ГОСТ Р 8.741-2019. Национальный стандарт Российской Федерации. Государственная система обеспечения единства измерений. Объем природного газа. Общие требования к методикам измерений

(утв. и введен в действие Приказом Росстандарта от 12.09.2019 № 678-ст)

ИСТОРИЯ ИЗМЕНЕНИЙ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИХ АКТОВ

flowchart LR
  n0["ГОСТ Р 8.741-2011"]:::rst
  click n0 "https://bukva.ai/docs/gost-r-8-741-2011" "ГОСТ Р 8.741-2011. Национальный стандарт Российской Федерации. Государственная система обеспечения единства измерений. Объем природного газа. Общие требования к методикам измерений"
  n1["ГОСТ Р 8.741-2019"]:::doc
  click n1 "https://bukva.ai/docs/gost-r-8-741-2019" "ГОСТ Р 8.741-2019. Национальный стандарт Российской Федерации. Государственная система обеспечения единства измерений. Объем природного газа. Общие требования к методикам измерений"
  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;

Утвержден и введен в действие Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 12 сентября 2019 г. № 678-ст

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

ОБЪЕМ ПРИРОДНОГО ГАЗА

ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К МЕТОДИКАМ ИЗМЕРЕНИЙ

State system for ensuring the uniformity of measurements. Volume of natural gas. The general requirements to procedure of measurements

ГОСТ Р 8.741-2019

Группа Т86.3

ОКС 17.020

Дата введения 1 ноября 2019 года

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью «Центр метрологии „СТП“ (ООО „ЦМ „СТП“)»

2 ВНЕСЕН Управлением метрологии Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии, Техническим комитетом по стандартизации ТК 024 «Метрологическое обеспечение добычи и учета углеводородов»

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 12 сентября 2019 г. № 678-ст

4 ВЗАМЕН ГОСТ Р 8.741-2011

Правила применения настоящего стандарта установлены в статье 26 Федерального закона от 29 июня 2015 г. № 162-ФЗ «О стандартизации в Российской Федерации». Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе «Национальные стандарты», а официальный текст изменений и поправок — в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске ежемесячного информационного указателя «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 (www.gost.ru)

1 Область применения

Настоящий стандарт распространяется на методики измерений объема природного газа (далее — газа), соответствующего по качеству национальному стандарту, региональному стандарту, международному стандарту, а в случае отсутствия указанных стандартов — стандарту организации, и устанавливает общие требования к методикам измерений объема газа, приведенного к стандартным условиям.

Настоящий стандарт применяют при разработке и применении методик измерений объема газа, приведенного к стандартным условиям, при добыче, переработке, транспортировке, хранении, распределении и потреблении газа.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ ₈.586.5 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 5. Методика выполнения измерений

ГОСТ 12.0.004 Система стандартов безопасности труда. Организация обучения безопасности труда. Общие положения

ГОСТ 15528 Средства измерений расхода, объема или массы протекающих жидкости и газа. Термины и определения

ГОСТ 30319.2 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Вычисление физических свойств на основе данных о плотности при стандартных условиях и содержании азота и диоксида углерода

ГОСТ 30319.3 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Вычисление физических свойств на основе данных о компонентном составе

ГОСТ 31369 (ИСО 6976:1995) Газ природный. Вычисление теплоты сгорания, плотности, относительной плотности и числа Воббе на основе компонентного состава

ГОСТ 31370 (ИСО 10715:1997) Газ природный. Руководство по отбору проб

ГОСТ 31371.1 (ИСО 6974-1:2000) Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 1. Руководство по проведению анализа

ГОСТ 31371.2 (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 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 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 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 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 Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 7. Методика выполнения измерений молярной доли компонентов

ГОСТ 34100.3/ISO/IEC Guide 98-3:2008 Неопределенность измерения. Часть 3. Руководство по выражению неопределенности измерения

ГОСТ Р 8.563 Государственная система обеспечения единства измерений. Методики (методы) измерений

ГОСТ Р 8.662 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 Р 8.899 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Аттестация методики измерений

ГОСТ Р 53762 Газы горючие природные. Определение температуры точки росы по углеводородам

ГОСТ Р 53763 Газы горючие природные. Определение температуры точки росы по воде

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 ежегодному информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты» за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ 15528, ГОСТ 31369 и [1], а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 измерительный комплекс (система измерений расхода и количества, узел измерений): Совокупность измерительных трубопроводов, преобразователей расхода или объема, в том числе сужающих устройств, средств измерений, параметров газа и потока, вычислительных устройств, соединительных трубок (линий) и других вспомогательных и дополнительных устройств (фильтры, сепараторы, пробоотборники, запорная арматура, устройства подготовки потока, струевыпрямители, блоки питания, барьеры искрозащиты и т.п.), применяемых при измерении объема газа, приведенного к стандартным условиям.

