МИ 2578-2003. Государственная система обеспечения единства измерений. Методика выполнения измерений количества природного газа в Московской области измерительными комплексами на базе сужающих устройств с регистрацией результатов измерений на диаграммах самопишущих приборов и использования этих результатов при распределении небаланса между поставщиком и потребителями. Рекомендация

(вместе с «Методикой определения погрешности измерения объема в реальных условиях эксплуатации узлов учета с первичными преобразователями расхода различного типа)»

(утв. ФГУП ВНИИМС Госстандарта России)

ИСТОРИЯ ИЗМЕНЕНИЙ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИХ АКТОВ

flowchart LR
  n0["МИ 2578-2003"]:::doc
  click n0 "https://bukva.ai/docs/metodika-mi-2578-2003" "МИ 2578-2003. Государственная система обеспечения единства измерений. Методика выполнения измерений количества природного газа в Московской области измерительными комплексами на ба"
classDef rst fill:#FFEBEB,stroke:#8B0000,color:#000;
classDef doc fill:#EBFFEB,stroke:#006400,color:#000;
classDef notEnt fill:#FFFFEB,stroke:#FF8C00,color:#000;

Утверждена Федеральным государственным унитарным предприятием Всероссийским научно-исследовательским институтом метрологической службы Госстандарта России (ФГУП ВНИИМС Госстандарта России)

ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА ПРИРОДНОГО ГАЗА В МОСКОВСКОЙ ОБЛАСТИ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫМИ КОМПЛЕКСАМИ НА БАЗЕ СУЖАЮЩИХ УСТРОЙСТВ С РЕГИСТРАЦИЕЙ РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ НА ДИАГРАММАХ САМОПИШУЩИХ ПРИБОРОВ И ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ЭТИХ РЕЗУЛЬТАТОВ ПРИ РАСПРЕДЕЛЕНИИ НЕБАЛАНСА МЕЖДУ ПОСТАВЩИКОМ И ПОТРЕБИТЕЛЯМИ

РЕКОМЕНДАЦИЯ МИ 2578-2003

Разработана по поручению НТК по метрологии и измерительной технике Госстандарта России (протокол № 4 от 14 марта 2000 года): ГУП «Мособлгаз», ЗАО «Аскон», ФГУП ВНИИМС.

Исполнители: от ГУП «Мособлгаз» В.Н. Царьков; от ЗАО «Аскон» В.А. Шиляев; от ФГУП ВНИИМС Б.М. Беляев, к.т.н., А.И. Вересков, к.т.н., Н.Е. Горелова, В.Г. Патрикеев, д.т.н. (рук. темы), А.М. Шаронов.

Утверждена ФГУП ВНИИМС 2003 г.

Зарегистрирована ФГУП ВНИИМС 2003 г.

Взамен МИ 2578-2000.

Настоящая Рекомендация (МИ) устанавливает методику выполнения измерений (МВИ) объема природного газа в Московской области измерительными комплексами на базе сужающих устройств с регистрацией результатов измерений на диаграммах самопишущих приборов или других первичных преобразователей или с помощью вычислителей, или расходомеров и счетчиков различного типа и использования этих результатов при распределении небаланса между поставщиком и потребителями.

1. Условные обозначения

D — внутренний диаметр измерительного трубопровода при рабочих условиях, мм;

D₂₀ - внутренний диаметр измерительного трубопровода при 20 °C, мм;

d₂₀ - диаметр отверстия или горловины сужающего устройства при 20 °C, мм;

Rш — эквивалентная шероховатость измерительного трубопровода, мм;

\tau — установленный интервал времени при планиметрировании суточной диаграммы по приложению Г ГОСТ 8.563.1-97, час.;

\tau_{ij} — период времени, в пределах которого все средние значения и перепад давления, и абсолютное давление, и температура и компонентный состав остаются (индекс j) условно-постоянными, час.;

\rho_{c} — действительное среднесуточное значение плотности в стандартных условиях для i-го узла учета по данным пикнометра или хроматографического анализа и расчету по ГОСТ 30319.0/3-96, кг/м3;

(\rho_{c})_{\text{п}} — договорное значение плотности в стандартных условиях за отчетный период по сертификату поставщика, кг/м3;

Кс — поправка к показаниям ИК за объемом на изменение состава природного газа, вызванное изменением плотности в стандартных условиях за отчетный период;

Кz — поправка к показаниям ИК за объемом на изменение состава природного газа, вызванное изменением коэффициента сжимаемости за отчетный период;

\delta(\rho_{c})_{\text{п}} — относительная погрешность измерений договорной плотности в стандартных условиях, %;

Vij — измеренный объем природного газа по показаниям i-го узла учета за время \tau_{ij}, м3, в стандартных условиях;

Vi — измеренный суточный объем природного газа i-го узла учета, м3, в стандартных условиях;

\Delta_{Vi} — абсолютная погрешность суточного объема природного газа, м3, в стандартных условиях i-го узла учета с учетом Кс;

\delta_{Vi} — относительная погрешность по объему по данным паспорта на узел учета i-го узла учета с учетом Кс, %;

Vпс — объем природного газа за отчетный период, полученный на узле учета поставщика, м3, в стандартных условиях;

Vпт — объем природного газа за отчетный период, полученный на узле учета потребителя, м3, в стандартных условиях;

Vбу — объем природного газа за отчетный период, назначаемый для бесприборного учета, определяется в соответствии с нормативными документами Мособлгаза, м3, в стандартных условиях;

(Vбу)доп — значение объема бесприборного контроля, не содержащего компонентов, распределение которых осуществляется за счет приборного контроля;

\Delta V_{\text{нб}} — значение величины исходного небаланса за отчетный период по данным измерений, м3, в стандартных условиях;

\Sigma — знак суммирования;

(Vпс)у — оценка значения объема учитываемого природного газа поставщика за сутки и за отчетный период, м3, в стандартных условиях;

(Vпт)iу — оценка значения объема учитываемого природного газа для i-го потребителя за сутки и за отчетный период, м3, в стандартных условиях;

kптi — коэффициент коррекции измеренного значения суточного объема природного газа для i-го потребителя;

i, j — индексы для обозначения номера потребителя и номера суточного сектора, в котором все параметры являются условно-постоянными.

2. Термины и их определения

Вычислитель — специализированный микроконтроллер, предназначенный для выполнения расчетов расхода и количества вещества и энергосодержания.

Счетчик количества — специализированный преобразователь (турбинный, ротационный, барабанный, вихревой, ультразвуковой, кориолисовый, корреляционный и др.), на выходе которого формируется объем (или масса) в рабочих или стандартных условиях за интервал времени, исчисляемый от начала отсчета.

Небаланс — разница между количеством вещества, поступившим в трубопроводную сеть и отобранным из нее участниками коммерческого учета (Unaccounted for gas) за сутки или за отчетный период.

Сведение баланса — распределение небаланса между участниками коммерческого учета за сутки и за отчетный период.

Условно-постоянная величина (на заданном интервале времени \tau) — величина параметра, отклонение которого от среднего значения на заданном интервале времени можно оценить как дополнительную систематическую погрешность по формуле (5.26) ГОСТ 8.563.2-97. Если значение этой погрешности не удовлетворяет установленной норме, то интервал времени уменьшают, пока не будет достигнута требуемая точность (п. 5.2.3 ГОСТ 8.563.2-97).

Учет — переход от результатов измерений к значениям величин, используемым для взаиморасчетов между поставщиком и потребителями, на основании взаимосогласованных правил.

3. Общие положения

3.1. При разработке данной Рекомендации баланс сводится в пределах газораспределительной станции (ГРС) и ее потребителей (далее — «устойчивая структура газораспределения» (УСГР)). УСГР — условное наименование минимальной структуры, в пределах которой составляют баланс на основе приборного и бесприборного контроля полученного природного газа. При этом предполагают, что баланс может быть сведен на основании следующих допущений:

1. Практика учета объема природного газа в Московской области сопровождается изменением суточного состава газа из-за снабжения Европейской части РФ из различных месторождений, имеющих широкий диапазон изменения компонентного состава и влагосодержания. Учет этих изменений при выполнении балансных задач находится в компетенции продавца природного газа. При сведении баланса вводят поправку к показаниям средств измерений на изменение состава природного газа за отчетный период.

2. В пределах УСГР рассчитывают устойчивые во времени оценки распределения небаланса между поставщиком и потребителями, зависящие от объема природного газа и погрешности его измерений на узлах учета, которые позволяют ввести коэффициент, корректирующий показания каждого измерительного комплекса из-за наличия погрешности измерений, обеспечивающий сведение баланса к нулю, и, как правило, не корректирующий показания узлов учета поставщика по требованию «Правил поставки газа в РФ».

При этом скорректированные значения объема ни у одного узла учета не должны превышать величины его абсолютной погрешности.

