытание: Определение одной или нескольких характеристик согласно установленной процедуре.
3.6 испытательный центр (лаборатория): Компетентный испытательный центр (лаборатория), участвующий в проведении испытаний на договорной основе.
3.7 измерительный трубопровод: Участок трубопровода, границы и геометрические характеристики которого, а также размещение на нем средств измерений, устройств и местных сопротивлений, нормируется нормативным документом или технической документацией.
3.8 несанкционированное вмешательство в работу средств измерений: Совершение действий, влекущих внесение изменений в настройку и/или конструкцию средств измерений, умышленное повреждение средств измерений, не позволяющее проводить достоверное измерение объемного расхода и/или объема газа, а также несанкционированное нарушение защитных пломб.
3.9 нормальные условия (измерений): Условия измерений, предписанные для оценивания характеристик средства измерений или для сравнения результатов измерений.
3.10 показатели назначения: Параметры, характеризующие основные выполняемые функции, установленные в нормативных документах на конкретные расходомеры, расходомеры-счетчики и счетчики газа.
3.11 перепад давления: Средняя разность между давлением на входе и давлением на выходе расходомеров, расходомеров-счетчиков и счетчиков газа при прохождении измеряемой среды через расходомеры, расходомеры-счетчики и счетчики газа. Разность (перепад) между давлением на входе и давлением на выходе расходомеров, расходомеров-счетчиков и счетчиков газа является функцией от значения расхода и давления измеряемой среды.
3.12 потеря давления: Часть статического давления, идущая на преодоление сил гидравлического сопротивления.
3.13 рабочие условия измерений объемного расхода и объема газа: Давление и температура газа, при которых выполняют измерение его расхода и/или объема.
3.14 расходомер газа: Техническое средство, предназначенное для измерений, регистрации и отображения (индикации) объемного расхода газа при рабочих условиях.
3.15 расходомер-счетчик (счетчик-расходомер) газа: Техническое средство, выполняющее функции счетчика и расходомера.
3.16 стандартные условия: Условия, к которым приводят измеренные при рабочих условиях объемный расход и объем газа, характеризуемые абсолютным давлением газа, равным 101325 Па и температурой газа, равной 20°С (293,15 К).
3.17 счетчик газа: Техническое средство, предназначенное для измерений, регистрации и отображения (индикации) объема газа при рабочих условиях и/или приведенных к стандартным условиям, проходящего в трубопроводе через сечение, перпендикулярное к направлению потока.
3.18 узел измерений расхода (объема) газа: Совокупность средств измерений и обработки результатов измерений, измерительных трубопроводов, вспомогательных и дополнительных устройств, которые предназначены для измерений, вычислений объема газа, приведенного к стандартным условиям, контроля и регистрации его параметров, а также, при необходимости, определения его физико-химических показателей.
устойчивость изделия к ВВФ: Свойство изделия сохранять работоспособное состояние во время действия на него определенного ВВФ в пределах заданных значений.
прочность изделия к ВВФ: Свойство изделия сохранять работоспособное состояние во время действия на него определенного ВВФ в пределах заданных значений.
Введение в действие ГОСТ Р 8.740-2011 взамен ПР 50.2.019-2006
Горский В.П. СКБ «Промавтоматика»
Опубликован: «Главный метролог» №5 2013 г.
— ГОСТ Р 8.733-2011 «Системы измерения количества и параметров свободного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования», введенный в действие с 01.03.2012 г.;
— ГОСТ Р 8.741-2011 «Объём природного газа. Общие требования к методикам измерений», который вводится в действие с 01.07.2013 г.
Порядок введения Стандарта разъяснен в письме технического комитета Росстандарта.
В этом письме сказано следующее:
1. Требования стандарта к монтажу распространяются только на вновь создаваемые и реконструируемые УУГ.
В связи с этим актуальным является вопрос отличий требований к УУГ, предъявляемых Стандартом и Правилами.
Рассмотрим эти основные отличия конкретно по разделам.
1 Область применения
Область применения Стандарта расширена в части измеряемых сред. Если в Правилах измеряемой средой был только природный газ, то в Стандарте включены также такие измеряемые среды, как однокомпонентные и многокомпонентные газы.
3 Термины и определения
Формально в Стандарте приведены следующие определения терминов погрешность и неопределенность.