3.2 реконструкция измерительного комплекса: Изменение количественных и/или качественных параметров измерительного комплекса, оказывающее влияние на результаты и/или показатели точности измерений объема газа, приведенного к стандартным условиям.

3.3 рабочие условия: Давление и температура газа, при которых выполняют измерение его объема.

3.4 стандартные условия: Условия, к которым приводят измеренный при рабочих условиях объем газа, характеризуемые абсолютным давлением газа, равным 101325 Па, и температурой газа, равной 20 °C (293,15 К).

3.5 условно-постоянный параметр: Параметр состояния газа или характеристика какой-либо части измерительного комплекса, значение которого (которой) при измерениях объема газа, приведенного к стандартным условиям, принимают в качестве постоянной величины на определенный интервал времени (например, час, сутки, месяц, год и т.п.).

Примечание - Условно-постоянной величиной обычно принимается плотность газа при стандартных условиях, компонентный состав газа и т.п.

4 Обозначения и сокращения

4.1 Условные обозначения

Условные обозначения величин приведены в таблице 1.

Таблица 1

Условные обозначения величин

4.2 Сокращения

В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

СИ — средство измерений;

СУ — сужающее устройство;

ИК — измерительный комплекс.

5 Общие положения

5.1 Методики измерений объема газа, приведенного к стандартным условиям, излагают в виде отдельного документа либо в разделе или части документа в соответствии с ГОСТ Р 8.563 и [2].

5.2 Документы, содержащие описание методик измерений объема газа, разрабатывают по ГОСТ Р 8.563, ГОСТ Р 8.899, [2], [3] и настоящему стандарту.

5.3 Методики измерений объема газа подлежат аттестации в соответствии с [2].

5.4 В документы, содержащие описание методик измерений, допускается включать требования к процедуре проверки реализации методики измерений. Данную процедуру осуществляют юридические лица или индивидуальные предприниматели, аккредитованные в национальной системе аккредитации на право аттестации методик (методов) измерений параметров потока, расхода и объема веществ, при вводе в эксплуатацию ИК или иных законных основаниях. По результатам проверки составляют акт с расчетом неопределенности или погрешности измерений объема газа. Рекомендуемая форма акта приведена в приложении А.

5.5 В случае реконструкции ИК проводится повторная (новая) аттестация методики измерений или повторная процедура проверки реализации методики измерений.

5.6 Объем газа, приведенный к стандартным условиям, выражают в кубических метрах [4].

6 Методы измерений

6.1 Для измерений объема газа, приведенного к стандартным условиям, применяют следующие косвенные методы:

• переменного перепада давления (с применением стандартных СУ или осредняющих напорных трубок);
• измерений объема газа с помощью СИ объема (объемного расхода) при рабочих условиях с последующим определением объема газа, приведенного к стандартным условиям;
• измерений массы газа с помощью СИ массы (массового расхода) с последующим определением объема газа, приведенного к стандартным условиям.

6.2 Определение объема газа, приведенного к стандартным условиям, выполняют при применении:

• метода переменного перепада давления с помощью стандартных СУ по формулам ГОСТ 8.586.5; с помощью осредняющих напорных трубок по формулам [5];
• СИ объема газа при рабочих условиях по формуле

V_{c} = V \frac{\rho}{\rho_{c}} , (1)

или

V_{c} = V \frac{pT_{c}Z_{c}}{p_{c}TZ} ; (2)

• СИ массы газа по формуле

V_{c} = \frac{M}{\rho_{c}} . (3)

7 Требования к методикам измерений

7.1 Требования к показателям точности измерений

7.1.1 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема газа, приведенного к стандартным условиям, при значениях объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям, составляют:

10^{5}\text{м}^{3}/\text{ч} и более ............................................ +/- 1,5%;

от 2 \cdot 10^{4} до 10^{5}\text{м}^{3}/\text{ч} ........................................ +/- 2,0%;

от 10^{3} до 2 \cdot 10^{4}\text{м}^{3}/\text{ч} ........................................ +/- 2,5%;

от 150 до 10^{3}\text{м}^{3}/\text{ч} .......................................... +/- 3,0%;

менее 150\text{м}^{3}/\text{ч} .............................................. +/- 4,0%.