3. Задача сведения баланса является комплексной, включающей в себя:

• определение технических и метрологических характеристик узлов учета, входящее в компетенцию Госстандарта РФ;
• сведение баланса природного газа в пределах УСГР, требующего задания величины плотности в стандартных условиях, молярных долей диоксида углерода и азота и их погрешностей в реальном режиме измерений, относящиеся к компетенции Трансгаза, Мосгаза и Мособлгаза.

4. Каждый измерительный комплекс (узел учета) обладает абсолютными погрешностями, максимальные значения которых в зависимости от режима работы зафиксированы в табличной форме в комплекте технической документации, и они остаются неизменными в течение межповерочного интервала.

5. Абсолютная погрешность измерительного комплекса является случайной величиной.

6. Источником информации о значении объема являются диаграммы регистрирующих приборов, отражающие средние значения за некоторый промежуток времени перепада давления на сужающем устройстве, абсолютного (или избыточного и барометрического) давлений, температуры и компонентного состава природного газа, или вычислители и счетчики количества, измеряющие значения объема по рекомендациям нормативных документов.

3.2. Исходными данными для сведения баланса являются пределы абсолютной погрешности определения объема природного газа с учетом реальных условий эксплуатации узлов учета поставщика и потребителей и изменения компонентного состава природного газа. Для потребителей, не имеющих приборного контроля, используют нормы, определяемые в нормативных документах, регламентирующих правила учета количества газа.

3.3. Измерения объема природного газа с помощью измерительных комплексов с сужающими устройствами регламентируются ГОСТ 8.563.1/3-97 и МИ 2588-2000. Последовательность выполнения измерений изложена в разделе 5 ГОСТ 8.563.1-97 и п. п. 8.1 и 8.3 ГОСТ 8.563.2-97, а также разделе 7 МИ 2588-2000. Исходными данными при выполнении измерений объема газа за сутки являются диаграммы регистрирующих приборов при условии принятия измеряемых величин в качестве «условно-постоянных». Расчет абсолютной погрешности измерений с использованием других средств измерений, зарегистрированных в Государственном реестре, осуществляется на базе их паспортных характеристик и рекомендаций (Приложения А, Б и В). Узлы учета поставщика и потребителей подлежат метрологическому контролю и надзору.

4. Методика выполнения измерений и учета объема природного газа

Последовательность измерений объема проводят следующими операциями:

4.1 Формируют исходные данные для выполнения расчетов.

4.2. Выполняют расчеты средних значений абсолютного давления, температуры и перепада давления на сужающем устройстве по планиметрическим числам.

4.3. Рассчитывают объем природного газа за время \tau_{ij} и за сутки по данным приборного контроля.

4.4. Рассчитывают погрешности измерений расхода и объема за сутки или за отчетный период.

4.5. Сводят баланс объема газа, измеренного поставщиком и потребителями за сутки и за отчетный период.

4.1 Формирование исходных данных

4.1.1. При выборе средств измерений для формирования информационных каналов основное внимание уделяют согласованию входных и выходных сигналов в нормированной форме и верхних пределов измерений (Приложение А).

По каждому каналу необходимо иметь информацию о верхнем пределе измерений, пределах допускаемой основной приведенной погрешности, типе преобразования выходного сигнала (линейный или квадратичный) и виде диаграммы. Необходимо указать тип планиметра, который используют в зависимости от вида диаграммы и типа выходного сигнала преобразователей.

Для счетчиков количества, типы которых зарегистрированы в Государственном реестре, необходимо иметь технические и метрологические характеристики, указанные в сертификате на счетчик.

4.1.2. Диаграммы суточных записей с отметками времени от начала измерений давления, температуры, перепада давления.

4.1.3. Плотность в стандартных условиях (\rho_{c}) и погрешность ее измерения \delta(\rho_{c})_{\text{п}} принимают постоянной за отчетный период.

4.1.4. Комплект технической документации на узел учета по ПР 50.2.022-99 и МИ 2638-2001 содержит следующую информацию:

4.1.4.1. Средний состав природного газа или плотность в стандартных условиях и мольных долях диоксида углерода и азота в течение суток и погрешности их измерения в зависимости от метрологических характеристик информационных каналов по абсолютному давлению, температуре и определению состава и плотности в стандартных условиях. Эта оценка проводится с использованием программного комплекса «ФЛОУМЕТРИКА».

4.1.4.2 Характеристики узла учета:

• внутренний диаметр измерительного трубопровода D20;
• диаметр отверстия диафрагмы d20;
• эквивалентная шероховатость Rш;
• состав местных сопротивлений (первого и второго против направления течения) на длине 100D до СУ и 10D после СУ;
• размер гильзы термометра и место его расположения;
• положение точек отбора давления, температуры, состава и перепада давления.

4.1.4.3. Таблицу из паспорта измерительного комплекса с техническими и метрологическими характеристиками.

4.1.5. При применении в учетных операциях расходомеров и счетчиков различных типов используют их нормированные метрологические характеристики при измерениях объема природного газа с учетом режима работы узла учета.

4.1.5.1. Методика определения относительной и абсолютной погрешностей узлов учета в этом случае изложена в Приложении Б.

4.2. Выполнение расчетов средних значений абсолютных давлений, температуры и перепада давления на сужающем устройстве по планиметрическим числам

4.2.1. На основании анализа диаграммных записей выделяют периоды времени \tau, в течение которых параметры считают неизменными во времени (условно-постоянными), в соответствии с приложением Г ГОСТ 8.563.1-97.

4.2.2 Проводят планиметрирование в секторах, где промежутки времени соответствуют \tau.

4.2.3. В зависимости от типа планиметра по приложению Г ГОСТ 8.563.2-97 находят средние значения абсолютного давления, температуры и перепада давления по времени, где их принимают условно-постоянными величинами.

4.2.4. Определяют промежутки времени (сектор), в течение которых все параметры (абсолютное или избыточное давление, температура и перепад давления) одновременно остаются условно-постоянными — \tau_{ij}. Эти промежутки времени и средние значения параметра фиксируют в табличной форме.

4.3 Расчет объема природного газа за сутки или за отчетный период по данным приборного контроля

4.3.1. Рассчитывают объемы природного газа за заданный промежуток времени \tau_{ij} — (Vij)п и за отчетный период по алгоритмам, изложенным в п. 8.2.3 ГОСТ 8.563.2-97 и разделу 7 МИ 2588-2000, при помощи программного комплекса «ФЛОУМЕТРИКА» либо по показаниям вычислителей или счетчиков.

4.3.2. Вычисляют поправку для i-го узла учета к показаниям ИК за отчетный период, связанную с изменением состава природного газа, вызванную изменением плотности в стандартных условиях:

K_{c} = \rho_{c}/(\rho_{c})_{\text{п}}. (1а)

Вычисляют поправку для i-го узла учета к показаниям ИК за отчетный период, связанную с изменением состава природного газа, вызванную изменением коэффициента сжимаемости:

Кz = Кр / К, (1б)

где Кр и К — коэффициенты сжимаемости, рассчитанные по ГОСТ 30319, соответственно, при (\rho_{c})_{\text{п}} и \rho_{c}.

4.3.3. Объемы, полученные по показаниям на i-м узле учета, корректируются с помощью поправок Кс и Кz:

• для измерительных комплексов с сужающими устройствами:

Vij = (Vij)п(Кz / Кс)0,5; (2а)

• для остальных методов измерений расхода и объема:

Vij = (Vij)пКzКсч, (2б)

где {}_{\text{сч }(\text{с })\text{с }ii}^{\text{К } = \text{К }[\rho,\text{Р },\text{Т }]/K}{_{[c(i)]ii}^{\rho\tau,\text{Р },\text{Т}}} — поправка, вызванная различием в коэффициентах сжимаемости при среднечасовой [\rho_{c}(\tau_{i})] и среднесуточной (\rho_{c})_{c} плотности реального газа в стандартных условиях. Для Московской области при Р < 1 МПа, Ксч = 1,002.

4.3.4. Полученные в п. 4.3.3 результаты суммируют и определяют количество природного газа за сутки или за отчетный период То для i-го узла учета потребителя — Vi (Приложение В):

V_{i} = \sum_{\tau_{ij}}^{T_{o}} V_{ij} = (V_{nm})_{i}. (3)

Полученный результат Vi — это значения объема за отчетный период по показаниям i-го узла учета в результате приборного контроля у потребителя.

4.3.5. Объем газа, отпущенного поставщиком за отчетный период, вычисляют как сумму объемов за отчетный период каждого узла учета поставщика (k — номер узла учета поставщика) по формуле:

V_{\text{пс}} = \Sigma^{k}(V_{\text{пс}})_{k}. (4)

4.4 Расчет погрешности измерений расхода и объема за сутки или за отчетный период

4.4.1. В каждом секторе \tau_{ij} определяют абсолютную погрешность измерений объема \Delta_{Vi} по данным паспорта на узел учета в зависимости от величины перепада давления (нагрузки на узел учета). Абсолютную погрешность рассчитывают либо с использованием программного комплекса «ФЛОУМЕТРИКА» в режиме обратного расчета, либо линейной интерполяцией паспортных данных на узел учета. В Приложении Е даны рекомендации по порядку выполнения линейной интерполяции. В Приложении В приведена методика расчета погрешности за сутки.

