ГОСТ Р 8.740-2011. Национальный стандарт Российской Федерации. Государственная система обеспечения единства измерений. Расход и количество газа. Методика измерений с помощью турбинных, ротационных и вихревых расходомеров и счетчиков

(утв. и введен в действие Приказом Росстандарта от 13.12.2011 № 1049-ст)

ИСТОРИЯ ИЗМЕНЕНИЙ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИХ АКТОВ

flowchart LR
  n0["ПР 50.2.019-96"]:::rst
  click n0 "https://bukva.ai/docs/61-gosstandart-rossii" "ПР 50.2.019-96. Правила по метрологии. Государственная система обеспечения единства измерений. Количество природного газа. Методика выполнения измерений при помощи... (приняты и вв"
  n1["ПР 50.2.019-2006"]:::rst
  click n1 "https://bukva.ai/docs/prikaz-325-st" "ПР 50.2.019-2006. Правила по метрологии. Государственная система обеспечения единства измерений. Методика выполнения измерений при помощи турбинных, ротационных и вихревых... (утв."
  n2["ГОСТ Р 8.740-2011"]:::rst
  click n2 "https://bukva.ai/docs/gost-r-8-740-2011" "ГОСТ Р 8.740-2011. Национальный стандарт Российской Федерации. Государственная система обеспечения единства измерений. Расход и количество газа. Методика измерений с помощью... (ут"
  n3["ГОСТ Р 8.740-2023"]:::doc
  click n3 "https://bukva.ai/docs/standart-gost-r-8-740-2023" "ГОСТ Р 8.740-2023. Национальный стандарт Российской Федерации. Государственная система обеспечения единства измерений. Расход и объем газа. Методика (метод) измерений с... (утв. и "
  n2 --> n3
  n1 --> n2
  n0 --> n1
classDef rst fill:#FFEBEB,stroke:#8B0000,color:#000;
classDef doc fill:#EBFFEB,stroke:#006400,color:#000;
classDef notEnt fill:#FFFFEB,stroke:#FF8C00,color:#000;

от 13 декабря 2011 г. № 1049-ст

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

Предисловие

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. № 184-ФЗ «О техническом регулировании», а правила применения национальных стандартов Российской Федерации — ГОСТ Р 1.0-2004 «Стандартизация в Российской Федерации. Основные положения».

1. Разработан Обществом с ограниченной ответственностью «Отраслевой метрологический центр Газметрология» (ООО «ОМЦ Газметрология»).

2. Внесен Управлением метрологии Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии.

3. Утвержден и введен в действие Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 13 декабря 2011 г. № 1049-ст.

Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодно издаваемом информационном указателе «Национальные стандарты», а текст изменений и поправок — в ежемесячно издаваемых информационных указателях «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячно издаваемом информационном указателе «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет.

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 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 C8 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 C1 — C5 и C6+ 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 C1 — C5 и C6+ 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 C1 — C8 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.

Примечание. При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный стандарт заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться заменяющим (измененным) стандартом. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

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.

Примечание. Выходной сигнал (аналоговый и/или частотный) расходомера газа определяется объемным расходом газа при рабочих условиях. Для определения объема газа необходимо произвести интегрирование по времени выходного сигнала.

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.

Примечание. В настоящем стандарте термин «средство измерений объема и расхода газа» использован для обобщения терминов, приведенных в 3.1.1 - 3.1.3.

3.1.5.

3.1.6.

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.

Примечание. К основным средствам измерений относятся, например, счетчик газа, средства измерений давления, температуры, плотности и компонентного состава газа.

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.

Примечание. К дополнительным средствам измерений относятся, например, средства измерений перепада давления на фильтрах, счетчике, устройстве подготовки потока.

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.

Примечания

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.

3.2.2.

3.2.3. Дополнительные устройства: оборудование и устройства, предназначенные для подготовки потока и среды и обеспечивающие необходимые условия проведения измерений.

Примечание. К дополнительным устройствам относятся, например, фильтры, устройства подготовки потока, байпасные линии, измерительные трубопроводы, задвижки, регуляторы давления.

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.

Примечание. Для корректора объема газа нормируют пределы допускаемой погрешности преобразования входных сигналов и погрешность вычислений.

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.

Примечание. Для вычислителя нормируют предел допускаемой погрешности преобразования входных сигналов и погрешность вычислений.

3.3.3. Измерительно-вычислительный комплекс: функционально объединенная совокупность средств измерительной техники, которая преобразует выходной сигнал средства измерений объема и расхода газа при рабочих условиях, измеряет все или некоторые необходимые параметры потока и среды и вычисляет объем и расход газа, приведенные к стандартным условиям.

3.4 Параметры потока и среды

3.4.1. Объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям: объемный расход газа, определенный путем пересчета объема газа при рабочих условиях, протекающего через первичный преобразователь в единицу времени, к стандартным условиям.

3.4.2. Параметры состояния газа: величины, характеризующие состояние газа.

Примечание. В настоящем стандарте в качестве параметров состояния газа приняты давление и температура газа.

3.4.3. Теплофизические характеристики газа: величины, характеризующие теплофизические свойства газа.

Примечание. В настоящем стандарте в качестве теплофизических характеристик газа приняты плотность при рабочих условиях, вязкость, фактор и коэффициент сжимаемости.

3.4.4. Физико-химические параметры газа: величины, характеризующие физико-химические свойства газа, применяемые для расчета теплофизических характеристик газа.

Примечание. В настоящем стандарте в качестве физико-химических параметров газа приняты состав газа и плотность газа при стандартных условиях.

3.4.5. Условно-постоянная величина: параметр состояния газа, или физико-химический параметр, или теплофизическая характеристика, значение которого (которой) при расчетах объема газа принимают в качестве постоянной величины на определенный период времени (например, час, сутки, месяц и т.д.).

3.4.6. Статическое давление газа: абсолютное давление движущегося газа, которое может быть измерено посредством подключения средства измерений к отверстию для отбора давления.

3.4.7. Перепад давления: разность между значениями статического давления газа, измеренного в двух точках потока.

3.4.8. Потеря давления газа: часть статического давления, идущая на преодоление сил гидравлического сопротивления.

3.4.9. Рабочие условия: давление и температура газа, при которых выполняют измерение его расхода и/или объема.

3.4.10. Стандартные условия: абсолютное давление газа 0,101325 МПа, температура газа 20 °C (293,15 К).

3.4.11. Критический режим течения газа: режим, при котором скорость газа равна или превышает местную скорость звука в газе.

3.4.12 Число Рейнольдса: отношение силы инерции к силе вязкости потока, рассчитываемое по формуле:

Re = \frac{wD\rho}{\mu} = \frac{4q_{m}}{\pi\mu D} = \frac{4q_{\text{с}}\rho_{\text{с}}}{\pi\mu D} = \frac{4q_{v}\rho}{\pi\mu D} , (3.1)

где w — скорость потока газа, м/с;

D — внутренний диаметр сечения измерительного трубопровода, м;

\rho , \rho_{\text{с}} — плотность газа при рабочих и стандартных условиях соответственно, кг/м3;

q_{m} — массовый расход, кг/с;

q_{\text{с}} — объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям, м3/с;

q_{v} — объемный расход газа при рабочих условиях, м3/с;

\mu — динамическая вязкость газа, Па x с.

3.4.13. Фактор сжимаемости: отношение фактического (реального) объема произвольной массы газа при конкретном давлении и температуре к объему того же самого газа, находящегося при таких же условиях, рассчитанного так, как если бы он подчинялся закону поведения идеального газа.

3.4.14. Коэффициент сжимаемости: коэффициент, равный отношению фактора сжимаемости при рабочих условиях к значению фактора сжимаемости, рассчитанного при стандартных условиях.

3.4.15. Нефтяной товарный газ: газ, полученный в результате подготовки свободного нефтяного газа до требований топливного газа и для сдачи в газотранспортную систему, или газ, полученный из свободного нефтяного газа в результате его переработки.

3.5 Измерительный трубопровод

3.5.1. Измерительный трубопровод: участок трубопровода, границы и геометрические параметры которого, а также размещение на нем средств измерений и местных сопротивлений нормируются настоящим стандартом и/или нормативными документами на конкретные средства измерений объема и расхода газа.

3.5.2. Местное сопротивление: фитинг, запорная арматура, фильтр и другие элементы измерительного трубопровода, искажающие кинематическую структуру потока газа.

3.5.3. Уступ: смещение внутренних поверхностей секций измерительного трубопровода и/или первичного преобразователя расхода и объема газа в месте их соединения, обусловленное смещением их осей и/или различием значений их внутренних диаметров и/или отклонением от круглости их внутренних сечений.

3.6 Узел измерений

Узел измерений объемного расхода и объема газа (узел измерений): совокупность средств измерений и обработки результатов измерений, измерительных трубопроводов, вспомогательных и дополнительных устройств, которые предназначены для измерения, регистрации результатов измерений и расчетов объема газа, приведенного к стандартным условиям.

3.7 Погрешность и неопределенность

3.7.1.

Примечание. Опорным значением величины может быть истинное значение измеряемой величины, в таком случае оно неизвестно, или приписанное (стандартизованное) значение величины, в таком случае оно известно.

3.7.2.

3.7.3. Кривая погрешности: зависимость погрешности измерений от значений измеряемой величины, представленная в виде таблицы или функции.

3.7.5. Относительная стандартная неопределенность: отношение стандартной неопределенности к значению оценки измеряемой величины (результату измерения или среднему арифметическому результатов измерений), выраженное в процентах.

3.7.6.

3.7.7. Относительная суммарная стандартная неопределенность: отношение суммарной стандартной неопределенности результата измерения к значению оценки измеряемой величины (результату измерения или среднему арифметическому результатов измерений), выраженное в процентах.

3.7.8.

3.7.9. Относительная расширенная неопределенность: отношение расширенной неопределенности к значению оценки измеряемой величины (результату измерения или среднему арифметическому результатов измерений), выраженное в процентах.

3.7.10. Уровень точности измерений: признак, обозначающий уровень качества измерений объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям, выражаемый значением относительной расширенной неопределенности результата измерений.

Примечание. Термин введен в целях дифференциации требований данной методики измерений в зависимости от необходимой точности результата измерений.

3.8 Контроль соблюдения требований

Проверка реализации методики измерений: установление юридическим лицом или индивидуальным предпринимателем, аккредитованными в установленном порядке на аттестацию методик (методов) измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, соответствия реализации методики измерений требованиям настоящего стандарта.

4. Обозначения и сокращения

4.1 Условные обозначения

Основные условные обозначения, применяемые в настоящем стандарте, приведены в таблице 1.

Таблица 1

Условные обозначения величин

н — нижний предел измерений;

п — условно-постоянная величина;

4.2 Сокращения

В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

ИТ — измерительный трубопровод;

МХ — метрологические характеристики;

ПД — преобразователь давления или манометр;

РСГ — расходомер или счетчик (расходомер-счетчик) газа;

УПП — устройство подготовки потока.

Относительная расширенная неопределенность измерений (при коэффициенте охвата 2) объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям, по данной методике приведена в зависимости от уровня точности измерений в таблице 2.

6.1 Принцип метода измерений

Для приведения объемного расхода и объема газа при рабочих условиях к стандартным условиям используют теплофизические характеристики и физико-химические параметры газа, перечень которых в настоящем стандарте установлен в зависимости от выбранного метода приведения.