7.2 Средства измерений, вспомогательные и дополнительные устройства

7.2.1 СИ, вспомогательные и дополнительные устройства (в том числе вычислительные устройства) выбирают, исходя из принятого метода измерений, условий эксплуатации СИ и технико-экономической целесообразности, включая затраты на метрологическое обслуживание СИ, при условии выполнения требований к методикам измерений, в том числе показателей точности измерений, указанным в 7.1.

В общем случае состав СИ, применяемый при измерениях объема газа, приведен в [6].

7.2.2 Монтаж СИ, вспомогательных и дополнительных устройств проводят в соответствии с требованиями эксплуатационной документации на них.

7.2.3 В тех случаях, когда согласно эксплуатационной и нормативной документации необходимо сформировать структуру потока, применяют струевыпрямители или другие устройства подготовки потока.

7.2.4 В документе, содержащем описание методики измерений объема газа, приводят перечень СИ, их обозначения, типы, номера в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, нормированные метрологические характеристики (класс точности, пределы допускаемой погрешности, диапазон измерений и др.).

7.2.5 Абсолютное давление газа определяют:

• методом прямых измерений;
• косвенным методом по результатам измерений избыточного и атмосферного давления газа по формуле

p = pи + pа. (4)

7.2.6 Термодинамическую температуру газа определяют по формуле

T = 273,15 + t. (5)

7.2.7 Плотность газа при рабочих условиях измеряют или определяют расчетными методами по известному компонентному составу, температуре и давлению, например по ГОСТ 30319.2, ГОСТ 30319.3 или ГОСТ Р 8.662.

7.2.8 Коэффициент сжимаемости при рабочих условиях определяют расчетными методами по известному компонентному составу, температуре и давлению, например по ГОСТ 30319.2, ГОСТ 30319.3 или ГОСТ Р 8.662.

7.2.9 Плотность газа при стандартных условиях измеряют или определяют расчетными методами по известному компонентному составу, например по ГОСТ 31369. Коэффициент сжимаемости газа при стандартных условиях определяют расчетными методами по известному компонентному составу, например по ГОСТ 31369.

7.2.10 Компонентный состав газа определяют хроматографическим методом по ГОСТ 31371.1 - ГОСТ 31371.7.

7.2.11 Отбор проб газа проводят по ГОСТ 31370.

7.3 Квалификация операторов и требования безопасности

7.3.1 К выполнению измерений и обработке их результатов допускаются лица, изучившие эксплуатационную документацию на СИ, вспомогательные и дополнительные устройства, прошедшие инструктаж по технике безопасности и имеющие опыт эксплуатации измерительной техники.

Лица, привлекаемые к измерениям, должны:

• пройти обучение и инструктаж по технике безопасности в соответствии с ГОСТ 12.0.004;
• соблюдать правила техники безопасности и пожарной безопасности, установленные для объекта, на котором проводят измерения;
• не реже одного раза в месяц осматривать СИ, вспомогательные и дополнительные устройства на целостность оболочек, наличие крепежных элементов, пломб, предупредительных надписей и др.

7.3.2 СИ, вспомогательные и дополнительные устройства, применяемые при выполнении измерений, должны соответствовать требованиям по безопасности их применения [7] и [8].

7.4 Требования к условиям измерений

7.4.1 В документе, содержащем описание методики измерений объема газа, приведенного к стандартным условиям, должны быть приведены номинальные значения и/или диапазоны значений параметров потока и газа, влияющих на погрешность измерений объема газа, например:

• объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям;
• объемный расход газа при рабочих условиях;
• массовый расход газа;
• давление (абсолютное или избыточное и атмосферное) газа;
• температура газа;
• компонентный состав газа и др.

7.4.2 Условия эксплуатации СИ должны соответствовать требованиям, установленным в эксплуатационной документации на эти СИ.