4.4.2. Значение абсолютной погрешности узла учета за отчетный период определяется суммированием в зависимости от количества суток в периоде То.

4.4.3. Абсолютная погрешность поставщика определяется суммированием абсолютных погрешностей каждого k-го узла учета поставщика за отчетный период по формуле:

\Delta V_{\text{пс}} = \Sigma^{k}(\Delta V_{\text{пс}})_{k}. (5)

4.5 Сведение баланса объема газа, измеренного поставщиком и потребителями за сутки или за отчетный период

4.5.1 Определяют значение небаланса \Delta V_{\text{нб}} в пределах УСГР за отчетный период:

\Delta V_{\text{нб}} = V_{nc} - [\Sigma^{i}(V_{nm})_{i} + V_{\text{бу}}], (6)

где:

Vпс и (Vпт)i — соответственно объем поставщика из п. 4.3.5 (формула 4) и потребителя из п. 4.3.4 (формула 3);

Vбу — значение количества, назначаемое для бесприборного учета и определяемое в соответствии с нормативными документами Мособлгаза и Мосгаза.

4.5.1.1 Условием баланса является:

\Delta V_{\text{нб}} = (V_{nc})_{y} - [\Sigma^{i}(V_{nm})_{iy} + V_{\text{бу}}] = 0, (7)

где (Vпс)у и (Vпт)iу — результаты учета соответственно поставщика и потребителей. Здесь возможны два варианта:

• показания узла учета поставщика не корректируют в соответствии с «Правилами поставки газа в РФ» (Vпс)у = Vпс;
• показания узла учета поставщика корректируют в соответствии с «Правилами учета газа», (Vпс)у определяют по данным п. 4.5.6.

4.5.2 Определяют постоянную ГРС по формуле:

A_{\text{грс}} = \Delta V_{\text{нб}}/\Sigma^{i}(\Delta V_{\text{нп}})_{i}. (8)

4.5.3 Определяют значение результата учета:

(Vпт)iу = kптi(Vпт)i, (9)

где корректирующий коэффициент, отражающий наличие погрешности в результатах измерений ИК потребителей,

k_{nmi} = 1 + A_{\text{грс}}\delta_{nmi}/100.

Значения относительной погрешности i-го ИК за отчетный период, %:

\delta_{nmi}(\Delta V_{nm})_{i}100/(V_{nmi}),

где (\Delta V_{nm})_{i} — абсолютная погрешность i-го ИК за отчетный период, тыс. м3.

4.5.4. Проверка отсутствия в небалансе компонентов объема бесприборного контроля, который распределяют между участниками приборного контроля.

4.5.4.1 Определение оптимального значения \alpha_{\text{опт}}.

4.5.4.1.1 Определяют максимальное значение корректирующего коэффициента среди всех потребителей:

max(k_{nmi}) = 1 + [(\Delta V_{nm})_{i}^{\alpha}/\Sigma^{j}(\Delta V_{nm})_{j}^{\alpha}][(\Delta V_{\text{нб}})_{j}/(V_{nm})_{i}], (10)

где (\Delta V_{\text{нб}})_{j} = 0,25\Sigma^{j}(\Delta V_{nm})_{j}. Значение фактора \alpha отражает оценку формы распределения небаланса между потребителями за отчетный период, которое заключено между 1 (корректирующий коэффициент прямо пропорционален погрешности по паспортным данным ИК) и 2 (корректирующий коэффициент определяют по принципу максимального правдоподобия, который приводит к «методу наименьших квадратов»).

4.5.4.1.2. Из равенства (10) определяют такое значение \alpha, которое придает значениям max(k_{nmi}) минимальное значение. Это значение является оптимальным \alpha_{\text{опт}}.

4.5.4.2. Определение максимального небаланса (\Delta V_{\text{нб}})_{\text{доп}}, распределение которого не содержит части объема бесприборного контроля, который распределяют между участниками приборного контроля.

4.5.4.2.1. Определяют минимальное значение корректирующего коэффициента, отражающего наличие погрешности в ИК, среди всех потребителей при значении \alpha = \alpha_{\text{орт}}:

min(k_{nmi}) = 1 + [(\Delta V_{nm})_{j}^{\alpha\text{опт}}/\Sigma^{j}(\Delta V_{nm})_{i}^{\alpha\text{опт}}][(\Delta V_{\text{нб}})_{j}/(V_{nm})_{i}]. (11)

4.5.4.2.2. Из равенства (11) определяют такое значение (\Delta V_{\text{нб}})_{j}^{k}, которое приводит к выполнению условия при значении невязки \epsilon = 5 \cdot 10^{- 4}:

min(k_{nmi}) \times (V_{nm})_{i} - (V_{nm})_{i} - (\Delta V_{nm})_{i}^{\alpha\text{опт}} \leq \epsilon. (12)

Значение (\Delta V_{\text{нб}})_{j} = (\Delta V_{\text{нб}})_{j}^{k} = (\Delta V_{\text{нб}})_{\text{доп}}, котором выполняется условие (12), является предельно допускаемым значением небаланса, при котором небаланс не содержит части объема бесприборного контроля, который распределяют между участниками приборного контроля.

4.5.5. Значение объема бесприборного контроля, при котором небаланс не содержит части объема бесприборного контроля, который распределяют между участниками приборного контроля, обозначается (Vбу)доп и определяют из равенства:

(V_{\text{бу}})_{\text{доп}} = V_{nc} - [\Sigma^{j}(\Delta V_{nm})_{iy} + (\Delta V_{\text{нб}})_{\text{доп}}]. (13)

4.5.6. Если Vбу — (Vбу)доп < 0, то баланс сводят по первому варианту п. 4.5.1.1, когда показания узла учета поставщика не корректируют в соответствии с «Правилами поставки газа в РФ» баланс сводится по п. 4.5.1 - 4.5.3.

Если Vбу — (Vбу)доп > 0, то:

1. баланс сводят по п. 4.5.1 - 4.5.3 при Vбу = (Vбу)доп и (Vпс)у = Vпс;

2. баланс сводится по второму варианту п. 4.5.1.1, если (\Delta V_{\text{нб}})_{\text{доп}}<\Delta V_{\text{нб}} показания узла учета поставщика корректируют в соответствии с «Правилами учета газа»

(Vпс)у = Vпс — [Vбу — (Vбу)доп]. (14)

Проверяют выполнение условия

[V_{\text{бу}} - (V_{\text{бу}})_{\text{доп}}] - \Delta V_{nc} \leq 0. (15)

Если условие (15) выполнено, то небаланс сводят при Vпс = (Vпс)у и (Vбу)доп, которые подставляют в формулу (6). Баланс сводят по п. 4.5.1 - 4.5.3.

Если условие (\Delta V_{\text{нб}})_{\text{доп}}<\Delta V_{\text{нб}} не выполнено, то выполняют работы по исключению такого положения.

4.5.7. Результаты расчета объема природного газа за отчетный период представляют в соответствии с рекомендациями СТ СЭВ 543-77, МИ 1317-86 и п. 8.4.6 ГОСТ 8.563.2-97, изложенными в Приложении Г.

4.5.8. Примеры оценки пределов абсолютной погрешности узлов учета и примеры сведения балансов даны в Приложении В.

Приложение А

ФОРМИРОВАНИЕ ПАРАМЕТРОВ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ КАНАЛОВ (ТИПОВЫЕ ПРИМЕРЫ)

А.1. Канал по измерениям избыточного давления (с указанием условий измерений, соответствующих основной относительной приведенной погрешности, и рабочих условий):

• Манометр самопишущий избыточного давления. Например, манометр с трубчатой пружиной самопишущий типа МТС-711 с верхним пределом измерений (Ри)в, основной относительной приведенной погрешностью \delta_{1}, линейной шкалой и диафрагменными дисками ДН250 (ГОСТ 7826-65) с оцифрованной линии отсчета от 0 до 100%.
• Преобразователь избыточного давления с вторичным прибором. Например, манометр Сапфир ДИ с верхним пределом измерений рв1, основной относительной приведенной погрешностью \delta_{1}, выходным сигналом в нормированной форме (0...5 мА) и вторичный прибор ДИСК-250 с входным сигналом (0...5 мА), верхним пределом измерений рв1, основной относительной приведенной погрешностью \delta_{2}, линейной шкалой и диафрагменными дисками ДR-250 ГОСТ 7826-82 с оцифрованной линии отсчета от 0 до 100%.

А.2. Канал по измерениям перепада давления (с указанием условий измерений, соответствующих основной относительной приведенной погрешности, и рабочих условиях):

• Дифманометр самопишущий. Дифманометр-расходомер самопишущий типа ДСС <*>, с основной относительной приведенной погрешностью \delta_{1}, квадратичной шкалой, на избыточное давление (Ри)в и диафрагменными дисками ДR-250 ГОСТ 7826-82 с оцифрованной линии отсчета от 0 до 100%.