6.2 Метод измерений объемного расхода и объема газа при рабочих условиях

6.2.2. Принцип действия турбинного РСГ основан на взаимодействии крыльчатки турбинного колеса ИП, установленного в ИТ, с движущимся по нему потоком газа. С помощью крыльчатки осевая скорость потока газа преобразуется в угловую скорость вращения. Скорость вращения крыльчатки пропорциональна объемному расходу газа, а число оборотов крыльчатки — объему газа, прошедшему через ИП.

Число оборотов роторов прямо пропорционально объему газа, прошедшему через ИП.

6.3 Методы приведения объемного расхода и объема газа к стандартным условиям

Таблица 3

6.3.2. В случае применения метода T-пересчета объемный расход и объем газа, приведенные к стандартным условиям, рассчитывают по формулам:

V_{\text{с}} = \sum_{i = 1}^{n} K_{(\text{а})}q_{v_{i}} \frac{1}{T_{i}} \Delta\tau_{i} , (6.2)

V_{\text{с}} = \Delta\tau \sum_{i = 1}^{n} K_{(\text{а})}q_{v_{i}} \frac{1}{T_{i}} , (6.3)

где . (6.5)

q_{\text{с}} = K_{(\text{б})}q_{v} \frac{p}{T} , (6.6)

V_{\text{с}} = \sum_{i = 1}^{n} K_{(\text{б})}\Delta V_{i} \frac{p_{i}}{T_{i}} , (6.9)

6.3.4. В случае применения метода pTZ-пересчета объемный расход и объем газа, приведенные к стандартным условиям, рассчитывают по формулам:

V_{\text{с}} = \Delta\tau \sum_{i = 1}^{n} K_{(\text{в})}q_{v_{i}} \frac{Z_{\text{с}_{i}}}{Z_{i}} \frac{p_{i}}{T_{i}} = \Delta\tau \sum_{i = 1}^{n} K_{(\text{в})}q_{v_{i}} \frac{p_{i}}{T_{i}K_{i}} , (6.13)

V_{\text{с}} = \sum_{i = 1}^{n} K_{(\text{в})}\Delta V_{i} \frac{Z_{\text{с}_{i}}}{Z_{i}} \frac{p_{i}}{T_{i}} = \sum_{i = 1}^{n} K_{(\text{в})}\Delta V_{i} \frac{p_{i}}{T_{i}K_{i}} , (6.14)

q_{\text{с}} = q_{v} \frac{\rho}{\rho_{\text{с}}} , (6.16)

V_{\text{с}} = \Delta\tau \sum_{i = 1}^{n} q_{v_{i}} \frac{\rho_{i}}{\rho_{\text{с}_{i}}} , (6.18)

\Delta V_{i} = \frac{N_{i}}{K_{\text{пр}}} , (6.20)

Если задана цена импульса выходного сигнала ИП РСГ, то коэффициент преобразования рассчитывают по формуле

6.4 Определение теплофизических характеристик и физико-химических параметров газа

Теплофизические характеристики и физико-химические параметры газа, необходимые для расчета его расхода и объема, могут быть определены путем прямых измерений или косвенным расчетным методом с использованием стандартных справочных данных категорий СТД или СД (см. ГОСТ 8.566).

2. Расчет факторов сжимаемости газа при рабочих и стандартных условиях, входящих в формулы (6.5) и (6.10) - (6.14), выполняют с применением одного (общего) уравнения, если иное не предусмотрено применяемым методом расчета.

7. Требования к квалификации

7.1 Требования к квалификации обслуживающего персонала

7.2 Требования безопасности

7.2.1. При монтаже и эксплуатации СИ, вспомогательных и дополнительных устройств должны соблюдаться требования, нормы и правила, определяемые [5] - [9].

Инструкции по эксплуатации оборудования и СИ должны быть доступны обслуживающему персоналу.

Если средой являются горючие газы или газы с токсичным действием, то необходима предварительная продувка ИТ воздухом или инертным газом. При повышенном содержании серы в газе продувка газопроводов сжатым воздухом запрещается.

7.2.6. Монтаж СИ необходимо производить в строгом соответствии с их схемой внешних соединений. Запрещается вносить какие-либо изменения в электрическую схему соединений, а также использовать любые запасные части, не предусмотренные эксплуатационной документацией без согласования с изготовителем СИ.

7.2.7. При монтаже оборудования массой более 50 кг необходимо использовать подъемные механизмы.

7.2.8. В процессе эксплуатации квалифицированный персонал не реже одного раза в месяц проводит внешний осмотр СИ, вспомогательных и дополнительных устройств в целях определения их технического состояния.

8.1 Условия применения средств измерений, средств обработки результатов измерений и вспомогательных устройств

8.1.1. При применении СИ, средств обработки результатов измерений и вспомогательных устройств условия окружающей среды должны соответствовать требованиям, установленным их изготовителем.

8.1.2. Напряженность постоянных и переменных электромагнитных полей, а также уровень индустриальных радиопомех не должны превышать пределов, установленных изготовителем для применяемых СИ, средств обработки результатов измерений и вспомогательных устройств.

8.1.3. Характеристики электроснабжения СИ, средств обработки результатов измерений и вспомогательных устройств должны соответствовать требованиям их эксплуатационной документации.

8.1.4. СИ следует размещать вдали от источников вибрации и/или применять другие меры по ее минимизации. При наличии соответствующих требований изготовителя СИ уровни вибрации в местах размещения СИ не должны превышать установленных изготовителем пределов.

8.2 Параметры потока и среды

8.2.1. Среда может быть однокомпонентным или многокомпонентным газом. Среда должна быть однородной по физическим свойствам и находиться в однофазном состоянии.

Примечания

1. Среда считается однородной, если ее свойства (состав, плотность, давление и др.) изменяются в пространстве непрерывно.

2. Среда считается однофазной, если все ее составляющие части принадлежат газообразному состоянию.

Следует избегать наличия жидких и/или твердых включений в потоке газа.

Размер твердых частиц, присутствующих в газе, не должен превышать значений, установленных изготовителем РСГ.

8.2.2. При применении турбинных РСГ расход газа должен быть без скачкообразных изменений, вызванных периодическим частичным или полным прекращением подачи газа.

В случае применения вихревых РСГ не допускаются пульсации расхода газа большой амплитуды и частотой, близкой к частоте вихреобразования. Данное требование обеспечивается путем соблюдения мер, указанных в 9.2.2.5.

Ротационные РСГ допускается эксплуатировать в ИТ, в которых поток газа имеет импульсный (прерывистый) характер, при условии, что значение избыточного давления газа в ИТ не превышает 0,05 МПа. При эксплуатации ротационного РСГ в ИТ, в которых поток газа имеет импульсный (прерывистый) характер и значение избыточного давления газа в ИТ превышает 0,05 МПа, для защиты РСГ от динамических нагрузок применяют меры, указанные в 9.2.2.5.

Примечание. Ротационные РСГ не рекомендуется применять при пульсациях расхода газа с частотой, близкой к частоте вращения ротора РСГ, а также на режимах, при которых частота вращения ротора РСГ близка к одной из собственных частот колебаний газа, обусловленных конфигурацией прилегающих участков ИТ. Признаком данного режима являются резкое изменение звука от работающего ротационного РСГ и повышение перепада давления на нем.

8.2.3. При течении среды через первичный ИП РСГ ее фазовое состояние не должно изменяться.

Температура многокомпонентного газа должна быть выше температуры точки росы по влаге и выше температуры конденсации газа или его компонентов.

При измерении расхода и объема смеси углеводородных газов (например, природный или нефтяной товарный газ) должны отсутствовать условия для образования гидратов.

8.2.4. Значения чисел Re должны находиться в диапазоне, установленном для соответствующего типа РСГ.

8.2.5. Скорость потока, температура и давление среды должны находиться в пределах, допускаемых для применяемых РСГ, и в пределах, обеспечивающих требования к точности выполнения измерений.

8.2.6. В случае применения методов pT-пересчета и pTZ-пересчета температура и давление однокомпонентного газа и, дополнительно для многокомпонентного газа, концентрации его компонентов не должны выходить за диапазоны, установленные для применяемых методов расчета теплофизических характеристик газа (плотности газа при рабочих условиях, фактора и коэффициента сжимаемости).

9. Средства измерений, средства обработки результатов измерений, вспомогательные и дополнительные устройства

9.1. Требования к составу средств измерений, средств обработки результатов измерений, вспомогательных и дополнительных устройств

9.1.1 В общем случае при измерениях применяют:

• основные СИ;

9.1.2 Состав основных СИ приведен в таблице 4.

При наличии нескольких РСГ их устанавливают на ИТ, объединенных в коллекторную систему.

б) на контрольном ИТ, последовательное соединение которого с рабочими ИТ обеспечивают с помощью дополнительной трубной обвязки.

9.1.4 В состав дополнительных СИ могут входить:

• СИ перепада давления для оценки технического состояния турбинных и ротационных РСГ, УОГ, УПП и струевыпрямителей;
• СИ перепада давления для измерения разности давлений газа в РСГ и в месте установки чувствительного элемента плотномера;

• СИ давления и температуры для контроля режимов технологических процессов и условий проведения измерений.

9.1.5. Состав применяемых вспомогательных устройств определяется требованиями к сервису, коммуникациям, надежности и безопасности при эксплуатации РСГ и может включать в себя, например:

• блоки питания и барьеры искробезопасности;
• линии связи, преобразователи интерфейсов и межсетевые адаптеры;
• устройства памяти.

9.1.6. Перечень дополнительных устройств и необходимость их применения приведены в таблице 5.

Таблица 5

9.2 Требования к основным средствам измерений и средствам обработки результатов измерений

9.2.1 Общие требования

9.2.1.1. Относительные расширенные неопределенности (при коэффициенте охвата 2) измерений объемного расхода и объема газа при рабочих условиях и процедуры их приведения к стандартным условиям в зависимости от уровня точности измерений не должны превышать значений, приведенных в таблице 6.

Таблица 6

9.2.1.2. Диапазоны измерений применяемых СИ должны перекрывать диапазон изменения значений измеряемого параметра потока и среды.

Примечание. Если применение одного СИ не обеспечивает охват диапазона значений измеряемого параметра или не обеспечивает необходимую точность во всем диапазоне измерений, то допускается использование нескольких 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.

9.2.1.3. Основные СИ должны иметь унифицированный аналоговый и/или цифровой выходной сигналы.

Рекомендуется выбирать основные СИ с цифровым выходным сигналом. При выборе основных СИ с аналоговым выходным сигналом следует отдавать предпочтение СИ с выходным сигналом силы постоянного тока от 4 до 20 мА.

9.2.1.4. Относительные расширенные неопределенности (при коэффициенте охвата 2) измерений и расчета величин, применяемых для приведения объемного расхода и объема газа при рабочих условиях к стандартным условиям, в зависимости от уровня точности измерений не должны превышать значений, приведенных в таблице 7.

9.2.2 Средства измерений объемного расхода и объема газа и их монтаж

9.2.2.3 При выборе типа РСГ и его характеристик учитывают:

• обеспечение в местах соединения РСГ и трубопровода параллельности фланцев и соосности их крепежных отверстий.

Не допускается проведение сварочных работ на трубопроводе вблизи фланцев РСГ после его установки на ИТ.

При монтаже РСГ на трубопроводе контролируют правильность его ориентации на соответствие направлению потока газа в трубопроводе.

