ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "ГАЗПРОМ"

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

Обеспечение единстваизмерений

РАСХОД И КОЛИЧЕСТВОПРИРОДНОГО ГАЗА

МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ С ПОМОЩЬЮ
УЛЬТРАЗВУКОВЫХ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЕЙ РАСХОДА

СТО Газпром 5.2-2005

Датавведения - 2006-01-01

Предисловие

Методика выполнения измерений зарегистрирована вФедеральном реестре методик выполнения измерений под № ФР1.29.2004.01349

СОДЕРЖАНИЕ

1 Область применения

1.1 Настоящийстандарт устанавливает методику выполнения измерений расхода и количестваприродного газа при помощи ультразвуковых преобразователей расхода.

1.2 Стандарт распространяетсяна ультразвуковые преобразователи расхода как отечественного, так и зарубежногопроизводства.

1.3 Стандартпредназначен для применения на коммерческих и оперативных пунктах учетаприродного газа дочерних обществ и организаций ОАО "Газпром".

1.4 Стандарт нераспространяется на ультразвуковые расходомеры с накладными ультразвуковымидатчиками.

2 Нормативные ссылки

В настоящемстандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 2939-63Газы. Условия для определения объема

ГОСТ18917-82 Газ горючий природный. Методы отбора проб

ГОСТ22667-82 Газы горючие природные. Расчетный метод определения теплотысгорания, относительной плотности и числа Воббе

ГОСТ17310-2002 Газы. Пикнометрический метод определения плотности

ГОСТ23781-87 Газы горючие природные. Хроматографический метод определениякомпонентного состава

ГОСТ6616-94 Преобразователи термоэлектрические. Общие технические условия

ГОСТ6651-94 Термопреобразователи сопротивления. Общие технические требования иметоды испытаний

ГОСТ30319.1-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определениефизических свойств природного газа, его компонентов и продуктов его переработки

ГОСТ30319.2-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определениекоэффициента сжимаемости

ГОСТ30319.3-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определениефизических свойств по уравнению состояния

ГОСТ8.563.2-97 Государственная система обеспечения единства измерений.Измерение расхода и количества жидкостей и газов методом переменного перепададавления. Методика выполнения измерений с помощью сужающих устройств

ГОСТР 8.577-2000 Государственная система обеспечения единства измерений.Теплота объемная (энергия) сгорания природного газа. Общие требования к методамопределения.

3 Термины и определения

3.1 ультразвуковойпреобразователь расхода: Акустическийпреобразователь расхода, работающий в ультразвуковом диапазоне частот, вкотором создается сигнал измерительной информации, основанный на зависимостиакустического эффекта в потоке газа от ее расхода.

Ультразвуковой преобразователь расходасостоит из первичного ультразвукового преобразователя расхода и устройстваобработки его сигналов.

3.2 первичныйультразвуковой преобразователь расхода: Специально изготовленный участок трубопровода, удовлетворяющийтребованиям настоящего стандарта и содержащий преобразователиэлектроакустические.

3.3 преобразователиэлектроакустические: Устройства,преобразующие электрическую энергию в акустическую (энергию упругих колебанийсреды) и обратно.

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

3.4 устройствообработки сигналов: Устройство,осуществляющее генерацию сигналов, поступающих на преобразователиэлектроакустические, обработку сигналов, поступающих с преобразователейэлектроакустических и формирование стандартного выходного сигнала,пропорционального измеряемому расходу газа.

3.5 вычислительрасхода: Устройство,принимающее данные от устройства обработки сигналов, а также показания датчиковтемпературы и давления, и вычисляющее расход и количество газа, приведенные кстандартным условиям.

Вычислитель расхода может дополнительнопринимать и учитывать показания хроматографа и плотномера.

3.6 акустическийканал: Совокупностьизмеряемой среды и пары преобразователей электроакустических, передающихсигналы с помощью ультразвуковых колебаний.

3.7 акустическийлуч: Линия, вдоль которойраспространяется звуковая энергия, испущенная преобразователемэлектроакустическим в определенном направлении.

3.8 одноканальныйультразвуковой преобразователь расхода: Преобразователь расхода, в котором для измерения расходаиспользуется один акустический канал.

Примечание 1 - Одноканальные ультразвуковыепреобразователи часто в технической литературе называют однолучевыми или однопутевымирасходомерами.

Примечание 2 - Звуковаяэнергия в одноканальном первичном преобразователе расхода может передаватьсямежду преобразователями электроакустическими в виде прямых или отраженных(однократно или многократно) от стенок измерительного трубопровода акустическихлучей.

3.9 многоканальныйультразвуковой преобразователь расхода: Преобразователь расхода, в котором для измерения расходаиспользуется несколько акустических каналов.

Примечание 1 - Многоканальные ультразвуковыепреобразователи часто в технической литературе называют многолучевыми илимногопутевыми преобразователями расхода.

Примечание 2 - Звуковаяэнергия в многоканальном первичном преобразователе расхода может передаватьсямежду преобразователями электроакустическими в виде прямых или отраженных(однократно или многократно) от стенок измерительного трубопровода акустическихлучей.