Погрешность измерения: Результат измерения (измеренное значение величины) минус опорное значение величины.
Неопределенность (измерений): Параметр, связанный с результатом измерений и характеризующий рассеяние значений, которые могли бы быть обоснованно приписаны измеряемой величине.
Стандартная неопределённость (u): Неопределённость результата измерений, выраженная в виде среднего квадратического отклонения (СКО).
Расширенная неопределённость (U): Величина, определяющая интервал вокруг результата измерений, в пределах которого, как можно ожидать, находится большая часть распределения значений, которые с достаточным основанием могли бы быть приписаны измеряемой величине.
5 Требования к показателям точности измерений
В Стандарт не включены требования к погрешности измерений энергосодержания газа.
6.3 Методы приведения объемного расхода и объема газа к стандартным условиям
Такого раздела в Правилах не было. В Стандарте здесь классифицированы методы приведения объемного расхода и объема газа к ст. у. (Т, рТ, PTz, р пересчеты) и условия их применения в зависимости от точности, максимального расхода, максимального давления и типа измеряемого газа. В Правилах аналогичные методы приведения объемного расхода и объема газа к ст. у. также были допустимы, но отсутствовала их классификация.
Три косвенных метода измерений классифицированы так:
Прямой метод измерения (при непрерывном измерении плотности в р.у.) классифицирован как р-пересчет.
6.4 Определение теплофизических характеристик и физико-химических параметров газа
9.1.2 Состав основных СИ и Приложение А. Рекомендуемые области применения СИ объема и расхода газа и процедура выбора их типоразмера
В Правилах такого раздела не было. В Стандарте приведен состав СИ в зависимости от метода пересчета при приведении к ст.у. (см. выше п.6.3 Стандарта).
Стандарт предусматривает возможность установки нескольких счетчиков газа, в т.ч. рабочих, контрольных и резервных.
Дополнительные рабочие счетчики устанавливаются по коллекторной схеме для расширения диапазона измерений расхода.
Резервные счетчики обязательно устанавливаются на объектах, где недопустимо прекращение подачи газа и прерывание измерений. Эти счетчики используются во время ремонта или поверки рабочих счетчиков.
Контрольные счетчики (также контрольные датчики давления и температуры) устанавливаются при измерениях с уровнем точности измерений А. В период между поверками этих СИ, не реже одного раза в месяц, производят сличение рабочих СИ с показаниями контрольных для оценки пригодности рабочих СИ к дальнейшей эксплуатации. Контрольные счетчики устанавливаются последовательно с рабочим счетчиком непосредственно на рабочем ИТ или на контрольном (с обеспечением последовательного соединения трубной обвязкой).
9.2 Требования к основным средствам измерений и средствам обработки результатов измерений
9.2.1 Общие требования
Кроме классификации по уровням точности измерений (см. выше о разделе 5) в Стандарте конкретизированы пределы неопределенности всех составляющих расширенной неопределенности для каждого уровня: А, Б, В, Г, Д, а именно:
— неопределенность измерений объемного расхода и объема газа при р.у.;
— неопределенность процедуры приведения расхода в р.у. к ст. у. в целом, в т.ч. обусловленная алгоритмом вычислений и его программной реализацией (эта погрешность вычислений корректора должна быть не более 0,05 %);
— неопределенность измерения температуры;
— неопределенность измерения давления;
— неопределенность измерения/вычисления плотности газа в р.у. и ст.у;
— неопределенность расчета коэффициента сжимаемости.
Кроме этого, в стандартах ГОСТ Р 8.741-2011 и ГОСТ Р 8.733-2011 оговорены пределы относительной расширенной неопределенности/погрешности измерений объёма газа природного/свободного нефтяного газа соответственно, приведенного к ст. у. в зависимости от верхнего значения диапазона измерений объёмного расхода газа:
Указанные требования к точности измерений приведены для УУГ, предназначенных для взаиморасчетов между предприятиями-контрагентами.