Для уплотнения фланцевых соединений следует применять уплотнительные прокладки с ровными, без «бахромы», краями по внутреннему и наружному контурам. Установку уплотнительных прокладок следует производить таким образом, чтобы они не выступали во внутреннюю полость трубопровода.

9.2.2.5. При применении турбинных и вихревых РСГ рекомендуется соблюдать следующие меры по снижению влияния на их показания пульсаций расхода и давления газа:

• обеспечивают устойчивую работу регуляторов давления при их наличии на узле измерений;
• регуляторы давления без шумоглушителя, работающие на критическом режиме, размещают после РСГ;
• не устанавливают на ИТ последовательно турбинный или вихревой РСГ с ротационными или поршневыми устройствами;
• при уровне пульсаций расхода, превышающем пределы, установленные изготовителем РСГ, используют демпфер пульсаций.

Если значение рабочего (избыточного) давления в трубопроводе превышает 0,05 МПа, для защиты ротационных РСГ от динамических нагрузок, связанных с резкими изменениями расхода газа и рабочего давления, рекомендуется установка предохранительной шайбы. Предохранительную шайбу устанавливают непосредственно на выходе РСГ между ответным фланцем трубопровода и выходным фланцем РСГ и двумя уплотнительными прокладками. Геометрические размеры предохранительных шайб устанавливает изготовитель РСГ в зависимости от его условного прохода.

9.2.2.6. Турбинные и вихревые РСГ располагают после прямолинейного цилиндрического участка ИТ, имеющего круглое внутреннее сечение, длина которого должна быть не менее установленной изготовителем.

При наличии после турбинного или вихревого РСГ типа МС, который не допускается устанавливать непосредственно после РСГ, обеспечивают прямолинейный цилиндрический участок ИТ между РСГ и этим МС, длина которого должна быть не менее установленной изготовителем.

Прямолинейные цилиндрические участки ИТ до и после ротационного РСГ не требуются, если измерение давления и/или температуры осуществляется в его корпусе.

Примечание. Ротационные РСГ рекомендуется располагать после прямолинейного цилиндрического участка ИТ длиной не менее 2DN, если давление газа более 0,7 МПа [10].

После ротационного РСГ рекомендуется устанавливать прямолинейный цилиндрический участок ИТ длиной не менее 2DN, если давление газа более 0,7 МПа [10].

Прямолинейные цилиндрические участки ИТ могут быть предусмотрены заводом — изготовителем РСГ, тогда их либо выполняют в корпусе РСГ в виде входного и выходного патрубков, либо поставляют в комплекте с РСГ в виде отдельных секций ИТ.

9.2.2.7. РСГ монтируют на ИТ с учетом требований изготовителя к его положению относительно горизонта (вертикально, горизонтально или наклонно) с соблюдением допусков к угловым отклонениям оси его корпуса от горизонтали и вертикали.

Примечание. Для уменьшения засорения измерительных камер ротационные РСГ рекомендуется устанавливать на вертикальном участке трубопровода с потоком, направленным сверху вниз.

9.2.2.8. Средние внутренние диаметры сечений ИТ (см. 9.5.4) до и после РСГ, непосредственно примыкающих к нему, должны находиться в допускаемых пределах, установленных изготовителем РСГ.

Величина уступа в месте соединения РСГ с ИТ не должна превышать:

• если средний внутренний диаметр сечения ИТ в месте его соединения с РСГ не менее его условного прохода

0,75(D_{max} - DN) ; (9.1)

• если средний внутренний диаметр сечения ИТ в месте его соединения с РСГ менее его условного прохода

9.2.3 Средства измерений давления и их монтаж

9.2.3.1. Абсолютное давление газа либо измеряют непосредственно с помощью СИ абсолютного давления, либо определяют путем суммирования измеренных значений избыточного и атмосферного давления.

Примечания

1. Обычно вместо измеренного атмосферного давления к измеренному избыточному давлению прибавляют принятое условно-постоянным значение атмосферного давления.

Необходимо учитывать, что при малых значениях избыточного давления возрастает вклад неопределенности измерения атмосферного давления в суммарную стандартную неопределенность определения абсолютного давления, что приводит к необходимости частой корректировки принятого условно-постоянного значения атмосферного давления.

2. Применять СИ абсолютного давления или определять абсолютное давление по результатам измерений в реальном масштабе времени избыточного и атмосферного давления рекомендуется в случае нарушения следующего условия:

\frac{p_{\text{а}max} - p_{\text{а}min}}{p_{min}} \leq 0,006U\prime_{p} , (9.3)

где p_{\text{а}max} , p_{\text{а}min} — наибольшее и наименьшее атмосферное давление в условиях эксплуатации узла измерений;

p_{min} — минимальное абсолютное давление газа в условиях эксплуатации узла измерений;

U\prime_{p} — относительная расширенная неопределенность измерения абсолютного давления, указанная в таблице 7 для соответствующего уровня точности измерений.

Абсолютное, избыточное и атмосферное давления газа измеряют с помощью ПД любого принципа действия.

Рекомендуется выбирать ПД, у которых стабильность показаний не хуже 0,1% за год.

ПД эксплуатируют в диапазоне рабочих давлений, при которых соблюдается требование таблицы 7 к значениям допускаемой относительной расширенной неопределенности измерений давления для соответствующего уровня точности измерений.

При эксплуатации ПД необходимо учитывать, что данные СИ чувствительны к температуре окружающей среды.

В целях минимизации влияния температуры окружающей среды на результаты измерения давления ПД рекомендуется устанавливать в помещении или в утепленном обогреваемом шкафу с температурой (20 +/- 10) °C.

9.2.3.2. В качестве запорной арматуры на соединительных трубках применяют игольчатые клапаны (вентили) или шаровые краны.

При монтаже ПД рекомендуется применение двухвентильных блоков, которые обеспечивают подключение ПД к соединительным трубкам, блокировку и сброс давления в соединительных трубках, подсоединение эталонных СИ для контроля МХ ПД.

9.2.3.3. Место отверстия для отбора давления при применении турбинного РСГ должно быть расположено в непосредственной близости от крыльчатки в корпусе РСГ. Если конструкция турбинного РСГ не предусматривает отверстия для отбора давления и в эксплуатационной документации отсутствует информация о месте его расположения, то допускается проводить отбор давления на прямолинейном участке ИТ перед РСГ на расстоянии не более 3DN и не менее 1DN от входного фланца РСГ.

Отбор давления газа проводят в корпусе ротационного РСГ, если это предусмотрено его конструкцией. Допускается место отбора давления располагать на прямолинейном участке ИТ, непосредственно примыкающем к РСГ, до или после него на расстоянии от 1DN до 3DN от его корпуса.

Отбор давления газа проводят в корпусе вихревого РСГ, если это предусмотрено его конструкцией. Допускается место отбора давления располагать на прямолинейном участке ИТ на расстоянии не более 5DN выше или ниже по потоку от обтекаемого тела, если иное не оговорено в эксплуатационной документации на РСГ конкретного типа.

Если место отбора расположено на прямолинейном участке ИТ, то независимо от типа РСГ необходимо соблюдение следующих требований:

• между точкой отбора и РСГ должны отсутствовать МС;
• расстояние от точки отбора давления до ближайшего МС должно быть не менее 1,5DN;
• место расположения отверстия для отбора давления относительно РСГ и расстояние до него при поверке (калибровке) РСГ и в условиях его эксплуатации должны быть идентичными.

При применении соединительных трубок, составленных из отдельных секций, диаметр условного прохода этих секций должен быть одинаковым.

9.2.3.6 МХ СИ атмосферного давления выбирают из необходимости выполнения следующего условия:

9.2.4 Средства измерений температуры и их монтаж

Термодинамическую (абсолютную) температуру газа определяют по формуле

• конструктивное исполнение ПТ (защищенность от внешних воздействий, наружный диаметр и длина его монтажной части) должно соответствовать требованиям, установленным ГОСТ 6651 и настоящим стандартом к измерению температуры газа;

В целях снижения методической неопределенности измерений температуры, обусловленной тепловым излучением, рекомендуется применять ПТ с гладкой блестящей поверхностью.

При применении турбинного РСГ в целях исключения влияния ПТ на кинематическую структуру потока перед РСГ рекомендуется ПТ устанавливать после него.

В случае применения вихревых РСГ температуру газа измеряют после тела обтекания в корпусе РСГ, если это предусмотрено его конструкцией, или на прямолинейном участке ИТ на расстоянии не более 6DN после РСГ.

9.2.4.3. Чувствительный элемент ПТ в случае измерения температуры вне корпуса РСГ должен быть размещен в ИТ на глубине от 0,3D до 0,7D.

ПТ может быть установлен непосредственно в ИТ или в гильзу (карман).

Наружные диаметры корпуса ПТ и гильзы (при ее наличии) должны быть не более 0,13D. Допускается увеличение наружного диаметра корпуса ПТ и гильзы (при ее наличии) до 0,2D, если они установлены на прямолинейном участке ИТ после РСГ и теплоизолированы, как показано на рисунке 1.

Рисунок 1. Примеры теплоизоляции корпуса ПТ и участков ИТ

Глубина погружения ПТ должна быть равна длине его монтажной части, установленной изготовителем для конкретного типа ПТ.

При установке ПТ в гильзу должен быть обеспечен надежный тепловой контакт. Для обеспечения теплового контакта гильзу заполняют, например, жидким маслом. ПТ погружают в гильзу на полную ее глубину (с монтажным зазором). Рекомендуется, чтобы зазор между боковыми стенками гильзы и ПТ не превышал 0,5 мм.

Чувствительный элемент ПТ рекомендуется располагать радиально относительно трубопровода.

Допускается наклонная установка корпуса ПТ или его установка в изгибе колена по оси трубопровода.

На трубопроводах диаметром от 50 до 100 мм допускается установка ПТ в расширителе, размещенном на расстоянии от 3DN до 7DN после РСГ. Конусность переходов расширителя должна соответствовать требованиям ГОСТ 17378.

Возможные варианты расположения ПТ в ИТ приведены на рисунке 2.

Примечание. Варианты расположения ПТ в ИТ, приведенные на рисунке 2, распространяются также на случай установки ПТ в гильзу.

а — радиальное; б — наклонное; в — в изгибе колена; г — в расширителе

Рисунок 2. Схема расположения чувствительного элемента преобразователя температуры

9.2.4.4. Если на ИТ предусматривается наличие контрольного ПТ, то 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)°.

9.2.4.5. Если температура окружающей среды в процессе эксплуатации РСГ может отличаться от температуры измеряемого газа более чем на 40 °C, то теплоизолируют корпус РСГ и участки ИТ, как показано на рисунке 3.

а — ПТ расположен вне корпуса РСГ; б — ПТ расположен в корпусе РСГ

Рисунок 3. Примеры теплоизоляции корпуса РСГ и участков ИТ

9.2.5 Средства измерений плотности газа и их монтаж

9.2.5.1. Для измерения плотности газа в рабочих условиях допускается применение потоковых плотномеров любого типа, относительная расширенная неопределенность измерений которых в условиях эксплуатации не превышает значений, указанных в таблице 7, для соответствующего уровня точности измерений.

При установке плотномера необходимо обеспечить следующее:

• значения давления и температуры газа в чувствительном элементе плотномера должны быть как можно ближе к их значениям в РСГ;
• проба газа должна быть чистой, не содержать частиц и быть однофазной;
• температура окружающего воздуха, солнечная радиация или ветер не должны оказывать существенного влияния на чувствительный элемент плотномера;
• поток газа, проходящий через чувствительный элемент плотномера, должен быть достаточным для обеспечения реакции на изменения состава, давления и температуры.