<*> В соответствии с ГОСТ 8.563.1...3-97 для коммерческих учетов его аттестуют как перепадомер с верхним пределом измерений, соответствующим квадратному корню из перепада давления \Delta p_{\text{в}}, на который настраивают прибор при поверке.

• Дифманометр-перепадомер самопишущий типа ДСС с верхним пределом измерений \Delta p_{\text{в}}, основной относительной приведенной погрешностью \delta_{1}, линейной шкалой, на избыточное давление (Ри)в и диафрагменными дисками ДR-250 ГОСТ 7826-82 с оцифрованной линии отсчета от 0 до 100%.
• Преобразователь перепада давления с вторичным прибором.
• Дифманометр мембранный типа ДМ с верхним пределом измерений \Delta p_{\text{в}}, основной относительной приведенной погрешностью \delta_{1} и вторичным прибором КСД2, КСД3, ЭПИД и др. с верхним пределом измерений \Delta p_{\text{в}} <*>, основной относительной приведенной погрешностью \delta_{1}, линейной шкалой, на избыточное давление (Ри)в и диафрагменными дисками ДR-250 ГОСТ 7826-82 с оцифрованной линии отсчета от 0 до 100%.

<*> При наличии у вторичного прибора (КСД2, КСД3, ЭПИД и др.) степенной шкалы следует использовать только квадратичную, что проверяют по заводскому клейму на лекале или при поверке, а верхний предел измерений указывают в виде корня квадратного из перепада давления, по которому поверен прибор.

• Дифманометр Сапфир ДД с верхним пределом измерений \Delta p_{\text{в}1}, основной относительной приведенной погрешностью \delta_{1}, выходным сигналом в нормированной форме (0...5 мА) и вторичный прибор ДИСК-250 с входным сигналом (0...5 мА), верхним пределом измерений рв1, основной относительной приведенной погрешностью \delta_{2}, линейной шкалой и диафрагменными дисками ДR-250 ГОСТ 7826-82 с оцифрованной линии отсчета от 0 до 100%.

А.3. Канал по измерениям температуры (с указанием условий измерений, соответствующих основной относительной приведенной погрешности, и рабочих условиях). Канал отличается большим разнообразием, начиная от промышленного ртутного термометра, который помещают в гильзу, и заканчивая сложными измерительными цепями — термопреобразователь различного типа, нормирующий преобразователь и вторичный прибор, или термопреобразователь и вторичный прибор с линейной (или квадратичной) шкалой.

А.4. Для всех измерительных каналов обязательными требованиями являются:

• проверка на совпадение верхних пределов измерений у первичного и вторичного преобразователей;
• при наличии нормированных сигналов выходной сигнал первичного преобразователя совпадает с входным сигналом вторичного прибора;
• указание типа (пропорциональный, корневой или полярный) планиметра, его марки и технических характеристик (тип диаграммы, который обрабатывают планиметром, допустимая погрешность и расчетный отсчет). В Приложении Д приведена необходимая информация по планиметрам (по инструкции гД4.004.000 РЭ);
• выделение установленного промежутка времени \tau, в течение которого параметр можно трактовать как условно-постоянную величину, среднее значение которого определяют планиметрированием соответствующей диаграммы по секторам, равным установленному промежутку времени \tau. При этом следует руководствоваться приложением Г ГОСТ 8.563.2-97.

Приложение Б

МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЯ ОБЪЕМА В РЕАЛЬНЫХ УСЛОВИЯХ ЭКСПЛУАТАЦИИ УЗЛОВ УЧЕТА С ПЕРВИЧНЫМИ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЯМИ РАСХОДА РАЗЛИЧНОГО ТИПА

Б.1. Метрологические характеристики измерительных комплексов, указанные в сертификате, изменяются в реальных условиях эксплуатации благодаря отсутствию на стадии сертификации информации о погрешностях определения плотности в стандартных \delta\rho_{\text{с}} и рабочих \delta\rho условиях. Это связано с тем, что формулы по расчету относительной погрешности объема в стандартных условиях в общем случае имеют вид:

• для измерительных комплексов с сужающими устройствами:

\delta V_{c} = [\delta_{\text{сч}}^{2} + 0,25(\delta\rho_{\text{с}}^{2} + \delta\rho^{2})]^{0,5}, (Б.1а)

• для остальных методов измерений расхода и объема:

\delta V_{c} = (\delta_{\text{сч}}^{2} + \delta\rho_{\text{с}}^{2} + \delta\rho^{2})^{0,5}. (Б.1б)

Погрешность счетчика \delta_{\text{сч}} определяют градуировкой и включают в сертификат на счетчик или расходомер (для измерительных комплексов с сужающими устройствами погрешность счетчика определяют расчетным путем по ГОСТ 8.563.2-97 и МИ 2588-2000), а погрешности плотности в стандартных и рабочих условиях зависят от среднесуточного состава природного газа и его влагосодержания и диапазонов изменения абсолютного давления и температуры, которые не могут входить в состав сертификата, так как условия эксплуатации и изменения состава природного газа и его влагосодержания не могут оставаться постоянными, а в конкретном узле учета изменяются в некоторых пределах, неизвестных на стадии сертификации расходомера, вычислителя или счетчика.

Формулу (Б.1а) распространяют на метод переменного перепада давления с сужающими устройствами.

Формулу (Б.1б) распространяют на расходомеры и счетчики с первичными преобразователями турбинного, ротационного, барабанного, вихревого, ультразвукового, кориолисового, корреляционного и других типов.

Принципиально возможно задать величину договорной средней плотности в стандартных условиях (\rho_{c})_{\text{п}} и погрешность ее определения \delta(\rho_{c})_{\text{п}} по сертификату на поставляемый газ. В этом случае появляется возможность использовать эти результаты при сертификации счетчиков и расходомеров, но этого в настоящее время не делают. В сертификате на счетчик отражают только относительную погрешность счетчика или расходомера, полученную при градуировке и округленную до значения из нормального ряда.

Б.2. Рассмотрим методику определения относительной и абсолютной погрешностей измерительных комплексов в реальных условиях эксплуатации.

Б.2.1. Проводят расчет погрешности плотности в рабочих условиях по рекомендациям ГОСТ 30319.0/3-96 и ГОСТ 8.563.2-97, с учетом задания договорной средней плотности в стандартных условиях и ее относительной погрешности:

\delta\rho_{\text{с}} = \delta(\rho_{\text{с}})_{\text{п}}, (Б.2)

\delta\rho = [\delta(\rho_{\text{с}})_{\text{п}}^{2} + (\theta_{\text{р}}\delta\text{р}_{\text{а}})^{2} + (\theta_{t}\delta_{t})^{2} + (\theta_{K}\delta K)^{2}]^{0,5}. (Б.3)

Функции влияния погрешностей абсолютного давления \theta_{\text{р}}, температуры \theta_{t} и коэффициента сжимаемости \theta_{K} и относительную погрешность плотности в рабочих условиях \delta\rho оценивают по результатам расчета по ГОСТ 30319.0/3-96 или программного комплекса ФЛОУМЕТРИКА.

Б.2.2. Относительную погрешность узла учета рассчитывают по равенствам (Б.1а) или (Б.1б) в зависимости от технических и режимных характеристик, указанных в сертификате при утверждении типа (при сертификации счетчика), или в реальных диапазонах изменения абсолютного давления, температуры и компонентного состава природного газа при оценке погрешности узла учета в реальных условиях эксплуатации.

Б.3. Комплект технической документации на узел учета в реальных условиях эксплуатации приведен в разделе Б.5.

Б.4. Рекомендуемая форма выходного документа для счетчиков количества приведена в разделе Б.6.

Б.5. Комплект технической документации на измерительный комплекс с сужающим устройством в реальных условиях эксплуатации по ПР 50.2.022-99 и МИ 2638-2001.