По Стандарту основные СИ должны иметь унифицированный аналоговый и/или цифровой выходной сигналы. Рекомендуется применять основные СИ с цифровым выходным сигналом. Это актуальная рекомендация, так как в настоящее время многие датчики расхода и давления имеют цифровой выходной сигнал с интерфейсом RS-232, RS-485 (как правило, с протоколом Modbus) или с интерфейсом HART. Многие вычислители имеют возможность приема таких сигналов. Например, к вычислителям УВП-280А.01,Б.01 можно подключить датчики по цифровому протоколу Modbus через порты RS-232, RS-485 и по протоколу HART через адаптер KP-HART. Использование СИ с цифровым протоколом позволяет повысить точность измерения во входных каналах УУГ и точность УУГ в целом.
9.2.2 Средства измерений объемного расхода и объема газа и их монтаж
По Стандарту длины прямолинейных участков И’Г до и после турбинных и вихревых счетчиков должны быть не менее установленных изготовителем. В Стандарте, в
отличие от Правил, нет требований к прямым участкам в случае отсутствия требований к прямолинейным участкам в документации изготовителя (что практически и не бывает).
Кроме этого, при измерении давления и/или температуры вне корпуса счетчика любого типа необходимы прямолинейные участки, которые определяются требованиями к установке датчиков давления и/или температуры (эти требования будут рассмотрены ниже).
По Стандарту средние внутренние диаметры сечений ИТ до и после счетчика, непосредственно примыкающих к нему, должны находиться в допускаемых пределах от Dmin до Dmax, установленных изготовителем счетчика.
Отдельно приведено требование к уступам в месте непосредственного соединения счетчика и ИТ. Если изготовителем не установлены требования к уступам в местах соединения счетчика и ИТ, непосредственно примыкающего к нему, то величина уступа в месте соединения счетчика с ИТ не должна превышать:
9.2.3 Средства измерений давления и их монтаж
В УУГ формуле расчета расхода используется значение абсолютного давления, которое возможно измерить тремя способами:
1) датчик избыточного давления плюс условно-постоянное значение атмосферного давления;
2) датчик абсолютного давления;
3) датчик избыточного давления плюс датчик атмосферного давления.
Достаточно часто, исходя из простоты эксплуатации датчика избыточного давления, используют 1-й способ. Но при использовании этого способа при малых значениях избыточного давления существенно возрастает вклад неопределенности измерения атмосферного давления в суммарную стандартную неопределенность определения абсолютного давления.
В отличие от Правил в Стандарте приведен критерий выбора способа измерения абсолютного давления. Рекомендуется применять способы 2 и 3 в случае нарушения условия:
При выборе способа 3 в Стандарте приведено также условие выбора датчика атмосферного давления:
В Стандарте рекомендуется в целях минимизации влияния температуры окружающей среды на результаты измерения давления датчики давления устанавливать в помещении или в утепленном обогреваемом шкафу с температурой (20 ±10) °С. Это связано с тем, что даже современные датчики давления чувствительны к температуре окружающей среды, т.е. имеют существенную дополнительную погрешность, связанную с отклонением от 20 °С. Эта погрешность часто не учитывается вообще, а она бывает сравнима с основной погрешностью датчиков давления и может внести существенный вклад в точность измерений расхода УУГ.
9.2.4 Средства измерений температуры и их монтаж
— подключение ПТ к вторичному прибору выполнять по трех- или четырехпроводной схеме;
— применять ПТ, номинальное значение сопротивления которых при О °С не менее 100 Ом.
По Стандарту при установке контрольного ПТ расстояние между контрольным и рабочим ПТ должно находиться в пределах от 0,5DN до 2DN, а угол между осевыми плоскостями ИТ, в которых располагают рабочий и контрольный ПТ, должен быть в пределах (90 +10)°. Если температура окружающей среды в процессе эксплуатации счетчика может отличаться от температуры измеряемого газа более чем на 40 °С, то Стандарт рекомендует теплоизолировать корпус счетчика и участки ИТ.
9.2.8 Средства обработки результатов измерений
В Стандарте конкретизированы требования к вычислителям газа. В частности, как уже отмечалось выше, в п.9.2.1 в табл.7 Стандарта приведены требования к неопределенности измерений давления, температуры, плотности и объемного расхода газа при рабочих условиях. Для выполнения этих требований вычислитель должен обеспечивать соответствующую точность каналов преобразования входных сигналов и алгоритмов вычислений. Дисплей вычислителя должен иметь не менее 8-ми знакомест. Вычислитель должен иметь как минимум архив результатов вычислений осредненных параметров газа, архив регистрации нештатных ситуаций и архив изменений параметров конфигурирования. При этом глубина часовых архивов должна быть не менее 45 суток. Вычислитель должен иметь энергонезависимую память архивов и параметров конфигурирования.