Устройства, применяемые на входе плотномеров для очистки проб от примесей (фильтры и осушители), не должны изменять основной состав измеряемого газа.

Пробоотборное устройство или чувствительный элемент плотномера может быть установлен непосредственно в ИТ либо в байпасную линию для отбора проб. Допускается осуществлять подачу газа в плотномер, смонтированный в гильзе, установленной в ИТ. В этом случае точку отбора пробы располагают в области высокого давления газа, а точку возврата пробы — в области низкого давления газа.

Расстояние между РСГ и пробоотборным устройством плотномера или его чувствительным элементом в случае их размещения непосредственно в ИТ должно быть не менее минимально необходимой длины прямолинейного участка ИТ (см. 9.2.2.6). В этом случае исключается влияние искажений кинематической структуры потока газа, обусловленных установкой пробоотборного устройства плотномера или его чувствительного элемента в ИТ, на показания РСГ.

Пробоотборное устройство плотномера или его чувствительный элемент рекомендуется размещать после РСГ на расстоянии не менее 3DN и не более 5DN.

9.2.5.2. В общем случае значения давления и температуры газа, следовательно, и его плотность в чувствительном элементе плотномера отличаются от значений этих величин в РСГ.

Показание плотномера пересчитывают к рабочим условиям РСГ по формуле

\rho = \rho_{0} \frac{pT_{0}}{p_{0}T} (\frac{Z_{0}}{Z}) = \rho_{0} \frac{1 - \Delta TT}{1 - \Delta pp} (\frac{Z_{0}}{Z}) , (9.6)

где \rho_{0} — показание плотномера, кг/м3;

T, p — температура и абсолютное давление измеряемого газа в РСГ соответственно;

T_{0} , p_{0} — температура и абсолютное давление газа в месте установки чувствительного элемента плотномера соответственно;

\Delta T = T - T_{0} ;

Z_{0} — фактор сжимаемости газа при T_{0} , p_{0} .

Допускается не пересчитывать показание плотномера, если значение относительной расширенной неопределенности измерений плотности газа при рабочих условиях, указанных в таблице 7 для соответствующего уровня точности, не менее значения, рассчитанного по формуле:

U_{\rho}\prime = U_{\rho}\prime_{0} + 100J_{max} , (9.7)

где U_{\rho}\prime_{0} — относительная расширенная неопределенность измерений плотности газа применяемым плотномером;

J_{max} — наибольшее относительное отклонение плотности газа в месте установки чувствительного элемента плотномера от плотности газа в РСГ.

Для измерения температуры и давления газа в месте размещения чувствительного элемента плотномера используют его штатные СИ давления и температуры.

Если конструкция плотномера не предусматривает наличия штатного СИ давления, то значение p_{0} рассчитывают по разности значений абсолютного давления газа в месте установки РСГ и перепада давления газа между РСГ и местом установки чувствительного элемента плотномера.

Снижения разности температуры контролируемого потока газа и температуры газа, находящегося в чувствительном элементе плотномера, добиваются путем размещения чувствительного элемента плотномера в потоке измеряемого газа и/или теплоизоляцией элементов плотномера, находящихся вне ИТ.

9.2.6 Методы и средства измерений плотности газа при стандартных условиях и их монтаж

9.2.6.1. Для определения плотности однокомпонентных газов при стандартных условиях применяют аттестованные в качестве стандартных справочные данные (см. 6.4).

Для определения плотности многокомпонентного газа при стандартных условиях применяют один из следующих методов:

• измерение с помощью потокового плотномера;
• расчет по компонентному составу, определенному с помощью потокового хроматографа либо лабораторного хроматографа в химико-аналитических лабораториях;
• пикнометрический метод по ГОСТ 17310.

Метод прямого измерения плотности газа при стандартных условиях с помощью потокового плотномера и расчета по компонентному составу, измеренному потоковым хроматографом, рекомендуется применять при невозможности обеспечения необходимой частоты определения компонентного состава газа в химико-аналитических лабораториях.

Необходимое число проб за отчетный период времени определяют в соответствии с Приложением Б.

Плотность однокомпонентного и многокомпонентного газов при стандартных условиях может быть рассчитана по формуле

p_{\text{с}} = 10^{3} \frac{Mp_{\text{с}}}{RT_{\text{с}}Z_{\text{с}}} . (9.8)

Для определения молярной массы однокомпонентного газа и его фактора сжимаемости при стандартных условиях применяют аттестованные в качестве стандартных справочные данные (см. 6.4).

Молярную массу многокомпонентного газа вычисляют по формуле

M = \sum_{i = 1}^{N} (x_{i}M_{i}) , (9.9)

где M_{i} — молярная масса i-го компонента, кг/кмоль;

N — число компонентов газа.

Фактор сжимаемости многокомпонентного газа при стандартных условиях рассчитывают по измеренному компонентному составу с использованием стандартизованных или аттестованных методик (см. 6.4).

Примечание. Плотность углеводородсодержащих смесей газов при стандартных условиях рекомендуется рассчитывать в соответствии с требованиями ГОСТ 31369.

9.2.6.2. Место отбора проб газа должно быть оборудовано в соответствии с требованиями ГОСТ 31370.

При определении места отбора проб руководствуются требованиями ГОСТ 31370 и следующими дополнительными рекомендациями:

• расстояния между ПЗ и любым ближайшим МС должны быть не менее 2DN при размещении ПЗ перед МС и 5DN при размещении ПЗ после МС;
• ПЗ располагают на участках трубопровода перед входным коллектором или после выходного коллектора узла измерений. Допускается располагать ПЗ на ИТ.

При размещении ПЗ на ИТ рекомендуется точку отбора пробы располагать после РСГ на расстоянии не менее 3DN.

В целях исключения попадания конденсата и механических примесей в камеры потоковых плотномеров при их подключении к ИТ необходимо в соединительных линиях использовать фильтры и отстойные камеры.

9.2.7 Средства измерений состава газа

9.2.7.3. Компонентный состав газа определяют с применением аттестованных МИ.

9.2.8 Средства обработки результатов измерений

9.2.8.2. Программное обеспечение средств обработки результатов измерений должно соответствовать требованиям ГОСТ Р 8.654 и реализовывать обработку измерительной информации по соответствующим формулам, приведенным в 6.3, в зависимости от метода приведения значения объемного расхода или объема газа при рабочих условиях к стандартным условиям, применяемых СИ параметров потока и среды и метода определения плотности газа при рабочих и/или стандартных условиях.

• расхода газа при рабочих условиях и/или приведенного к стандартным условиям;

9.2.8.6. Средства обработки результатов измерений должны быть защищены от несанкционированного вмешательства, которое может повлиять на результаты измерений расхода и объема газа, а также на процесс формирования и сохранения архивов.

9.2.8.7. Средство обработки результатов измерений 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.).

9.2.8.8. Память средства обработки результатов измерений, предназначенная для хранения архивов и параметров его конфигурирования, должна быть энергонезависимой.

9.3 Требования к дополнительным средствам измерений

9.3.1 Средства измерений перепада давления

9.3.1.1. СИ перепада давления могут быть применены для проверки технического состояния турбинных и ротационных РСГ, УОГ, УПП и струевыпрямителей путем контроля потерь давления в трубопроводе, обусловленных их гидравлическим сопротивлением, а также для корректировки показаний потоковых плотномеров.

Контроль потерь давления осуществляют в соответствии с 12.2.4.

Для измерений перепада давления допускается применять СИ перепада давления любого принципа действия и типа.

Рекомендуется, чтобы относительная расширенная неопределенность измерений (при коэффициенте охвата 2) перепада давления при проверке технического состояния УОГ, УПП и струевыпрямителей не превышала 5%, турбинных и ротационных РСГ — 2,5%, для корректировки показаний плотномеров — 0,25%.

Для проверки технического состояния турбинных и ротационных РСГ, УОГ, УПП и струевыпрямителей выбирают СИ перепада давления с верхним пределом измерений, равным наименьшему значению \Delta p_{\text{в}} из стандартного ряда, удовлетворяющему следующему условию

где \Delta\omega_{max} — потери давления, соответствующие максимальному расходу газа q_{vmax} в условиях эксплуатации.

Если известно значение коэффициента гидравлического сопротивления, то \Delta\omega_{max} рассчитывают по формуле

\Delta\omega_{max} = \xi \frac{8}{\pi^{2}} \frac{\rho_{max}q_{vmax}^{2}}{(10^{- 3}DN)^{4}} . (9.11)

Примечание. В настоящем стандарте под коэффициентом гидравлического сопротивления понимается отношение потерь статического давления на устройстве к динамическому давлению до или после устройства, которое соответствует значению, определяемому по формуле

\xi = \frac{2\Delta\omega}{\rho w^{2}} = \frac{2S^{2}\Delta\omega}{\rho q_{v}^{2}} , (9.12)

где S — площадь поперечного сечения трубопровода до или после устройства, м2.

Если изготовителем под коэффициентом гидравлического сопротивления понимается другая величина, то в этом случае необходимо пользоваться рекомендациями изготовителя.

Если в эксплуатационной документации указаны потери давления в зависимости от объемного расхода газа при рабочих условиях, то \Delta\omega_{max} рассчитывают по формуле

\Delta\omega_{max} = \Delta\omega_{\text{тд}} \cdot (\frac{\rho_{\text{с}max}p_{max}}{\rho_{\text{стд}}p_{\text{тд}}}) , (9.13)

где \Delta\omega_{\text{тд}} — значение потери давления, приведенное в эксплуатационной документации, соответствующее максимальному расходу газа q_{vmax} ;

9.3.1.2. СИ перепада давления на ротационном РСГ 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.

Отверстия для измерения перепада давления на турбинных счетчиках должны быть размещены на трубопроводе на расстоянии от 1DN до 3DN перед и после счетчика. Допускается подключать СИ перепада давлений к соединительной трубке отбора давления, если отверстие для отбора давления расположено на ИТ.

Если конструкция УОГ, УПП или струевыпрямителя не предусматривает отверстий для измерений перепада давления и в их эксплуатационной документации отсутствует информация о месте их расположения, то отборы давления располагают на расстоянии от 1DN до 3DN до и после этих устройств.

9.3.1.3. Требования к геометрическим размерам и форме отверстий для измерения перепада давления, а также к их расположению на трубопроводе идентичны соответствующим требованиям для отверстий отбора давления, изложенным в 9.2.3.3 и 9.2.3.4.

9.3.1.4. Схема обвязки СИ перепада давления должна предусматривать возможность продувки импульсных трубок и обнуления перепада давления.

Для монтажа СИ перепада давления рекомендуется применять трехвентильные или пятивентильные манифольды.

При применении манифольдов следует отдавать предпочтение тем типам, где при продувке импульсных трубок газ движется в корпусе манифольда в боковом направлении. При этом струя газа, движущегося в манифольде, не ударяет в отверстия СИ перепада давления, что уменьшает вероятность его повреждения.

9.3.2 Средства измерений для контроля влажности газа и условий применения основных средств измерений

Рекомендуется выбирать СИ для контроля влажности газа, обеспечивающие измерение температуры точек росы с абсолютной расширенной неопределенностью измерений (при коэффициенте охвата 2) не более 1 °C.

9.3.2.2. Для контроля за условиями применения основных СИ и средств обработки результатов измерений могут быть применены СИ температуры окружающего воздуха, атмосферного давления и влажности воздуха. Данные СИ могут быть любого принципа действия.