(заполняют на ПК ФЛОУМЕТРИКА)

Паспорт измерительного комплекса для измерительного трубопровода

Среда в трубопроводе Среда в трубопроводе ________________________________________ природный газ Заданный предел допускаемой погрешности измерений расхода, % ______________

1. Состав измерительного комплекса

1.1 Среднее значение внутреннего диаметра измерительного трубопровода при

температуре _______ °C, мм ________

1.2 Среднее значение внутреннего диаметра измерительного трубопровода при

температуре 20 °C, мм ____________

1.3 Наибольшее отклонение от среднего диаметра в контролируемых сечениях,

мм ____________________

1.4 Материал трубопровода ________________________________________________

1.5. Температурный коэффициент линейного расширения материала трубопровода при температуре измерений диаметра, 1/°C: от _____________ до _______________

1.6 Эквивалентная шероховатость стенок трубопровода, мм __________________

1.7 Сужающее устройство __________________________________________________

1.8 Средний диаметр отверстия сужающего устройства при температуре 20 °C

1.9 Наибольшее отклонение от среднего диаметра, мм _______________________

1.10 Относительное отверстие сужающего устройства:

от _____________ до ______________

1.11 Материал сужающего устройства _______________________________________

1.11.1 Температурный коэффициент линейного расширения материала СУ — при

температуре измерений диаметра, 1/°C: от _____________ до _______________

1.12 Коэффициент расхода при верхнем пределе измерений:

от _____________ до _______________

1.13 Смещение оси входного торца диафрагмы относительно оси измерительного

трубопровода, мм __________________________________________________________

1.14. Смещение оси выходного торца диафрагмы относительно оси измерительного трубопровода, мм ___________________________________________

1.15 Коэффициент расширения среды: от ________________ до ________________

1.16 Межповерочный интервал диафрагмы, лет _______________________________

1.17 Термопреобразователь _______ класс точности _________________________

1.18 Заводской N _________________________________________________________

1.19 Дата последней поверки ______________________________________________

1.20 Вторичный прибор измерений температуры ________________________ класс

точности _____________

1.21 Заводской N ___________________

1.22 Дата последней поверки _____________________

1.23 Преобразователь избыточного давления _______ класс точности _________

1.24 Заводской N ___________________

1.25 Дата последней поверки _____________________

1.26 Вторичный прибор измерений давления ________ класс точности _________

1.27 Заводской N ___________________

1.28 Дата последней поверки _____________________

1.29. 1-й преобразователь разности давления ______ класс точности _________

1.30 Заводской N ___________________

1.31 Дата последней поверки _____________________

1.32. 2-й преобразователь разности давления _______класс точности _________

1.33 Заводской N ___________________

1.34 Дата последней поверки _____________________

1.35 Промежуточный преобразователь разности давления _______________ класс

точности _______________

1.36 Заводской N ___________________

1.37 Дата последней поверки ______________________

1.38 Вторичный прибор измерений давления _________класс точности _________

1.39 Заводской N ____________________

1.40 Дата последней поверки ______________________

Примечание.

Для характеристики любого преобразователя указывают тип, модификацию, верхний предел измерений и класс точности по Госреестру средств измерений.

2. Схема первичного преобразователя

В схеме первичного преобразователя указывают: состав измерительного трубопровода до сужающего устройства, расстояния между сужающим устройством и первым местным сопротивлением (в мм и числе диаметров D), тип первого местного сопротивления, расстояние между первым и вторым местными сопротивлениями (в мм и числе диаметров D), расстояния между сужающим устройством и местным сопротивлением после сужающего устройства (в мм и числе диаметров D), точки отбора давления и разности давления.

3. <a id="p100239"></a>Диапазоны изменения контролируемых параметров

3.1 Расход ________________________________ от __________ до _____________

3.2 Состав природного газа наименьшей плотности (либо наименьшая плотность

в стандартных условиях и молярные доли диоксида углерода и азота) и их погрешности

3.3 Состав природного газа наибольшей плотности (либо наибольшая плотность

в стандартных условиях и молярные доли диоксида углерода и азота) и их погрешности

3.4 Плотность в стандартных условиях, кг/куб. м ____ от _______ до _______

3.5 Температура среды, °C __________ от ________________ до ______________

3.6. Абсолютное давление на входе в сужающее устройство (указать размерность) ______________________________________ от ________ до ________

3.7 Атмосферное давление (указать размерность) от _________ до ___________

3.8 Плотность в рабочих условиях, кг/куб. м _____ от _________ до ________

3.9 Показатель адиабаты ________________________ от _________ до _________

3.10 Коэффициент динамической вязкости (указать размерность) _____________

________________ от _____ до ______

3.11. Оценка реализуемого предела погрешности измерения расхода (по МИ 2634-2001) ___________ от ____ до ____

3.12 Оценка реализуемого предела погрешности измерений количества (по

МИ 2634-2001) ___________ от ____ до ____

4. Технические и метрологические характеристики измерительного комплекса

Примечание. Таблицу составляют для каждого верхнего предела измерений дифманометра (номер дифманометра стоит за значком #). Минимальный перепад давления (\Delta p_{min}) определяют по МИ 2634-2001. Значок «!» указывает на перепад давления, соответствующий минимально допускаемому значению расхода при минимальном числе Рейнольдса.

Акт измерений внутреннего диаметра измерительного трубопровода и сужающего устройства составляют по форме, рекомендованной МИ 2638-2001.

Форма паспорта на сужающее устройство соответствует приложению Б ПР 50.2.022-99.

Б.6. Рекомендуемая форма выходного документа для счетчиков.

ГОССТАНДАРТ РОССИИ

Герб РФ

ФГУП ВНИИМС

МЕТРОЛОГИЧЕСКАЯ ЭКСПЕРТИЗА узла учета природного газа в реальных условиях эксплуатации № 106/0001-01

На экспертизу представлена документация на узел учета № 0001, установленный на предприятии ЗАО «Истра-хлебопродукт». Рабочий проект РП 00/109 ГВС.

Состав узла учета и его технические характеристики:

1. Тип первичного преобразователя расхода газа — турбинный FLUXI NMTZ G250.

Номер по Госреестру 14350-98.

Фирма-изготовитель — Шлюмберже.

Диапазоны измерений объема:

от 20 до 80 м3/ч,

от 80 до 400 м3/ч.

Верхний предел измерений счетчика (Vс)в — 400 м3/ч.

Заводской № СЕ 465578. Дата последней поверки 30.06.2000.

Относительная погрешность объема в диапазоне расходов \delta V_{nn}:

от 20 до 80 м3/ч — +/- 2%,

от 80 до 400 м3/ч — +/- 1%.

Расстояние от датчика до первого местного сопротивления, мм — 303,5.

Тип первого местного сопротивления — задвижка.

Внутренний диаметр трубопровода перед датчиком, мм — 99,7.

2. Тип корректора — SEVC-D. Номер по Госреестру 13840-99.

Фирма-изготовитель — Шлюмберже.

Относительная погрешность коррекции объема \delta V_{K} +/- 0,5%.

Заводской № ЕР 010410. Дата последней поверки 30.08.2000.

Нормируемый диапазон измерений:

температуры газа — от -20 до +50 °C;

абсолютного давления — от 2 до 10 бар.

Основная относительная приведенная погрешность:

канала измерений абсолютного давления — +/- 0,3%;

канала измерений температуры — +/- 0,1%.

Тип датчика температуры — Pt 1000.

В соответствии с Приложением Б МИ 2578-2003 и ПР 50.2.019-96 технические и метрологические характеристики узла учета определяют с учетом допускаемого диапазона изменения состава природного газа и режимных показателей при эксплуатации узла учета, которые задает газоснабжающая организация в Московской области.

Диапазоны изменения параметров по рекомендациям ГУП «Мособлгаз»:

• диапазон изменения абсолютного давления 1,8 — 12,4 кг/см2;
• диапазон изменения температуры -10 — +30 °C;
• диапазон изменения плотности в стандартных условиях по сертификату Поставщика 0,676 — 0,678 кг/м3;
• договорные данные:
• плотность в стандартных условиях (\rho_{\text{с}})_{\text{п}} = 0,676 кг/м3 с относительной погрешностью \delta(\rho_{\text{с}})_{\text{п}} = \pm 2\%;
• молярные доли: диоксида углерода — 0,023% с относительной погрешностью +/- 5%; азота — 0,820% с относительной погрешностью +/- 5%.

Значения погрешностей узла учета в реальных условиях эксплуатации рассчитаны по ГОСТ 30319, рекомендациям ГУП «Мособлгаз» и по данным сертификата Поставщика на поставленный газ.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ МЕТРОЛОГИЧЕСКОЙ ЭКСПЕРТИЗЫ

Таблица

МЕТРОЛОГИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ УЗЛА УЧЕТА В РЕАЛЬНЫХ УСЛОВИЯХ ЭКСПЛУАТАЦИИ В МОСКОВСКОЙ ОБЛАСТИ ПО ПРИЛОЖЕНИЮ Б МИ 2578-2003

(диапазон изменения температуры газа от -20 до +50 °C)

Относительная погрешность узла учета — \delta V_{c} = [\delta V_{\text{сч}}^{2} + \delta(\rho_{\text{с}})_{\text{п}}^{2} + \delta\rho]^{0,5}, где погрешность счетчика с корректором — \delta V_{\text{сч}} = [\delta V_{nn}^{2} + \delta V_{\text{к}}^{2}]^{0,5}.

Погрешность плотности в рабочих условиях \delta_{\rho} определяют расчетом по ГОСТ 30319 с применением метода расчета коэффициента сжимаемости по формулам GERG-91 модифицированный.

Абсолютная погрешность определена по формуле:

\Delta V_{c} = 0,01 \cdot (V_{c})_{\text{в}} \cdot \delta V_{c}.

М.П.

Начальник подразделения

«__» __________ 200_ г.