7.4.3 Диапазоны измерений применяемых СИ должны соответствовать диапазонам изменений контролируемых параметров. Максимальные и минимальные значения измеряемых параметров газа и потока должны перекрываться диапазонами измерений СИ.

7.4.4 В документе, содержащем описание методики измерений, приводят перечень условно-постоянных параметров, их диапазоны изменений, периодичность контроля.

7.4.5 Температуры точек росы по воде и углеводородам должны быть менее температуры газа, с учетом погрешности измерений температуры газа и погрешности определения температуры точки росы:

t_{\text{в}} + \Delta t + \Delta t_{\text{в}} \leq t, (6)

t_{\text{у}} + \Delta t + \Delta t_{\text{у}} \leq t, (7)

где tв — температура точки росы по воде, °C;

\Delta t — абсолютная погрешность измерений температуры газа, °C;

\Delta t_{\text{в}} — абсолютная погрешность определения tв, °C;

tу — температура точки росы по углеводородам, °C;

\Delta t_{\text{у}} — абсолютная погрешность определения tу, °C.

7.4.6 Способы и периодичность контроля температуры точек росы по воде и углеводородам указываются в документе, содержащем описание методики измерений. Рекомендуется определять точку росы по воде по ГОСТ Р 53763, а температуру точки росы по углеводородам по ГОСТ Р 53762.

7.5 Требования к обработке результатов измерений

7.5.1 Вычисление объема газа, приведенного к стандартным условиям, при применении метода переменного перепада давления на стандартных СУ проводят по ГОСТ 8.586.5, на осредняющих напорных трубках по [5].

7.5.2 Значение объема газа, приведенного к стандартным условиям, при применении СИ расхода или объема газа при рабочих условиях вычисляют:

• при определении плотности газа при рабочих условиях и стандартных условиях по формуле

V_{c} = \int_{\tau_{\text{н}}}^{\tau_{\text{к}}} q_{v} \frac{\rho}{\rho_{c}} d\tau = \int_{V_{\text{н}}}^{V_{\text{к}}} \frac{\rho}{\rho_{c}} dV, (8)

где \tau_{\text{н}} , \tau_{\text{к}} — время начала и окончания отчетного периода времени, соответственно;

Vн, Vк — объем газа в начале и в конце времени измерений, соответственно;

• при определении коэффициента сжимаемости при рабочих и стандартных условиях по формуле

V_{c} = \int_{\tau_{\text{н}}}^{\tau_{\text{к}}} q_{v} \frac{pT_{c}Z_{c}}{p_{c}TZ} d\tau = \int_{V_{\text{н}}}^{V_{\text{к}}} \frac{pT_{c}Z_{c}}{p_{c}TZ} dV. (9)

7.5.3 Массу газа пересчитывают в объем газа, приведенный к стандартным условиям, по формуле

V_{c} = \int_{\tau_{\text{н}}}^{\tau_{\text{к}}} q_{m} \frac{1}{\rho_{c}} d\tau = \int_{M_{\text{н}}}^{M_{\text{к}}} \frac{1}{\rho_{c}} dM, (10)

где Mн, Mк — масса газа в начале и в конце времени измерений соответственно.

7.5.4 При дискретном интегрировании функций расхода по времени, с интервалами дискретизации \Delta\tau_{i} или равномерным интервалом дискретизации \Delta\tau , объем газа, приведенный к стандартным условиям, рассчитывают:

• в случае применения СИ расхода или объема газа при рабочих условиях по формуле

V_{c} = \sum_{i = 1}^{n} (\frac{\rho_{i}}{\rho_{ci}} q_{vi}\Delta\tau_{i}) = \Delta\tau \sum_{i = 1}^{n} (\frac{\rho_{i}}{\rho_{ci}} q_{vi}) = \sum_{i = 1}^{n} (\frac{\rho_{i}}{\rho_{ci}} V_{i}), (11)

где n — число интервалов дискретизации или число циклов опроса датчиков за отчетный период с порядковым номером i, равным 1, ..., n;

\rho_{i} — плотность газа при рабочих условиях, соответствующая i-му интервалу дискретизации, которую определяют в зависимости от применяемых СИ;

\rho_{ci} — плотность газа при стандартных условиях, соответствующая i-му интервалу дискретизации, которую определяют в зависимости от применяемых СИ;

qvi — средний объемный расход газа при рабочих условиях в течение i-го интервала времени;