9.4 Требования к выбору и монтажу дополнительных устройств

9.4.1 Для очистки газа могут быть использованы УОГ следующих типов:

• фильтры.

Допускается совместное использование УОГ разных типов.

Для защиты РСГ от содержащихся в газе смолистых веществ, пыли, песка, металлической окалины, ржавчины и других твердых частиц следует применять газовые фильтры, а при наличии в потоке газа наряду с механическими примесями капельной жидкости — фильтры-сепараторы.

Конструкция УОГ должна обеспечивать степень очистки газа, установленную изготовителем и необходимую для нормальной работы РСГ.

Фильтры и фильтры-сепараторы должны иметь фильтрующий материал, химически инертный к газу и не разрушающийся под воздействием потока газа.

Для обеспечения достаточной степени очистки газа без уноса частиц и фильтрующего материала выбор типоразмера и вида фильтра осуществляют с учетом необходимой пропускной способности фильтра и допускаемого перепада давления на нем.

УОГ устанавливают перед входным коллектором узла измерений или на входе ИТ.

Допускается устанавливать УОГ в блоке.

Число УОГ в блоке определяют по их пропускной способности и максимальной производительности узла измерений. Рекомендуется предусмотреть в блоке резервное УОГ.

Для защиты от инородных тел перед РСГ временно или постоянно может быть установлена защитная сетка (решетка).

Примечания

1. Защитную сетку (решетку) применяют для защиты РСГ только от крупных частиц, поэтому она не может заменять стационарный фильтр.

2. Требования к форме, размерам и возможность установки защитной сетки (решетки) определяет изготовитель РСГ.

9.4.2. В необходимых случаях (см. таблицу 5) на ИТ для формирования необходимой структуры потока или для сокращения длины прямолинейного участка ИТ перед РСГ устанавливают специальные устройства (струевыпрямители, УПП и др.).

Место установки и конструкцию этих устройств выбирают в соответствии с требованиями эксплуатационной документации на РСГ конкретного типа.

Геометрические характеристики УПП и струевыпрямителей рассчитывают по измеренному значению внутреннего диаметра участка ИТ, расположенного перед РСГ.

Условные внутренние диаметры участков ИТ до и после УПП или струевыпрямителя должны быть равными.

Конструкция УПП и струевыпрямителя должна предусматривать возможность их демонтажа в целях проведения периодических осмотров проточной части и ее очистки.

Осмотр технического состояния УПП и струевыпрямителя может быть осуществлен с помощью эндоскопа. Для ввода эндоскопа во внутреннюю полость ИТ предусматривают одно или несколько отверстий, расположенных в стенке ИТ до и/или после корпуса УПП или струевыпрямителя. Внутренний диаметр отверстий для ввода эндоскопа в ИТ не должен превышать 0,13DN. Отверстия для ввода эндоскопа во внутреннюю полость ИТ располагают на расстоянии не менее 1DN от корпуса УПП или струевыпрямителя.

Допускается контроль технического состояния УПП или струевыпрямителя осуществлять путем контроля перепада давления на них (см. 9.3.1.1).

9.4.3. В случаях недопустимости прерывания потока газа при проведении работ, связанных с отключением или демонтажем РСГ, а также в целях недопущения повреждения РСГ при пусконаладочных работах трубопровод оборудуют байпасной и/или перепускной линиями. Примеры монтажа РСГ с байпасной и перепускной линиями приведены на рисунке 4.

1 — трубопровод; 2 — изолирующая запорная арматура перед РСГ; 3 — РСГ; 4 — изолирующая запорная арматура после РСГ; 5 — байпас; 6 — изолирующая запорная арматура байпаса; 7 — перепускной канал; 8, 9 — краны (клапаны)

а — с перепускным клапаном; б — с байпасом; в — с байпасом и перепускным клапаном

Рисунок 4. Схемы монтажа РСГ

9.4.4. В случае необходимости определения компонентного состава газа непосредственно на узле измерений его оснащают в соответствии с ГОСТ 31370 оборудованием для отбора проб.

9.5 Измерительный трубопровод

9.5.1. Положения данного подраздела устанавливают требования к прямолинейным участкам (секциям) ИТ и их соединениям, если они не входят в состав комплекта, предусмотренного изготовителем РСГ, на который распространяются гарантии изготовителя о допустимости применения данного комплекта.

Если изготовителем РСГ предусмотрены требования к ИТ, аналогичные приведенным в данном подразделе, или иные требования и они изложены в эксплуатационной документации на РСГ или обеспечены особенностями его конструкции, то следует руководствоваться эксплуатационной документацией изготовителя РСГ. При этом рекомендуется выполнить положения данного подраздела либо в части, не затрагивающей требования, предусмотренные эксплуатационной документацией, либо полностью, если они не приводят к нарушению указанных требований.

9.5.2. Прямолинейные участки ИТ могут быть изготовлены из одной или нескольких секций.

Требуемые прямолинейные участки (секции) ИТ должны быть цилиндрическими и иметь круглое сечение.

ИТ считают прямолинейным, если при визуальном осмотре на длине требуемых прямолинейных участков не наблюдаются изгибы секций ИТ и изгибы ИТ в местах соединения секций ИТ.

На участке длиной 2DN, расположенном непосредственно перед РСГ, требование к цилиндричности и округлости сечения ИТ считают выполненным, если любой результат измерений внутреннего диаметра, выполненных в сечениях непосредственно перед РСГ и на расстоянии 2DN до него, не отличается более чем на 1% среднего внутреннего диаметра этого участка (см. 9.5.3). В каждом сечении выполняют не менее четырех измерений внутреннего диаметра в направлениях, расположенных под приблизительно равными углами друг к другу.

ИТ после РСГ и на участке перед РСГ, расположенном на расстоянии более 2DN от его корпуса, считают цилиндрическим и имеющим круглое сечение, если это подтверждено визуальным осмотром.

Если ИТ перед РСГ изготовлен из нескольких секций, то выполняют следующие требования: за пределами участка ИТ длиной 2DN, расположенного непосредственно перед РСГ, на необходимой длине прямолинейного участка ИТ разница средних значений внутренних диаметров сечений секций ИТ в местах их соединения не должна превышать 3%, при этом высота уступа в месте соединения секций ИТ не должна превышать 2% среднего арифметического значения их диаметров.

Сечения, в которых измеряют внутренние диаметры ИТ, приведены на рисунке 5.

А1, А2, А3, Б1, С1 — сечения ИТ; а — прямолинейный участок ИТ изготовлен из нескольких секций; б — прямолинейный участок ИТ изготовлен из одной секции

Рисунок 5. Сечения, в которых проводят измерения внутреннего диаметра ИТ

9.5.3. Средний внутренний диаметр участка длиной 2DN, расположенного непосредственно перед РСГ, определяют как среднее арифметическое результатов измерений среднего внутреннего диаметра сечений ИТ, расположенных на концах этого участка, показанных на рисунке 5.

9.5.4. Средний внутренний диаметр сечения ИТ определяют как среднее арифметическое результатов измерений внутренних диаметров, выполненных не менее чем в четырех диаметральных направлениях, расположенных приблизительно под одинаковым углом друг к другу.

9.5.5. За пределами участков ИТ длиной 2DN, расположенных непосредственно перед и после РСГ, допускается применение конусных переходов для стыковки секций, разница диаметров которых в месте их соединения превышает 3%.

В местах соединения конусного перехода с секциями ИТ разница их внутренних диаметров не должна превышать 1%. Сечения, в которых измеряют внутренние диаметры ИТ в случае применения конусных переходов, приведены на рисунке 6.

А1, А2, А3, Б1, К1, К2, С1 — сечения ИТ

Рисунок 6. Сечения, в которых измеряют внутренний диаметр ИТ в случае применения конусных переходов

Размеры конусных переходов должны соответствовать следующим условиям:

0 \leq \frac{D_{2} - D_{1}}{l_{\text{к}}} <0,2 , (9.15)

где D_{2} и D_{1} — больший и меньший средние внутренние диаметры конусного перехода соответственно, измеренные согласно 9.5.4, м;

l_{\text{к}} — длина конусного перехода, м.

Конусные переходы, соответствующие вышеуказанным условиям, не считают МС.

Примечание. Применение других конструкций конусных переходов допускается, если это оговорено в эксплуатационной документации на конкретный РСГ.

9.5.6. Относительная погрешность измерений внутренних диаметров ИТ в каждом диаметральном направлении не должна превышать 0,3%.

Внутренний диаметр ИТ допускается измерять непосредственно или определять его путем вычисления по результатам измерений наружного диаметра и толщины стенки ИТ.

Результаты измерений внутреннего диаметра ИТ приводят к температуре 20 °C по формуле

D_{20} = \frac{D}{1 + \alpha_{t}(t - 20)} , (9.16)

где \alpha_{t} — температурный коэффициент линейного расширения материала ИТ;

t — температура, при которой проводились измерения внутреннего диаметра ИТ.

Погрешность СИ при измерении наружного диаметра ИТ и толщины стенки выбирают, соблюдая необходимое условие:

, (9.17)

где D* — наружный номинальный диаметр ИТ, мм;

h — номинальная толщина стенки ИТ, мм;

\delta_{D*} , \delta_{h} — относительная погрешность СИ, применяемых для определения наружного диаметра и толщины ИТ соответственно.

По результатам измерений и расчетов, выполненных в соответствии с требованиями 9.5.2 - 9.5.5, составляют акт, в котором указывают:

• наименование предприятия — владельца узла измерений;
• наименование объекта, на котором размещен узел измерений;
• место установки РСГ при наличии нескольких измерительных линий на узле измерений;
• применяемые СИ внутреннего диаметра и дату их поверки;
• сечения, в которых осуществлялись измерения;
• результаты измерений и расчетов;
• должность, инициалы, фамилии представителей предприятия-владельца и организации-контрагента;
• дату составления акта.

Акт составляют при монтаже РСГ перед пуском узла измерений в эксплуатацию и заверяют подписью лица/представителя организации, проводившего измерения, подписями представителей и печатями предприятия — владельца узла измерений и организации-контрагента.

Примечание. В случае применения ротационного РСГ и измерений давления и температуры газа в его корпусе акт не оформляют.

9.5.7. Для турбинных и вихревых РСГ при изготовлении ИТ допускается применение сварных труб только в том случае, если сварной шов не является спиральным. Высота валика продольного и поперечного (или кольцевого) швов на внутренней поверхности прямого участка ИТ не должна превышать:

• 0,005D — на участке ИТ длиной 2DN, расположенном непосредственно перед РСГ;
• 0,01D — на участке ИТ длиной 2DN, расположенном после РСГ.

Требования к виду сварного шва и его размерам в случае применения ротационных РСГ не регламентируются.

9.5.8. Уплотнительные прокладки не должны выступать во внутреннюю полость трубопровода. Рекомендуемая толщина плоских прокладок — не более 3 мм.

Для центровки прокладки в процессе монтажа используют три затяжных болта, расположенных под углом 120°. После центровки уплотнительной прокладки все болты плотно затягивают.

Толщина зазоров между фланцами секции ИТ и РСГ не должна превышать 3 мм для DN <= 300 и 0,01D — для DN > 300.

10. Подготовка к измерениям

10.1. Перед началом измерений проверяют соответствие условий выполнения измерений требованиям раздела 8.