Приложение В

РАСЧЕТ КОЛИЧЕСТВА ПРИРОДНОГО ГАЗА И АБСОЛЮТНОЙ ПОГРЕШНОСТИ ЕГО ИЗМЕРЕНИЙ ЗА СУТКИ И ОТЧЕТНЫЙ ПЕРИОД И ПРИМЕРЫ СОСТАВЛЕНИЯ БАЛАНСА (ПРИМЕРЫ)

ПРИМЕР В.1

В.1.1. Исходные данные (узел учета поставщика).

В.1.1.1. Состав информационных каналов (в соответствии с требованиями Приложения А).

• Канал по измерениям температуры:

Первичный измерительный преобразователь — термометр сопротивления, ТСП, градуировка 100П, класс точности — В.

Вторичный прибор — ДИСК-250, диапазон измерений 0 — 50 °C, класс точности по показаниям и записи 1,0. Дисковая диаграмма ДR-250 ГОСТ 7826-82 с оцифрованной линии отсчета от 0 до 100%. Планиметр пропорциональный ППр-1, основная приведенная погрешность +/- 0,2%.

• Канал по измерениям давления:

Первичный измерительный преобразователь — преобразователь избыточного давления САПФИР 22М-ДИ, верхний предел измерений 0,6 МПа, основная приведенная погрешность — 1,0%.

Вторичный прибор — ДИСК-250, диапазон измерения 0 — 0,6 МПа, класс точности по показаниям и записи — 1,0. Дисковая диаграмма ДR-250 ГОСТ 7826-82 с оцифрованной линии отсчета от 0 до 100%. Планиметр пропорциональный ППр-1, основная приведенная погрешность +/- 0,2%.

• Канал по измерениям перепада давления — преобразователь перепада давления САПФИР 22М-ДД 2410, верхний предел измерений 1 кПа, основная приведенная погрешность — 0,5%.

Вторичный прибор — ДИСК-250, верхний предел измерений 1,0 кПа, класс точности по показаниям и записи — 1,0. Дисковая диаграмма ДR-250 ГОСТ 7826-82 с оцифрованной линии отсчета от 0 до 100%. Планиметр пропорциональный ППр-1, основная приведенная погрешность +/- 0,2%.

В.1.1.2. Установленное время в секторе \tau_{i} (п. 4.2) (см. табл. В.1а).

В.1.1.3. Средние абсолютное давление (Рабс)i, температура ti и перепад давления \Delta p_{i} в секторе \tau_{i} (п. 4.4) (см. табл. В.1а).

Таблица В.1а

В.1.1.4. Технические и метрологические характеристики измерительного комплекса из паспорта узла учета поставщика.

Таблица В.2а

Значок с цифрой #1 означает границу начала действия преобразователя, значение верхнего предела измерения перепада которого указана справа от цифры; значок > отмечает заданный перепад давления; знак * — указывает на область, где погрешность превышает допустимое значение.

В.1.1.5. Состав природного газа за сутки (в скобках приведена погрешность определения компонентного состава):

метан — 97,79 (2,1); этан — 0,14 (4,3); пропан — 0,05 (4,6);

н-бутан — 0,04 (4,6); азот — 0,94 (3,6); диоксид углерода — 1,04 (8,8).

Значение Кс = 1.

В.1.1.6. Диаметр измерительного трубопровода при 20 °C, D20 = 200,00 мм.

В.1.1.7. Диаметр диафрагмы при 20 °C, d20 = 98,555 мм.

В.1.1.8. Эквивалентная шероховатость трубопровода, Rш = 0,22 мм.

В.1.1.9. Материал: трубопровода — Сталь 25; диафрагмы — 12Х18Н10Т.

В.1.1.10. Межповерочный интервал \tau_{\text{пп}}, лет, — 1.

В.1.2.1. Методика выполнения измерений объема природного газа за сутки.

В.1.2.1.1. Расчет объема природного газа и погрешности его измерения по секторам по алгоритмам, изложенным в ГОСТ 8.563.1-97 (раздел 5) или МИ 2588-2000 (раздел 7).

Результаты расчета за сутки приведены в табл. В.3а.

Таблица В.3а

В.1.2.1.2. Расчет объема природного газа за сутки (по п. 4.3):

V_{\Sigma} = \sum V_{i} \approx 37940\text{м}^{3}\text{ст }.\text{усл}.

В.1.2.1.3. Расчет абсолютной суточной погрешности узла учета (по п. 4.4):

\Delta V_{\text{пс}} = \sum \Delta V_{i} = 447,23 \approx 447\text{м}^{3}\text{ст }.\text{усл}.

В.1.2.2. Исходные данные (узел учета потребителя).

В.1.2.2.1. Состав информационных каналов (в соответствии с требованиями Приложения А).

• Канал по измерениям температуры:
• Термометр манометрический самопишущий, жидкостной типа ТЖС-711 с диапазоном измерений 0 — 50 °C и классом точности по показанию и записи — 2; Дисковая диаграмма по ГОСТ 7826-63 с абсолютной погрешностью хода диаграммы от синхронного микродвигателя +/- 3 мин. за 24 часа.
• Канал по измерениям давления:
• Манометр самопишущий избыточного давления. Например, манометр с трубчатой пружиной самопишущий типа МТС-711 с верхним пределом измерений избыточного давления (Ри)н = 6 кг/см2, основной относительной приведенной погрешностью по показаниям и записи \delta_{1} = 1,5%, линейной шкалой и диафрагменными дисками ДН250 (ГОСТ 7826-65) с оцифрованной линии отсчета от 0 до 100%. Планиметр пропорциональный ПП-1, допускаемая погрешность +/- 0,2%.

Канал по измерениям перепада давления — дифманометр-расходомер ДСС-711-М1 с верхним пределом измерений по перепаду давления 10 кПа, с квадратичной шкалой по перепаду давления с классом точности по показаниям и записи — 1,5%. Дисковая диаграмма ДR-250 ГОСТ 7826-82 с оцифрованной линии отсчета от 0 до 100%. Планиметр пропорциональный ППр-1, допускаемая погрешность +/- 0,2%.

В.1.2.2.2. Установленное время в секторе \tau_{i} (п. 4.2) (см. табл. В.1б).

В.1.2.2.3. Средние абсолютное давление (Рабс)i, температура ti и перепад давления \Delta p_{i} в секторе \tau_{i} (п. 4.4) (см. табл. В.1б).

Таблица В.1б

В.1.2.2.4. Технические и метрологические характеристики измерительного комплекса из паспорта на узел учета потребителя.

Таблица В.2б

Значок с цифрой #1 означает границу начала действия преобразователя, значение верхнего предела измерений перепада которого указана справа от цифры; значок > отмечает заданный перепад давления; знак * — указывает на область, где погрешность превышает допускаемое значение.

В.1.2.2.5. Состав природного газа за сутки (в скобках приведена погрешность определения компонентного состава):

метан — 97,79 (2,1); этан — 0,14 (4,3); пропан — 0,05 (4,6);

н-бутан — 0,04 (4,6); азот — 0,94 (3,6); диоксид углерода — 1,04 (8,8).

Значение Кс = 1.

В.1.2.2.6. Диаметр измерительного трубопровода при 20 °C, D20 = 200,00 мм.

В.1.2.2.7. Диаметр диафрагмы при 20 °C, d20 = 56,857 мм.

В.1.2.2.8. Эквивалентная шероховатость трубопровода, Rш = 0,22 мм.

В.1.2.2.9. Материал: трубопровода — Сталь 25; диафрагмы — 12Х18Н10Т.

В.1.2.2.10. Межповерочный интервал \tau_{\text{пп}} — 1 год.

В.1.2.3. Методика выполнения измерений объема природного газа за сутки.

В.1.2.3.1. Расчет объема природного газа и погрешности его измерений по секторам по алгоритмам, изложенным в ГОСТ 8.563.1-97 (раздел 5) или МИ 2588-2000 (раздел 7).

Результаты расчета за сутки приведены в табл. В.3б.

Таблица В.3б

В.1.2.3.2. Расчет объема природного газа за сутки (по п. 4.3):

V_{\Sigma} = \sum V_{i} \approx 37509\text{м}^{3}\text{ст }.\text{усл}.

В.1.2.3.3. Расчет абсолютной суточной погрешности узла учета:

\Delta V_{\text{пс}} = \sum \Delta V_{i} \approx 521\text{м}^{3}\text{ст }.\text{усл}.

В.1.2.3.4. Расчет предельной суммарной абсолютной погрешности:

(\Delta_{\Sigma})_{\text{доп}} = \Delta V_{\text{пт}} + \Delta V_{\text{пс}} = 968\text{м}^{3}\text{ст }.\text{усл}.

В.1.3. Расчет величины небаланса

\Delta V_{\text{пб}} = V_{\text{пс}} - V_{\text{пт}} = 431\text{м}^{3}\text{ст }.\text{усл}.