Vi — объем газа при рабочих условиях, прошедший в течение i-го интервала времени;

• в случае применения СИ массового расхода или массы по формуле

V_{c} = \sum_{i = 1}^{n} (\frac{1}{\rho_{ci}} q_{mi}\Delta\tau_{i}) = \Delta\tau \sum_{i = 1}^{n} (\frac{1}{\rho_{ci}} q_{mi}) = \sum_{i = 1}^{n} (\frac{1}{\rho_{ci}} M_{i}), (12)

где qmi — средний массовый расход газа в течение i-го интервала времени;

Mi — масса прошедшего в течение i-го интервала времени газа.

7.6 Оформление результатов измерений

7.6.1 В документе, содержащем описание методики измерений, указывают форму представления результатов измерений.

7.6.2 Отчетные документы должны содержать следующие параметры потока и состояния газа за отчетный период времени:

• время проведения измерений;
• объем газа, приведенный к стандартным условиям;
• объем газа при рабочих условиях или массу газа;
• среднечасовую и среднесуточную температуру газа;
• среднечасовое и среднесуточное давление газа.

7.7 Оценивание показателей точности измерений

7.7.1 В настоящем стандарте принимают, что распределение составляющих погрешности подчиняется нормальному закону Гаусса, а доверительная вероятность равна 0,95.

7.7.2 Оценку погрешности измерений объема газа, приведенного к стандартным условиям, выполняют в соответствии с [9] - [11]. Допускается оценивать неопределенность измерений объема газа в соответствии с ГОСТ 34100.3. При этом принимают численное равенство границ относительной погрешности при доверительной вероятности P = 0,95 значению относительной расширенной неопределенности измерений объема газа при коэффициенте охвата k = 2 [12].

7.7.3 Относительную погрешность измерений объема газа, приведенного к стандартным условиям, оценивают с учетом:

• основной погрешности СИ;
• дополнительных погрешностей СИ, при наибольших отклонениях внешних влияющих величин от нормальных значений либо максимально допускаемых значениях коэффициентов влияния;
• дополнительной погрешности от принятия величин за условно-постоянный параметр;
• погрешностей, приписанных уравнениям расчета плотности или коэффициента сжимаемости газа;
• других составляющих погрешности.

7.7.4 Численные значения погрешности округляют до двух значащих цифр.

7.7.5 Формулы относительной погрешности измерений объема газа, приведенного к стандартным условиям

7.7.5.1 В случае применения СИ массового расхода или массы относительную погрешность измерений объема газа рассчитывают по формуле

\delta_{V_{c}} = \sqrt{\delta_{q_{m}}^{2} + \delta_{\text{в}}^{2} + \delta_{\tau}^{2} + \delta_{\rho_{\text{с}}}^{2}} = \sqrt{\delta_{M}^{2} + \delta_{\text{в}}^{2} + \delta_{\rho_{\text{с}}}^{2}} , (13)

где \delta_{q_{m}} — относительная погрешность измерений массового расхода газа;

\delta_{\text{в}} — составляющая относительной погрешности измерений объема газа, обусловленная программной реализацией вычислительного устройства;

\delta_{\tau} — относительная погрешность определения интервала времени;

\delta_{\rho_{\text{с}}} — относительная погрешность определения или измерений плотности газа при стандартных условиях;

\delta_{\text{м}} — относительная погрешность измерений массы газа.

7.7.5.2 Относительную погрешность объема газа, приведенного к стандартным условиям, при применении СИ объемного расхода или объема газа при рабочих условиях, определяют по формулам:

• при определении плотности газа при рабочих условиях и стандартных условиях:

\delta_{V_{c}} = \sqrt{\delta_{q}^{2} + \delta_{\tau}^{2} + \delta_{\rho_{\text{с}}}^{2} + \delta_{\rho}^{2} + \delta_{\text{в}}^{2}} = \sqrt{\delta_{V}^{2} + \delta_{\rho_{\text{с}}}^{2} + \delta_{\rho}^{2} + \delta_{\text{в}}^{2}} , (14)

где \delta_{q} — относительная погрешность измерений объемного расхода газа при рабочих условиях;

\delta_{\rho} — относительная погрешность определения или измерений плотности газа при рабочих условиях;