10.2. Основные и вспомогательные СИ, средства обработки результатов измерений, дополнительные и вспомогательные устройства подготавливают к работе в соответствии с эксплуатационной документацией на них.

Периодичность корректировки компонентного состава и плотности газа при стандартных условиях должна соответствовать периодичности отбора проб, рассчитанной согласно Приложению Б.

\pm 0,01pU\prime_{p} , (10.1)

Примечание. Значение абсолютного давления может быть принято условно-постоянной величиной только в случае применения метода T-пересчета при уровне точности измерений Д (см. таблицу 3).

Условно-постоянное значение атмосферного давления корректируют, если отклонение атмосферного давления от значения, принятого условно-постоянным, выходит за пределы

\pm 0,003pU\prime_{p} . (10.2)

10.4. В память средств обработки результатов измерений вводят необходимую информацию о параметрах и характеристиках СИ, ИТ, а также значения условно-постоянных величин в зависимости от метода пересчета (см. 6.3).

В случае применения метода T-пересчета значение абсолютного давления, принятого условно-постоянной величиной, рассчитывают по формуле

p_{\text{п}} = \frac{p_{max} + p_{min}}{2} , (10.3)

где p_{max} , p_{min} — максимальное и минимальное значения абсолютного давления газа в условиях эксплуатации узла измерений.

В случае применения метода T-пересчета и pT-пересчета в качестве условно-постоянного значения коэффициента сжимаемости газа принимают значение, рассчитанное при давлении p_{\text{п}} [см. формулу (10.3)] и среднем значении температуры на узле измерений. Для многокомпонентных газов при расчете коэффициента сжимаемости используют усредненный компонентный состав газа.

В случае применения метода pTZ-пересчета для многокомпонентных газов при отсутствии возможности ввода в реальном масштабе времени в память вычислителя компонентного состава газа его принимают условно-постоянным. При этом в качестве условно-постоянного компонентного состава газа принимают либо результаты предварительно выполненного анализа состава измеряемого газа, либо прогнозируемый (ожидаемый) его компонентный состав.

В случае применения метода \rho - \text{пересчета} для многокомпонентных газов при отсутствии возможности в реальном масштабе времени ввода в память вычислителя плотности газа при стандартных условиях или компонентного состава газа, необходимого для ее расчета, ее принимают условно-постоянной величиной. При этом в качестве условно-постоянного значения плотности газа при стандартных условиях принимают либо результаты предварительно выполненных измерений, либо прогнозируемое (ожидаемое) ее значение.

10.5. Для автоматической компенсации систематических составляющих погрешности основных СИ в память вычислителя могут быть введены поправочные коэффициенты, или кривая погрешности, или градуировочная характеристика СИ.

10.6. При подаче газа в ИТ для недопущения повреждения РСГ вследствие ударного динамического воздействия на него потока газа обеспечивают плавную подачу газа через РСГ в соответствии с эксплуатационной документацией.

10.7 Проверяют герметичность всех узлов, соединений.

11. Порядок измерений и обработка их результатов

11.1. В автоматическом режиме с помощью средства обработки результатов измерений проводят регистрацию и обработку показаний РСГ, СИ теплофизических характеристик и физико-химических параметров газа и вычисляют по соответствующим формулам раздела 6 объемный расход и объем газа, приведенные к стандартным условиям:

а) в случае применения метода T-пересчета выполняют регистрацию и обработку показаний РСГ и СИ температуры газа. Пересчитывают объемный расход и объем газа при рабочих условиях к стандартным условиям с применением соответствующих формул, приведенных в 6.3.2;

б) в случае применения метода pT-пересчета выполняют регистрацию и обработку показаний РСГ, СИ температуры и давления газа. Пересчитывают объемный расход и объем газа при рабочих условиях к стандартным условиям с применением соответствующих формул, приведенных в 6.3.3;

в) в случае применения метода pTZ-пересчета выполняют регистрацию и обработку показаний РСГ, СИ температуры и давления газа. Вычисляют коэффициент сжимаемости или факторы сжимаемости при рабочих и стандартных условиях. Пересчитывают объемный расход и объем газа при рабочих условиях к стандартным условиям с применением соответствующих формул, приведенных в 6.3.4;

г) в случае применения метода \rho - \text{пересчета} выполняют регистрацию и обработку показаний РСГ и СИ плотности при рабочих условиях. При необходимости корректировки показаний СИ плотности при рабочих условиях дополнительно регистрируют показания СИ параметров, предусмотренных в 9.2.5.2, и осуществляют корректировку показаний СИ плотности по формуле (9.7). Измеряют или рассчитывают плотность при стандартных условиях. Пересчитывают объемный расход и объем газа при рабочих условиях к стандартным условиям с применением соответствующих формул, приведенных в 6.3.5.

11.2. В соответствии с установленным регламентом (см. 10.3) в памяти средства обработки результатов измерений корректируют значения условно-постоянных величин.

Допускается не корректировать плотность газа при стандартных условиях и компонентный состав газа, если выполняется условие

| \frac{\rho_{\text{сп}} - \rho_{\text{с}}}{\rho_{\text{сп}}} |^{100 \leq 2exp \times}{_{(q)(q)}^{a + 0,25[ln\omega] - 0,072[ln\omega]^{2}}} , (11.1)

a = a_{0} + a_{1}ln(p) + a_{2}[ln(p)]^{2} , (11.2)

a_{i} = \sum_{j = 0}^{2} a_{ij}(\frac{T}{273,15})j , (11.3)

\omega_{q} = \frac{q_{max} - q_{min}}{q_{max} + q_{min}} \cdot 100 , (11.4)

где \rho_{\text{сп}} — значение плотности газа при стандартных условиях, принятое за условно-постоянную величину;

\rho_{\text{с}} — измеренное или рассчитанное значение плотности газа при стандартных условиях, соответствующее результатам анализа проб, отобранных за регламентируемый период времени между очередной и предыдущей корректировкой условно-постоянных величин;

q_{max} , q_{min} — наибольшее и наименьшее значения расхода в период времени между очередной и предыдущей корректировкой условно-постоянных величин.

Значения коэффициентов a_{ij} приведены в таблице 9.

11.3. Если корректировка условно-постоянных величин не была выполнена ввиду отсутствия технической возможности ее проведения, то необходимо провести перерасчет объема газа при стандартных условиях в соответствии с процедурой, изложенной в В.2 (Приложение В).

12.1 Проверка реализации методики измерений

12.1.1. Проверку реализаций МИ, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, осуществляют юридические лица или индивидуальные предприниматели, аккредитованные на право аттестации методик (методов) измерений, перед пуском узла измерений в эксплуатацию или после его реконструкции. Дополнительную проверку проводят по решению арбитражного суда в спорных случаях между поставщиком и потребителем газа.

В процессе эксплуатации владелец узла измерений обеспечивает контроль соблюдения и выполнения требований настоящего стандарта.

12.1.2 При проведении проверки реализации МИ устанавливают:

• наличие акта измерения внутреннего диаметра ИТ;
• наличие технических описаний и (или) руководств по эксплуатации СИ;

• соответствие монтажа СИ, вспомогательных и дополнительных устройств требованиям эксплуатационной документации и раздела 9;
• соблюдение требований к точности измерений.

12.1.3. Относительную расширенную неопределенность результата измерения объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям, по каждой реализации данной МИ устанавливают на основании расчетов в соответствии с разделом 13. Расчет проводит юридическое лицо или индивидуальный предприниматель, проводящие проверку реализации МИ, по аттестованной программе или ручным способом. Результаты расчета должны являться неотъемлемым приложением акта по Приложению Г и быть заверены подписью лица, проводившего расчеты.

12.2 Контроль точности результатов измерений

12.2.1. При измерениях, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, применяют основные СИ и средства обработки результатов измерений утвержденных типов, прошедшие поверку.

Основные СИ и средства обработки результатов измерений, не предназначенные для применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, должны подвергаться поверке или калибровке при вводе узла измерений в эксплуатацию и периодической калибровке в процессе эксплуатации.

Дополнительные СИ подлежат поверке или калибровке.

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

12.2.2. При измерениях с уровнем точности измерений А в период между поверками СИ расхода, давления и температуры рекомендуется осуществлять не реже одного раза в месяц сличение их показаний с показаниями контрольных СИ в целях оценки пригодности рабочих СИ к дальнейшей эксплуатации.

Относительная расширенная неопределенность результата измерений контрольным СИ должна быть не более относительной расширенной неопределенности результата измерений рабочим СИ. Рекомендуется использовать контрольные СИ, относительная расширенная неопределенность результата измерений которых не превышает 0,5 относительной расширенной неопределенности результата измерений рабочих СИ.

Сличение показаний контрольного и рабочего СИ выполняют при минимальном, среднем и максимальном значениях диапазона изменения измеряемого параметра. Если отсутствует возможность сличения показаний при указанных значениях параметра, то допускается выполнять сличение при текущем значении параметра.

Результат сличения показаний рабочих и контрольных СИ считают положительным, если для каждого значения параметра выполняется условие

, (12.1)

E_{j} = \frac{y_{j} - y_{\text{к}j}}{y_{\text{к}j}} 100 , (12.2)

где E_{j} — относительное отклонение показаний рабочего СИ от показаний контрольного СИ при j-м измерении, %;

m — число измерений;

U\prime_{y} — относительная расширенная неопределенность измерений величины y с помощью рабочего СИ, рассчитанная в соответствии с требованиями 13.1.5;

U_{y\text{к}} — относительная расширенная неопределенность измерений величины y с помощью контрольного СИ, рассчитанная в соответствии с требованиями 13.1.5;

k — коэффициент Стьюдента для доверительной вероятности 95% и числа степеней свободы \nu = m - 1 ;

y_{j} , y_{\text{к}j} — показания рабочего и контрольного СИ при j-м измерении соответственно.

Значения коэффициента Стьюдента для доверительной вероятности 95% в зависимости от числа степеней свободы \nu приведены в таблице 10.

Таблица 10

12.2.3 В процессе эксплуатации узла измерений контролируют:

• корректность конфигурирования вычислительного устройства.

Указанный перечень конкретизируют в зависимости от применяемых основных и дополнительных СИ и условий их применения.

12.2.4. Контроль технического состояния турбинных и ротационных РСГ, УПП и струевыпрямителя по результатам измерений потери давления на них выполняют периодически с интервалом, установленным согласно графику работ по техническому обслуживанию узла измерений, но не реже одного раза в месяц.

Если перепад давления на РСГ в процессе его эксплуатации не превышает контрольного значения потерь давления более чем на 20%, то РСГ работоспособен.

Если перепад давления на РСГ превышает контрольное значение потерь давления более чем на 20%, но не превышает контрольного значения более чем на 50%, то необходимо обратить на этот РСГ особое внимание, так как возможно, что скоро РСГ будет нуждаться в обслуживании или ремонте.

Если перепад давления на РСГ превышает контрольное значение потерь давления более чем на 50%, но не превышает контрольного значения более чем на 80%, то необходимо провести анализ предыдущих проверок перепада давления на этом РСГ или изучить данные архива. Если при предыдущих проверках или в последних записях архива измеренное значение перепада не находилось вблизи допустимого значения, то, возможно, это временное загрязнение полости РСГ, которое может вскоре самоустраниться. В этом случае необходимо провести дополнительный контроль перепада давления на РСГ через небольшой промежуток времени (один — три дня). Если перепад давления на РСГ не уменьшился, то принимают решение о необходимости проведения технического обслуживания или ремонта РСГ; если перепад на РСГ вернулся в границы допускаемых значений, то РСГ считают работоспособным.