В.1.4. Определение корректирующего коэффициента потребителя (\alpha = 1):

{}_{k_{nm} = 1 +}{_{\Delta V_{nm}/[\Delta V_{nm} + \Delta V_{nc}]}}_{\Delta V_{n\text{б}}/V_{nm} = 1,00618.}

В.1.5. Объем учитываемого газа потребителя за сутки:

(V_{\text{пт}})_{y} = k_{\text{пт}}V_{\text{пт}} = 37740,81\text{м}^{3}\text{ст }.\text{усл}.

В.1.6. Формирование результата учитываемого объема

1. Относительная погрешность определения объема \delta_{nm}:

\delta_{\text{пт}} = \Delta V_{\text{пт}}100/V_{\text{пт}} = 1,39\%.

2. Количество значащих цифр по формуле 8.1 ГОСТ 8.563.2-97:

N = 4 - lg(2K\delta) = 4 - lg(2 \times 3 \times 1,39) = 4 - 0,921 = 3,08.

3. После округления получаем N = 3.

4. Результат по объему (Vпт)у = 37700 м3 в ст. усл.

В.1.7. Проверка сходимости баланса

В.1.7.1. Определение корректирующего коэффициента поставщика (\alpha = 1):

{}_{k_{nc} = 1 -}{_{\Delta V_{nc}/[\Delta V_{nm} + \Delta V_{nc}]}}_{\Delta V_{n\text{б}}/V_{nc} = 0,99475.}

В.1.7.2. Объем учитываемого газа поставщика за сутки:

(V_{\text{п}c})_{y} = k_{\text{п}c}V_{\text{п}c} = 37740,82\text{м}^{3}\text{ст }.\text{усл}.

В.1.7.3. Формирование результата учитываемого объема

1. Относительная погрешность определения объема \delta_{nc}:

\delta_{\text{п}c} = \Delta V_{\text{п}c}100/V_{\text{п}c} = 1,18\%.

2. Количество значащих цифр по формуле 8.1 ГОСТ 8.563.2-97

N = 4 - lg(2K\delta) = 4 - lg(2 \times 3 \times 1,18) = 4 - 0,850 = 3,15.

3. После округления получаем N = 3.

4. Результат по объему:

(Vпс)у = (Vпт)у = 37700 м3 в ст. усл.

Баланс сходится к нулю.

ПРИМЕР В.2

Контрольный пример по сведению баланса на УСГР с ГРС Егорьевск

В.2.1. Формируем исходную информацию о составе УСГР с ГРС Егорьевск в январе 2002 года.

В.2.2. Поправки на изменение состава природного газа за январь 2002 г. равны (формулы 1а и 1б п. 4.3.2):

Кс = 0,68 / 0,676 = 1,0059.

Кz = 1.

В.2.3. В таблице В.2.1 приведены составы каналов по верхнему пределу измерений разности давлений или верхний предел измерений расхода и тип счетчика (столбец 3), состав канала по измерениям избыточного или абсолютного давления на входе в первичный измерительный преобразователь (ПИП) (столбец 4) и канал измерений температуры (столбец 5). Эта информация является выпиской из паспортов на ИК или метрологической экспертизы счетчиков, которые выполнены в полном объеме в соответствии с требованиями ПР 50.2.022-99 для ИК со счетчиками и данными метрологической экспертизы в соответствии с рекомендациями Приложения Б (п. Б.6).

В.2.4. На втором этапе внедрения МИ 2578-2000 решают вопрос о выборе методики выполнения измерений в реальных условиях эксплуатации. В данном случае используют рекомендации раздела 4.3.

В.2.5. В таблице В.2.2 приведены исходные данные и результаты сведения баланса в ГРС Егорьевск в январе 2002 г.

В столбце 1 приведен номер ИК, соответствующий столбцу 2 таблицы В.2.1. В столбце 2 приведены значения объема, соответствующего данным показания ИК Vп, соответствующие объему фиксированного природного газа.

Если учет ведут по производительности газогорелочных устройств (Vпггу)бал, что связано с погрешностью измерений объема в реальных условиях эксплуатации ИК, превышающей 5%, значения объема фиксированного газа Vп, объема реального газа (Vс)изм, рассчитанного по формуле (3) (столбец 3), и предела абсолютной погрешности измерений объема (\Delta V_{c})_{\text{изм}} по рекомендациям, изложенным в Приложении Б (пп. Б1 и Б2) (столбец 4), равны нулю.

Значения объема, на которые скорректированы результаты измерений (\Delta V_{c})_{\text{скор}}, представлены в столбце 5. Значения

(\Delta V_{c})_{\text{скор}} = (V_{nm})_{iy} - (V_{ci})_{\text{изм}},

где (Vпт)iу — результаты учета, представленные в столбце 8. Их вычисляют по формуле (9):

(Vпт)iу = kптi(Vпт)i.

Таблица В.2.1

СОСТАВ УСГР ГРС ЕГОРЬЕВСК

Таблица В.2.2

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ И РЕЗУЛЬТАТЫ СВЕДЕНИЯ БАЛАНСА УСГР ГРС ЕГОРЬЕВСК В ЯНВАРЕ 2002 ГОДА

Значения объема, на которые скорректированы результаты измерений (\Delta V_{c})_{\text{скор}}, представлены в столбце 5. Значения получены по формуле:

(\Delta V_{c})_{\text{скор}} = (V_{nm})_{iy} - (V_{c})_{\text{изм}},

где (Vпт)iу — результаты учета, представленные в столбце 8. Их вычисляют по формуле (9):

(Vпт)iу = kптi(Vпт)i,

где корректирующий коэффициент (столбец 7), отражающий наличие погрешности в показаниях ИК потребителей, определяют по формуле:

k_{nmi} = 1 + A_{\text{грс}}\delta_{nmi}/100.

Значение постоянной ГРС рассчитывают по формуле (8):

A_{\text{грс}} = \Delta V_{\text{нб}}/\Sigma^{i}(\Delta V_{\text{пт}})_{i} = 102,33/459,47 = 0,2227.

Значения относительной погрешности \delta_{nmi} = (\Delta V_{nm})_{i}100/(V_{nm})_{i} приведено в столбце (6), %; (\Delta V_{nm})_{i} — абсолютная погрешность i-го ИК за отчетный период (столбец 4), тыс. м3.

В.2.6. Проводят проверку по п. 4.5.4 отсутствия в небалансе части объема бесприборного контроля, который распределяют между участниками приборного контроля.

Выполняем рекомендации п. 4.5.4.1. Проверку осуществляют при значении небаланса:

(\Delta V_{\text{нб}})_{j} = 0,25\Sigma^{i}(\Delta V_{\text{пт}})_{i} = 0,25 \times 459,47 = 114,87\text{тыс }.\text{м}^{3}.

Варьируя значения альфа от 1 до 2 и анализируя значения max(kпт)i получаем, что минимальное значение максимального коэффициента равно:

{}_{min}{_{max(k_{nm})_{i}}}_{= 1,011194\text{при }\alpha = \alpha_{\text{опт}} = 1,105.}

Решаем задачу определения максимального значения небаланса, в котором значение объема бесприборного контроля не содержит объема, который распределяют между участниками приборного контроля (по п. 4.5.4.2).

Фиксируем значение \alpha = \alpha_{\text{опт}} = 1,105, которое подставляем в формулу (11), и варьируем значение (\Delta V_{\text{нб}})_{j}. В результате получаем (\Delta V_{\text{нб}})_{j}^{k} = (V_{\text{нб}})_{\text{доп}} = 415,767\text{тыс }.\text{м}^{3}, при котором условие (12) выполнено с точностью 1,3·10-5.

В.2.7. По формуле (13) имеем (Vбу)доп = 4888,562 тыс. м3, что меньше Vбу = 5202 тыс. м3 и баланс сведен в допускаемой области, не требующей коррекции Vбу.

Приложение Г

ФОРМИРОВАНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ РАСЧЕТА УЧИТЫВАЕМОГО КОЛИЧЕСТВА МЕЖДУ УЧАСТНИКАМИ УЧЕТНЫХ ОПЕРАЦИЙ

Г.1. Порядок представления результата

Г.1.1. Результаты формируют на основе формулы (8.1) ГОСТ 8.563.2-97:

• задают относительную погрешность определения объема, равную величине \delta = Z;
• считают количество значащих цифр по формуле 8.1 ГОСТ 8.563.2-97 (К — числовое значение первой значащей цифры учитываемого числа) N = 4 - lg(2K\delta);
• округляют число № по правилам, изложенным в СТ СЭВ 543-77.

Если необходимо оценить величину относительной погрешности по известному количеству значащих цифр, формулу (8.1) ГОСТ 8.563.2-97 приводят к виду:

\delta = (0,5/K)10^{4 - N}. (Г.1)

При этом:

• определяют значение К как величину первой значащей цифры величины, погрешность которой оценивают;
• число № считают равным количеству значащих цифр у величины, погрешность которой оценивают;
• проводят расчет относительной погрешности по формуле (Г.1);
• округляют полученный результат до двух значащих цифр в соответствии с рекомендацией МИ 1317-86 (правила округления изложены в СТ СЭВ 543-77).