\delta_{V} — относительная погрешность измерений объема газа при рабочих условиях;

• при определении коэффициента сжимаемости при рабочих и стандартных условиях:

\delta_{V_{c}} = \sqrt{\delta_{q}^{2} + \delta_{\tau}^{2} + \delta_{\text{в}}^{2} + J_{p}^{2}\delta_{p}^{2} + J_{T}^{2}\delta_{T}^{2} + \delta_{Z/Z_{\text{с}}}^{2}} = \sqrt{\delta_{V}^{2} + \delta_{\text{в}}^{2} + J_{p}^{2}\delta_{p}^{2} + J_{T}^{2}\delta_{T}^{2} + \delta_{Z/Z_{\text{с}}}^{2}} , (15)

где J_{p} — относительный коэффициент влияния давления на объем газа, приведенный к стандартным условиям;

J_{T} — относительный коэффициент влияния температуры на объем газа, приведенный к стандартным условиям;

\delta_{Z/Z_{\text{с}}} — относительная погрешность определения отношения коэффициента сжимаемости при рабочих условиях к коэффициенту сжимаемости при стандартных условиях без учета погрешностей измерений давления и температуры газа.

Относительный коэффициент влияния величины y определяют по формуле

J_{\text{у}} = \frac{\partial f}{\partial y} \cdot \frac{y}{f} , (16)

где \frac{\partial f}{\partial y} — частная производная функции f по y.

Если дифференцирование функции f затруднено, то значение коэффициента влияния рассчитывают по формуле

J_{\text{у}} = \frac{f(y + \Delta y) - f(y)}{\Delta y} \cdot \frac{y}{f} , (17)

где \Delta y — приращение величины y.

Значение \Delta y рекомендуется выбирать не более абсолютной погрешности измерения величины y.

7.7.5.3 В случае применения измерительно-вычислительных комплексов, погрешность которых нормирована с учетом погрешностей СИ давления и температуры, относительную погрешность измерений объема газа, приведенного к стандартным условиям, определяют по формуле

\delta_{V_{c}} = \sqrt{\delta_{q}^{2} + \delta_{\tau}^{2} + \delta_{\text{в}}^{2} + \delta_{Z/Z_{\text{с}}}^{2}} = \sqrt{\delta_{V}^{2} + \delta_{\text{в}}^{2} + \delta_{Z/Z_{\text{с}}}^{2}} , (18)

где \delta_{Z/Z_{c}} — относительная погрешность определения отношения коэффициента сжимаемости при рабочих условиях к коэффициенту сжимаемости при стандартных условиях с учетом погрешностей измерений давления и температуры газа.

7.7.6 Численное значение относительной расширенной неопределенности или границ относительной погрешности не должно превышать значений, указанных в 7.1.

Приложение А (рекомендуемое)

ФОРМА АКТА ПРОВЕРКИ РЕАЛИЗАЦИИ МЕТОДИКИ ИЗМЕРЕНИЙ

___________________________________________________________________________ Наименование юридического лица или индивидуального предпринимателя, аккредитованного в национальной системе аккредитации на право аттестации методик (методов) измерений параметров потока, расхода и объема веществ

АКТ проверки реализации методики измерений от «__» ________ г.

На ________________________________________________________________________ наименование объекта или измерительного комплекса

Адрес _____________________________________________________________________

Основание: ________________________________________________________________

1 Перечень средств измерений ______________________________________________

2 Наличие и комплектность технической (эксплуатационной) документации _____

           перечислить список отсутствующей документации

3 Состояние и условия эксплуатации средств измерений ______________________

соответствует/не соответствует требованиям эксплуатационной документации

указываются диапазоны изменения параметров окружающей и измеряемой среды

4 Соответствие характеристик средств измерений установленным техническим требованиям

перечислить применяемые средства измерений и указать: поверен/не поверен

5 Наибольшая относительная погрешность или относительная расширенная неопределенность измерений объема газа ____________________________________

6 Результаты проверки соблюдения требований методики измерений

7 Перечень нарушений: _____________________________________________________

                 заполняется при наличии нарушений

8 Выводы: _________________________________________________________________

Руководитель метрологической службы

    аккредитованного юридического лица     ___________ ____________________
                                             подпись     инициалы, фамилия

М.П.

БИБЛИОГРАФИЯ