Если перепад давления на РСГ превышает контрольное значение потерь давления более чем на 80%, то РСГ подлежит ремонту.

Если перепад давления на УПП или струевыпрямителе превышает контрольное значение более чем на 10%, необходимо провести его очистку.

Для контроля в процессе эксплуатации целостности фильтрующего элемента УОГ и степени его засорения применяют стационарно установленные индикаторы или СИ перепада давления. Перепад давления на фильтре не должен превышать допускаемого значения, указанного в его паспорте.

Контрольное значение потерь давления \Delta\omega для текущих условий измерений расхода и объема газа рассчитывают по формулам:

• при известном значении коэффициента гидравлического сопротивления

\Delta\omega = \xi \frac{8}{\pi^{2}} \frac{\rho q_{v}^{2}}{(10^{- 3}DN)^{4}} ; (12.5)

• при известном значении потери давления \Delta\omega_{\text{тд}} , приведенного в эксплуатационной документации для известных значений давления p_{\text{тд}} , плотности газа при стандартных условиях \rho_{\text{стд}} и расхода газа, равного q_{v} :

\Delta\omega = \Delta\omega_{\text{тд}}(\frac{\rho_{\text{с}}p}{\rho_{\text{стд}}p_{\text{тд}}}) . (12.6)

Рекомендуется на начальном этапе эксплуатации РСГ определить действительный коэффициент гидравлического сопротивления по формуле

\xi = \frac{(10^{- 3}DN)^{4}\pi^{2}\Delta\omega}{8\rho q_{v}^{2}} , (12.7)

где \Delta\omega , \rho , q_{v} — значения потерь давления, плотности газа и расхода газа при наиболее характерных режимах работы РСГ, УПП или струевыпрямителей в процессе их эксплуатации.

13. Оценка неопределенности результата измерений

13.1 Общие положения

13.1.1. Оценку относительной расширенной неопределенности результатов измерений проводят в целях подтверждения соблюдения требований к точности измерений.

Относительная расширенная неопределенность измерений расхода и объема газа при любых сочетаниях измеряемых параметров потока и среды не должна превышать относительную расширенную неопределенность измерений, установленную в разделе 5, для соответствующего уровня точности измерений.

13.1.2. В данном разделе приведена методика оценки относительной суммарной стандартной и относительной расширенной неопределенностей результатов измерений на основе [3] и [11].

13.1.3. Относительную расширенную неопределенность (при коэффициенте охвата 2) результата измерений величины y рассчитывают по формуле

13.1.5 Относительную стандартную неопределенность измерений величины y рассчитывают по формуле

J_{y_{i}} — коэффициент чувствительности величины y к изменению значения i-й измеряемой величины.

Примечание. При известной абсолютной погрешности \Delta y или относительной погрешности \delta y , приписываемой функциональной зависимости, неопределенность u\prime_{y_{f}} рассчитывают по формуле

Относительный коэффициент чувствительности рассчитывают по формуле

J_{y_{i}} = f_{y}\prime_{i} \frac{y_{i}}{y} , (13.9)

где f_{y}\prime_{i} — частная производная функции f по y_{i} .

Если неизвестна математическая взаимосвязь величины y с величиной y_{i} или дифференцирование функции f затруднено, значение частной производной f_{y}\prime_{i} рассчитывают по формуле

f_{y}\prime_{i} = \frac{f(y_{i} + \Delta y_{i}) - f(y_{i})}{\Delta y_{i}} . (13.10)

Значение приращения аргумента \Delta y_{i} рекомендуется выбирать не более абсолютной неопределенности измерений величины y_{i} .

13.2 Формулы расчета относительной суммарной стандартной неопределенности измерений расхода газа

13.2.1. Относительную суммарную стандартную неопределенность измерений объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям, рассчитывают по формулам:

• при применении метода \rho - \text{пересчета}

u_{q}\prime_{\text{с}} = (u_{q}\prime_{v}^{2} + u_{\text{в}}\prime^{2} + u_{\rho}\prime_{\text{с}}^{2} + u_{\rho}\prime^{2})^{0,5} ; (13.11)

• при применении методов T-пересчета, pT-пересчета и pTZ-пересчета

u_{q}\prime_{\text{с}} = [u_{q}\prime_{v}^{2} + u_{\text{в}}\prime^{2} + (1 - J_{K_{p}})^{2}u\prime_{p}^{2} + (1 + J_{K_{T}})^{2}u_{T}\prime^{2} + \tilde{u}_{K}\prime^{2}]^{0,5} (13.12)

или u_{q}\prime_{\text{с}} = [u_{q}\prime_{v}^{2} + u_{\text{в}}\prime^{2} + (1 - J_{Z_{p}})^{2}u\prime_{p}^{2} + (1 + J_{Z_{T}})^{2}u_{T}\prime^{2} + \tilde{u}_{Z}\prime_{Z_{\text{с}}}^{2}]^{0,5} , (13.13)

где \tilde{u}_{K}\prime — относительная стандартная неопределенность определения коэффициента сжимаемости газа без учета неопределенности измерений давления и температуры;

\tilde{u}_{Z}\prime_{Z_{\text{с}}} — относительная стандартная неопределенность определения отношения фактора сжимаемости газа при рабочих условиях к фактору сжимаемости газа при стандартных условиях без учета неопределенности измерений давления и температуры.

13.2.2. В случае применения ИВК, у которого МХ нормированы с учетом МХ СИ давления и температуры, и неопределенности расчета коэффициента сжимаемости (факторов сжимаемости), относительную суммарную стандартную неопределенность измерений объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям, определяют по формуле

u_{q}\prime_{\text{с}} = (u_{q}\prime_{v}^{2} + u_{\text{и}}\prime_{\text{вк}}^{2})^{0,5} . (13.14)

13.2.3. В случае применения ИВК, у которого МХ нормированы без учета неопределенности расчета коэффициента сжимаемости (факторов сжимаемости), но с учетом МХ СИ давления и температуры, относительную суммарную стандартную неопределенность измерений объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям, определяют по формулам:

u_{q}\prime_{\text{с}} = (u_{q}\prime_{v}^{2} + u_{\text{и}}\prime_{\text{вк}}^{2} - 2J_{K_{p}}u\prime_{p}^{2} + 2J_{K_{T}}u_{T}\prime^{2} + u_{K}\prime^{2})^{0,5} (13.15)

или u_{q}\prime_{\text{с}} = (u_{q}\prime_{v}^{2} + u_{\text{и}}\prime_{\text{вк}}^{2} - 2J_{Z_{p}}u\prime_{p}^{2} + 2J_{Z_{T}}u_{T}\prime^{2} + u_{Z}\prime_{Z_{\text{с}}}^{2})^{0,5} , (13.16)

где u_{Z}\prime_{Z_{c}} — относительная стандартная неопределенность определения отношения фактора сжимаемости газа при рабочих условиях к фактору сжимаемости газа при стандартных условиях.

13.3 Составляющие неопределенности измерений расхода газа

13.3.1. Относительную стандартную неопределенность измерений объемного расхода газа при рабочих условиях рассчитывают по формуле

u_{q}\prime_{v} = [u_{\text{р}}\prime_{\text{сг}}^{2} + u_{\text{п}}\prime_{\text{р}}^{2}]^{0,5} , (13.17)

где u_{\text{р}}\prime_{\text{сг}} — относительная стандартная неопределенность измерений расхода газа при рабочих условиях с помощью РСГ;

u_{\text{п}}\prime_{\text{р}} — относительная стандартная неопределенность преобразования выходного сигнала РСГ.

13.3.2 Относительную стандартную неопределенность измерений абсолютного давления газа рассчитывают по формулам:

• при применении преобразователей абсолютного давления

• при применении преобразователей избыточного давления

• при принятии атмосферного давления условно-постоянной величиной

u\prime_{p} = [(\frac{p_{\text{и}}}{p})2 \sum_{i = 1}^{l} [u\prime_{p_{\text{и}i}}]^{2} + \frac{1}{6} (\frac{p_{\text{а}}}{p})2(\frac{p_{\text{а}max} - p_{\text{а}min}}{p_{\text{а}max} + p_{\text{а}min}} 100)^{2}]^{0,5} , (13.20)

где u\prime_{p_{i}} — составляющая относительной стандартной неопределенности измерений абсолютного давления газа, вносимая i-м компонентом, входящим в состав измерительной цепи с учетом дополнительных составляющих неопределенности [см. формулу (13.6)], вызванных внешними влияющими величинами;

u\prime_{p_{\text{и}i}} — составляющая относительной стандартной неопределенности измерения избыточного давления газа, вносимая i-м компонентом, входящим в состав измерительной цепи с учетом дополнительных составляющих неопределенности [см. формулу (13.6)], вызванных внешними влияющими величинами;

l — число последовательно соединенных компонентов измерительной цепи, используемых для измерения давления.

Если абсолютное давление газа принято условно-постоянной величиной, то значение u\prime_{p} рассчитывают по формуле

u\prime_{p} = \frac{100}{\sqrt{6}} (\frac{p_{max} - p_{min}}{p_{max} + p_{min}}) . (13.21)

13.3.3 Относительную стандартную неопределенность результата измерений температуры газа рассчитывают по формуле

где l — число последовательно соединенных компонентов измерительной цепи, используемых для измерения температуры;

u_{y_{i}} — составляющая стандартная неопределенность измерения температуры, вносимая i-м компонентом, входящим в состав измерительной цепи с учетом дополнительных составляющих неопределенности [см. формулу (13.6)], вызванных внешними влияющими величинами.

13.3.4. Относительную стандартную неопределенность измерений плотности газа при стандартных условиях рассчитывают по формуле

При иных вариантах нормирования МХ плотномера неопределенность u_{\rho}\prime_{\text{с}} рассчитывают согласно формулам, приведенным в 13.1.4.

Если для измерения плотности газа при стандартных условиях применяют последовательно соединенные ИП, каждый из которых вносит известную неопределенность u_{\rho}\prime_{{}_{\text{с}}i} в результат измерения, то неопределенность u_{\rho}\prime_{\text{с}} рассчитывают по формуле

где l — число ИП в измерительной цепи.

При условии расчета \rho_{\text{с}} методом косвенных измерений неопределенность u_{\rho}\prime_{\text{с}} определяют в соответствии с требованиями нормативных документов, регламентирующих применяемый метод расчета.

Если плотность газа при стандартных условиях принята условно-постоянной величиной, то значение u_{\rho}\prime_{\text{с}} рассчитывают по формуле

13.3.5. Если плотность газа при рабочих условиях измеряют с помощью плотномера, то относительную стандартную неопределенность u_{\rho}\prime рассчитывают по формуле

где \Delta\rho — абсолютная погрешность плотномера.

При иных вариантах нормирования МХ плотномера неопределенность u_{\rho}\prime рассчитывают согласно формулам, приведенным в 13.1.4.