Пример. Требуется оценить относительную погрешность определения плотности в стандартных условиях \delta_{\rho}, если дано численное значение этой величины \rho_{c} = 0,679 кг/м3.

Величина первой значащей цифры К = 6.

Число значащих цифр N = 3.

Расчет величины относительной погрешности плотности в стандартных условиях по формуле (Г.1):

\delta_{\rho} = (0,5/K)10^{4 - N} = (0,5/6)10^{4 - 3} = 0,8333333.

Округление результата расчета до двух значащих цифр:

\delta_{\rho} = 0,83\%.

Г.2. Правила записи чисел по СТ СЭВ 543-77

Г.2.1. Значащие цифры данного числа — все цифры от первой слева, не равной нулю, до последней справа. При этом нули, следующие из множителя 10, не учитывают.

Примеры.

1. Число 12,0 имеет три значащие цифры.

2. Число 30 имеет две значащие цифры.

3. Число 120·103 имеет три значащие цифры.

4. Число 0,514·101 имеет три значащие цифры.

5. Число 0,0056 имеет две значащие цифры.

Г.2.2. Если необходимо указать, что число является точным, после числа указывают слово «точно» или последнюю значащую цифру печатают жирным шрифтом. Например, в печатном тексте: 1 кВт·ч = 3600 Дж (точно).

Г.2.3. Различают записи приближенных чисел по количеству значащих цифр.

Примеры.

1. Различают числа 2,4 и 2,40. Запись 2,4 означает, что верны только целые и десятые доли, истинное значение числа может быть, например, 2,43 и 2,38. Запись 2,40 означает, что верны и сотые доли: истинное значение числа может быть 2,403 и 2,398, но не 2,41 и не 2,382.

2. Запись 382 означает, что все цифры верны: если за последнюю цифру ручаться нельзя, то число должно быть записано 3,8·102.

3. Если в числе 4720 верны лишь две первые цифры, оно должно быть записано 47·102 или 4,7·103.

Г.2.4. Число, для которого указывают допустимое отклонение, должно иметь последнюю значащую цифру того же разряда, как и последняя значащая цифра отклонения.

Примеры.

1. Правильно: 17,0 +/- 0,2. Неправильно: 17 +/- 0,2 или 17,00 +/- 0,2.

2. Правильно: 12,13 +/- 0,17. Неправильно: 12,13 +/- 0,2.

3. Правильно: 46,40 +/- 0,15. Неправильно: 46,4 +/- 0,15 или 46,402 +/- 0,15.

Г.2.5. Числовые значения величины и ее погрешности (отклонения) целесообразно записывать с указанием одной и той же единицы величины.

Например, 80,555 +/- 0,002 кг.

Г.2.6. Интервалы между числовыми значениями величин целесообразно записывать: от 60 до 100, свыше 120 до 150.

Г.3. Правила округления чисел по СТ СЭВ 543-77

Г.3.1. Округление числа представляет собой отбрасывание значащих цифр справа до определенного разряда с возможным изменением цифры этого разряда.

Г.3.2. В случае, если первая из отбрасываемых цифр (считая слева направо) менее 5, то последнюю сохраняемую цифру не меняют.

Пример. Округление числа ₁₂,23 до трех значащих цифр дает 12,2.

Г.3.3. В случае, если первая из отбрасываемых цифр (считая слева направо) равна 5, то последнюю сохраняемую цифру увеличивают на единицу.

Пример. Округление числа 0,145 до двух цифр дает 0,15.

Примечание. В тех случаях, когда следует учитывать результаты предыдущих округлений, поступают следующим образом.

Если отбрасываемая цифра получена в результате округления в меньшую сторону, то последнюю оставшуюся цифру увеличивают на единицу (с переходом при необходимости в следующие разряды).

Пример. Округление числа 0,25 (полученного в результате предыдущего округления числа 0,252) дает 0,3.

Г.3.4. В случае, если первая из отбрасываемых цифр (считая слева направо) более 5, то последнюю сохраняемую цифру увеличивают на единицу.

Пример. Округление числа 0,156 до двух значащих цифр дает 0,16.

Г.3.5. Округление выполняют сразу до желаемого количества значащих цифр, а не по этапам.

Пример. Округление числа 565,46 до трех значащих цифр дает 565.

Г.3.6. Целые числа округляют по тем же правилам, что и дробные.

Пример. Округление числа 23456 до двух значащих цифр дает 23·103.

Приложение Д

ПЛАНИМЕТРЫ

Выписка из руководства по эксплуатации гД4.004.000 РЭ

Д.1. Назначение

Планиметры предназначены для обработки записи измеряемой величины на диаграммных дисках регистрирующих приборов типа ДR по ГОСТ 7826-82.

Посредством пропорциональных планиметров ППр1, ППр-2 определяют среднее значение радиуса записи.

Посредством корневых планиметров ПК-1, ПК-2, ПК-3 определяют среднее значение корня квадратного из радиуса записи.

Планиметры предназначены для работы в помещениях с температурой от 10 до 35 °C и относительной влажности 80%.

Д.2. Технические данные

Д.2.1. Основные параметры и размеры указаны в таблице Д.1.

Таблица Д.1

Д.2.2. Цена деления барабана планиметров, об.: 0,01.

Д.2.3. Цена деления лимба планиметров, об.: 1.

Д.2.4. Пределы допускаемой основной приведенной погрешности для различных радиусов окружностей линии отсчета при температуре окружающей среды (20 +/- 2) °C указаны в таблице Д.2.

Таблица Д.2

Д.2.5. Пределы допускаемой дополнительной приведенной погрешности измерений, вызванной изменением температуры окружающей среды: +/- 0,8% на каждые 10 °C.

Д.3. Устройство и принцип работы

Д.3.1. Планиметры представляют собой плату с направляющим пазом, на котором винтами неподвижно закреплено основание, представляющее собой счетный механизм.

Плата имеет иглу, поводок, две ножки с полированными сферическими поверхностями.

Начало направляющего паза и поводок с иглой находятся на одной плоскости, перпендикулярной плоскости барабана.

Счетный механизм включает в себя отсчетный барабан с червяком и барабаном, имеющим 100 равных делений, оцифрованных через каждые 10 делений.

Д.3.2. Для отсчета числа оборотов барабана через червячную передачу с передаточным числом 1:10 его обороты передаются червячному колесу и лимбу, имеющему 10 оцифрованных делений, установленному перпендикулярно плоскости вращения отсчетного барабана. Отсчет по лимбу проводят по риске на скобе, отсчет по барабану — по риске на секторе, укрепленном на основании.

Д.3.3. Положение основания фиксируют на плате двумя штифтами после продольной регулировки и фиксации положения отсчетного барабана винтами.

Планиметры по принципу работы принадлежат к типу катучих математических приборов, т.е. при планиметрировании диаграммный диск неподвижен, а планиметр обводят вокруг кнопки, размещенной в центре диаграммного диска, таким образом, чтобы игла не отклонялась вдоль линии записи.

Д.3.4. Направляющие паза планиметров имеют криволинейную форму, и профиль их выполнен таким образом, что при повороте планиметра на 360° число оборотов барабана счетного механизма в пропорциональных планиметрах пропорционально среднему значению радиуса записи в процентах, а в корневых планиметрах — среднему значению корня квадратного из радиуса записи в процентах от верхнего предела.

Приложение Е

ПОРЯДОК РАСЧЕТА АБСОЛЮТНОЙ ПОГРЕШНОСТИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПАСПОРТНЫХ ТАБЛИЧНЫХ ДАННЫХ НА УЗЕЛ УЧЕТА

При определении значения абсолютной погрешности узла учета \Delta V с помощью таблицы при промежуточном значении перепада давления \Delta P используют формулу для линейной интерполяции данных:

\Delta V = \Delta V_{1} + [(\Delta V_{2} - \Delta V_{1})/(\Delta P_{2} - \Delta P_{1}) \times (\Delta P - \Delta P_{1})], (Е.1)

где:

\Delta P_{2}\text{и }\Delta P_{1} — ближайшие к \Delta P в таблице большее и меньшее значения перепада давления;

\Delta V_{2}\text{и }\Delta V_{1} — соответствующие им значения абсолютной погрешности.

Пример. Найти значение абсолютной погрешности по данным табл. Б.2а (см. Приложение Б) при перепаде давления \Delta P = 721 Па.

Ближайшее большее значение \Delta P_{2} = 800 Па, ближайшее меньшее значение \Delta P_{1} = 650 Па.

Абсолютная погрешность, соответствующая \Delta P_{2}, \Delta V_{2} = 19,5 м3.

Абсолютная погрешность, соответствующая \Delta P_{1}, \Delta V_{1} = 18,0 м3.

Абсолютная погрешность, соответствующая \Delta P, по формуле (Е.1) равна 18,7 м3.