9.3 Требования к дополнительным средствам измерений
9.3.1 Средства измерений перепада давления
В Стандарте в этом разделе подробно описаны требования к выбору и монтажу датчиков перепада давления, устанавливаемых на струевыпрямителях, фильтрах, устройствах очистки газа и счетчиках.
Датчики перепада давления на ротационном счетчике подключают к штатным штуцерам отбора давления, расположенным на его корпусе, если это предусмотрено его конструкцией, или к штуцерам отверстий, размещенных на ИТ на расстоянии от 1DN до 3DN
перед и после РСГ. Для турбинных счетчиков отверстия для отбора должны быть размещены на трубопроводе на расстоянии от 1DN до 3DN до и после счетчика.
Допускается подключать СИ перепада давлений к соединительной трубке отбора давления, если отверстие для отбора давления расположено на ИТ.
10. Подготовка к измерениям
В Стандарте для T-пересчета приведено максимальное отклонение, при котором необходимо корректировать условно-постоянные значения абсолютного и атмосферного давления.
Условно-постоянное значение абсолютного давления корректируют, если отклонение абсолютного давления газа от значения, принятого условно-постоянным, выходит за пределы ±0,01р U’р. Условнопостоянное значение атмосферного давления корректируют, если отклонение атмосферного давления газа от значения, принятого условно-постоянным, выходит за пределы ±0,003pU’p.
11. Порядок измерений и обработка их результатов
По сравнению с Правилами алгоритмы обработки результатов измерений практически не изменились. О расчете теплофизических свойств написано выше (см. п.6.4). Общая формула приведения расхода и количества газа к стандартным условиям не изменилась, в Стандарте лишь конкретизированы ее варианты для различных методов пересчета (см. выше п.6.3).
В Стандарте, как и в Правилах, сохранилось требование корректировки архивов обработанных результатов измерений объема газа в том случае, если не были выполнены требования корректировки условно-постоянных значений давления (см. выше р.10) и/или плотности (условие необходимости корректировки приведено в р.11 Стандарта). Алгоритм корректировки объема газа (приложение В Стандарта) по сравнению с Правилами принципиально не изменился. Впрочем, на практике такую корректировку обычно не проводили.
12 Контроль соблюдения требований методики измерений
12.2 Контроль точности результатов измерений
В отличие от Правил Стандарт рекомендует при измерениях с уровнем точности измерений А в период между поверками СИ расхода, давления и температуры осуществлять не реже одного раза в месяц сличение их показаний с показаниями контрольных СИ в целях оценки пригодности рабочих СИ к дальнейшей эксплуатации.В разделе 12.2 Стандарта приведены требования к контрольным СИ и порядок такого сличения.
В разделе 12.4 Стандарта приведен порядок контроля технического состояния турбинных и ротационных счетчиков, устройств подготовки потока и струевыпрямителя по результатам измерений потери давления на них.
13. Оценка неопределенности результата измерений
С целью подтверждения соблюдения требований к точности измерений в Правилах определяли погрешность УУГ. В Стандарте для этой оценки определяют расширенную неопределенность (при коэффициенте охвата 2). При этом Стандарт регламентирует не только неопределенность измерения расхода и количества газа, но и неопределенности измерения других параметров УУГ (см. выше п.9.2.1.).
Порядок расчета неопределенностей следующий.
Так как точность СИ, входящих в состав УУГ, и методов расчета теплофизических свойств газа как правило выражены в терминах погрешности (относительной, абсолютной или приведенной), то в начале эти погрешности переводят в неопределенности. Формулы расчета погрешностей и неопределенностей следующие:
Фактически, реальные расчеты точности измерений различных конфигураций УУГ показывают, что отличий между значениями погрешности, рассчитанной по Правилам, и относительной расширенной неопределенности с коэффициентом охвата 2 при уровне доверия 0,95 (по которой в Стандарте оценивается точность УУГ), рассчитанной по Стандарту практически нет.