Если для измерения плотности газа при рабочих условиях применяют последовательно соединенные ИП, каждый из которых вносит известную неопределенность u_{\rho}\prime_{i} в результат измерения, то неопределенность u_{\rho}\prime рассчитывают по формуле

u_{\rho}\prime = (\sum_{i = 1}^{l} u_{\rho}\prime_{i}^{2})^{0,5} , (13.27)

13.3.6 Относительную стандартную неопределенность коэффициента сжимаемости газа рассчитывают по формулам:

• для однокомпонентного газа

• для многокомпонентного газа при расчете коэффициента сжимаемости по давлению, температуре и компонентному составу газа

u_{K}\prime = (u_{K}\prime_{f}^{2} + J_{K_{T}}^{2}u_{T}\prime^{2} + J_{K_{p}}^{2}u\prime_{p}^{2} + \sum_{i = 1}^{N} [J_{K_{xi}}u\prime_{x_{i}}])^{0,5} ; (13.29)

• для многокомпонентного газа при расчете коэффициента сжимаемости по давлению, температуре, плотности газа при стандартных условиях, содержанию диоксида углерода и азота

где u_{K}\prime_{f} — относительная стандартная неопределенность, приписанная уравнению, применяемому для расчета коэффициента сжимаемости газа;

Если коэффициент сжимаемости газа принят условно-постоянной величиной, то значение u_{K}\prime рассчитывают по формуле

u_{K}\prime = \frac{100}{\sqrt{6}} (\frac{K_{max} - K_{min}}{K_{max} + K_{min}}) . (13.31)

Относительную стандартную неопределенность определения коэффициента сжимаемости газа без учета неопределенности измерений давления и температуры \tilde{u}_{K}\prime рассчитывают по формулам (13.28), (13.29) и (13.30). При этом значения членов J_{K_{T}}^{2}u_{T}\prime^{2} и J_{K_{p}}^{2}u\prime_{p}^{2} принимают равными нулю.

• для однокомпонентного газа

• для многокомпонентного газа при расчете фактора сжимаемости по давлению, температуре и компонентному составу газа

• для многокомпонентного газа при расчете фактора сжимаемости по давлению, температуре, плотности газа при стандартных условиях, содержании диоксида углерода и азота

где u_{Z}\prime_{f} — относительная стандартная неопределенность, приписанная уравнению, применяемому для расчета фактора сжимаемости газа при рабочих условиях;

u_{Z}\prime_{{}_{c}f} — относительная стандартная неопределенность, приписанная уравнению, применяемому для расчета фактора сжимаемости при стандартных условиях;

Относительную стандартную неопределенность определения отношения фактора сжимаемости газа при рабочих условиях к фактору сжимаемости газа при стандартных условиях без учета неопределенности измерений давления и температуры \tilde{u}_{Z}\prime_{Z_{c}} рассчитывают по формулам (13.32), (13.33) и (13.34). При этом значения членов J_{Z_{T}}^{2}u_{T}\prime^{2} и J_{Z_{p}}^{2}u\prime_{p}^{2} принимают равными нулю.

Если молярная доля i-го компонента газа принята условно-постоянной величиной, то значение u\prime_{x_{i}} рассчитывают по формуле

u\prime_{x_{i}} = \frac{100}{\sqrt{6}} (\frac{x_{imax} - x_{imin}}{x_{imax} + x_{imin}}) . (13.35)

13.4 Оценивание неопределенности результатов определения объема газа

Список составляющих суммарной неопределенности определения объема газа, приведенного к стандартным условиям, включает составляющие неопределенности определения объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям (см. 13.2 и 13.3), и ряд дополнительных составляющих, обусловленных интегрированием функции расхода по времени:

• относительную стандартную неопределенность результата определения интервала времени u_{\tau}\prime , в течение которого рассчитывают объем газа;

Примечание. Если относительная стандартная неопределенность u_{\tau}\prime не превышает 0,01%, то допускается ее не учитывать при расчете суммарной неопределенности определения объема газа, приведенного к стандартным условиям.

Относительную стандартную неопределенность u_{\text{Д}}\prime_{y} для каждой измеряемой величины рассчитывают по формуле

u_{\text{Д}}\prime_{y} = \frac{100}{y} (\frac{\Delta\tau}{\tau_{\text{к}} - \tau_{\text{н}}})0,5[(\frac{\Delta\tau}{\tau_{\text{к}} - \tau_{\text{н}}}) \sum_{i = 1}^{n} (y_{i} - \overline{y})^{2} - (\frac{\Delta\tau}{\tau_{\text{к}} - \tau_{\text{н}} - \Delta\tau}) \sum_{i = 1}^{n - 1} (y_{i} - \overline{y})(y_{i + 1} - \overline{y})]^{0,5} , (13.36)

где y_{i} — значение величины y в i-й точке на интервале (\tau_{\text{к}} - \tau_{\text{н}}) с шагом дискретизации \Delta\tau ;

Неопределенность u_{\text{Д}}\prime_{y} геометрически суммируют с относительной стандартной неопределенностью результата измерения параметра, рассчитанной в соответствии с 13.3.1 - 13.3.5.

Неопределенность u_{\text{Д}}\prime_{y} может быть оценена после измерений, поэтому ее учет возможен только в реальных условиях эксплуатации. Если интервал дискретизации \Delta\tau не более 1 с, то значение u_{\text{Д}}\prime_{y} допускается принимать равным нулю.

Приложение А (справочное)

РЕКОМЕНДУЕМЫЕ ОБЛАСТИ ПРИМЕНЕНИЯ СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЙ ОБЪЕМА И РАСХОДА ГАЗА И ПРОЦЕДУРА ВЫБОРА ИХ ТИПОРАЗМЕРА

Рекомендуемые области применения РСГ приведены в таблице А.1.

Таблица А.1

а) рассчитывают максимальный и минимальный объемный расходы газа при рабочих условиях по формулам:

q_{vmin} = q_{\text{с}min} \frac{T_{m}\prime\prime_{in}p_{\text{с}}}{T_{\text{с}}p_{m}\prime\prime_{ax}} , (А.2)

где p_{\text{с}} , T_{\text{с}} — стандартные давление и температура газа;

p_{m}\prime_{in} , T_{m}\prime_{ax} — минимальное давление и максимальная температура газа, соответствующие максимальному потреблению газа;

p_{m}\prime\prime_{ax} , T_{m}\prime\prime_{in} — максимальное давление и минимальная температура газа, соответствующие минимальному потреблению газа;

q_{\text{с}max} , q_{\text{с}min} — максимальный и минимальный объемный расходы газа, приведенные к стандартным условиям;

б) если имеются типоразмеры РСГ с верхним пределом измерений, превышающим максимальный расход газа, то выбирают РСГ, у которого верхний предел измерений является ближайшим большим к значению q_{vmax} .

Определяют минимальный объемный расход газа при рабочих условиях q_{vmin}^{*} , который может быть измерен с помощью выбранного РСГ с относительной расширенной неопределенностью, не превышающей значения, приведенного в таблице 6 для соответствующего уровня точности измерений.

q_{vmin}^{*} \leq q_{vmin} . (А.3)

Если условие (А.3) выполняется, то достаточно выбранного РСГ, в противном случае узел измерений требуется оснастить несколькими РСГ.

Если для оснащения узла измерений достаточно двух РСГ, то рекомендуется выбрать РСГ разного типоразмера.

Например, требуется измерение расхода газа, изменяющегося в пределах от 110 до 6500 м3/ч с относительной расширенной неопределенностью, не превышающей 1%. Для измерения расхода газа в данном диапазоне могут быть использованы два турбинных РСГ с пределами относительной погрешности +/- 1% в области от 0,1q_{v\text{в}} до q_{v\text{в}} со следующими техническими характеристиками:

первого РСГ — DN 300, q_{v\text{в}} = 6500\text{м}^{3}\text{ч} , q_{vt} = 650\text{м}^{3}\text{ч} , q_{v\text{н}} = 320\text{м}^{3}\text{ч} ;

второго РСГ — DN 150, q_{v\text{в}} = 1000\text{м}^{3}\text{ч} , q_{vt} = 100\text{м}^{3}\text{ч} , q_{v\text{н}} = 50\text{м}^{3}\text{ч} .

N = \frac{q_{vmax}}{0,8q_{v\text{в}}} , (А.4)

где q_{v\text{в}} — верхний предел измерений типоразмера РСГ, у которого нижний предел измерений является ближайшим меньшим к значению q_{vmin} ;

в) если отсутствует типоразмер РСГ с верхним пределом измерений, превышающим максимальный расход газа, или применение больших типоразмеров РСГ нецелесообразно, выбирают РСГ одинакового типоразмера, число которых рассчитывают путем округления в большую сторону величины, рассчитанной по формуле (А.4).

Примечание. Если для измерений расхода в диапазоне его изменений пригодны различные типоразмеры РСГ и при этом достаточно одного РСГ, то рекомендуется выбирать РСГ с наименьшим DN.

Приложение Б (справочное)

РАСЧЕТ ЧИСЛА ПРОБ

В процессе измерений расхода и объема многокомпонентного газа его состав может изменяться, что приводит к изменениям его плотности при стандартных условиях и фактора сжимаемости.

Неопределенности измерений (расчета) плотности газа при стандартных условиях и его фактора сжимаемости, обусловленные изменением состава газа, зависят от частоты отбора проб.

Под требуемой частотой отбора проб следует понимать число проб, которое необходимо отобрать за определенный период времени для получения результатов расчета или измерений плотности газа при стандартных условиях и фактора сжимаемости с неопределенностью, не превышающей заданных пределов.

Необходимое число проб n за отчетный период времени при доверительной вероятности 0,95 определяют по формуле

n = 1 + exp\{ \frac{CZ}{2B} + \sqrt{[(\frac{CZ}{2B})^{2} + \frac{(Z - A)}{B}]} \} , (Б.1)

где A = -8,04445;

B = 2,50960;

C = 2,82837;

Z = 2ln(S\Delta_{y}) ,

\Delta_{y} — требуемая абсолютная погрешность измерений значений параметра газа y;

S — среднее квадратическое отклонение (СКО).

Среднее квадратическое отклонение (СКО) S рассчитывают по формуле

S = \sqrt{\frac{\sum_{i = 1}^{m} y_{i}^{2} - \frac{1}{m} (\sum_{i = 1}^{m} y_{i})^{2}}{m - 1}} , (Б.2)

где m — начальное число проб (m >= 4), необходимое для определения СКО;

y_{i} — плотность газа при стандартных условиях или фактор сжимаемости газа i-й пробы.

Полученное значение округляют до ближайшего целого числа.

Периодичность отбора проб за отчетный период рассчитывают по формуле

\Delta\tau_{\text{о}.\text{п}} = \tau_{\text{о}.\text{п}}n , (Б.3)

где \tau_{\text{о}.\text{п}} — длительность отчетного периода, ч.

Приложение В (справочное)

ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ СВЕДЕНИЯ

В.1. Предельные допускаемые относительные отклонения плотности газа при стандартных условиях от значений, принятых за условно-постоянную величину

Предельные допускаемые относительные отклонения плотности газа при стандартных условиях от значений, принятых за условно-постоянную величину, в зависимости от давления, температуры и колебаний расхода приведены в таблице В.1.

Таблица В.1

Некоторые значения предельных допускаемых относительных отклонений плотности газа при стандартных условиях от среднего значения, рассчитанные по правой части условия (В.2), приведены в таблице В.3.

                  от "____" _________________ г.

             (ненужное зачеркнуть)<br>

6. Метод приведения расхода и объема газа к стандартным условиям __________

7.4 Перечень нарушений и сроки их устранения _____________________________

                 Заполняется при наличии нарушений

8. Выводы _________________________________________________________________

Руководитель метрологической службы или аккредитованного

юридического лица              ________________     ______________________
                                   подпись            инициалы, фамилия

                               М.П.

БИБЛИОГРАФИЯ