3.10 акустическийпуть: Траектория движенияакустического импульса между преобразователями электроакустическими в потокегаза.

Примечание - Кривизна акустического пути зависит отчисла Re и Ма и возрастает сувеличением числа Ма и кривизны распределения скоростей потока.

3.11 ультразвуковойимпульс: Сигнал(ультразвуковые колебания, волны в газе), генерируемый преобразователямиэлектроакустическими при подаче на него возбуждающего электрического сигналаограниченной продолжительности.

3.12 незатухающиеультразвуковые колебания в среде: Сигналы,генерируемые преобразователями электроакустическими при подаче непрерывноговозбуждающего электрического сигнала.

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

4 Обозначения и сокращения

4.1 Основныеусловные обозначения, применяемые в настоящем стандарте, приведены в таблице4.1.

Таблица 4.1 - Условные обозначения

Рисунок4.1. Схема однолучевого ультразвукового преобразователя расхода:

А - спрямым лучом; Б - с отраженным лучом

4.2 Индексы вусловных обозначениях величин означают следующее:

в - верхнийпредел измерений;

н - нижнийпредел измерений;

кр -критическое значение;

max - максимальное значение величины;

min - минимальное значение величины;

с - стандартныеусловия (Т_с = 293,15К, P_с = 0,101325 МПа = 1,03323кгс/см² по ГОСТ 2939);

знак"-" (черточка над обозначением величины) - среднее значение величины;

1 - движенияпротив направления потока газа;

2 - движения понаправлению потока газа.

4.3 Сокращения,примененные в настоящем стандарте:

ИТ -измерительный трубопровод;

ПЭА -преобразователь электроакустический;

СИ - средствоизмерений;

УЗПР - ультразвуковойпреобразователь расхода.

5 Требования к погрешности измерений

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

при применении УЗПРповышенной точности:

± 1 % при q_t £ q_о £ q_ов,

± 1,5% при q_он £ q_о £ q_t;

при примененииУЗПР малой точности:

± 1,5% при q_t £ q_о £ q_ов,

± 2,0 % при q_он £ q_о < q_ов,

где q_он и q_ов - нижний и верхний пределыизмерений применяемого УЗПР.

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

6 Метод измерений

6.1 Принцип измерений

Принцип измеренийс помощью УЗПР основан на том, что ультразвуковой импульс, направленный вдольпотока, распространяется быстрее ультразвукового импульса, направленного противпотока.

Разность временпрохождения ультразвукового импульса, а также время прохождения импульсов понаправлению потока газа и против него зависят от средней скорости газа вдольакустического пути.

Формула длярасчета средней скорости потока вдоль акустического пути имеет вид:

.                                                                               (6.1)

6.2 Методы определения времен прохожденияультразвукового импульса

Средняя скорость потока вдоль акустическогопути может быть определена путем прямого измерения времен прохожденияультразвукового импульса по направлению и против направления движения потокагаза (времяимпульсным методом), а также с использованием фазового иличастотного метода.

Фазовый методоснован на измерении фазовых углов двух постоянных ультразвуковых колебаний сциклической частотой w и их фазовых сдвигов,возникающих от разности времен прохождения этими колебаниями одного и того жерасстояния по потоку и против него.

Циклическаячастота, в зависимости от частоты колебаний, определяется по формуле

w = 2pf.                                                                                                             (6.2)

При прохожденииультразвукового импульса одного и того же расстояния по потоку и против негофазовые углы примут значения:

c₁ = wt₁ = 2pft₁;                                                                                                (6.3)

c₂ = wt₂ = 2pft₂.                                                                                                (6.4)

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

.                                                                                          (6.5)

Частотный методоснован на зависимости разности частот повторения коротких импульсов илипакетов ультразвуковых колебаний от разности времен прохождения этимиколебаниями одного и того же расстояния L_p по потоку и против него.

Вчастотно-импульсных расходомерах вырабатываются короткие импульсы, которыепоступают к ПЭА с интервалами, равными времени прохождения ультразвука понаправлению потока и против него.

Тогда

;                                                                                                              (6.6)

;                                                                                                             (6.7)

.                                                                                   (6.8)

Формула (6.1) сучетом уравнения (6.8) примет вид

.                                                                                              (6.9)

Малостьвеличины f₂ - f₁ у частотных расходомеров является существеннымнедостатком, затрудняющим точное измерение расхода газа. В работах [1,2]приводится ряд способов увеличения разности частот, применяемых вультразвуковых расходомерах.

Вчастотно-пакетных расходомерах вырабатываются не короткие импульсы, а непрерывныесигналы в течение всего времени прохождения ими акустического пути.

6.3 Виды ультразвуковых преобразователей расхода

6.3.1 УЗПРразличают:

- по методамизмерений средней скорости вдоль акустического пути (см. 6.2);

- виду(отраженным или прямым является луч), количеству и размещению ультразвуковыхканалов;

- устройству испособам монтажа ПЭА.

6.3.2 УЗПРмогут быть одноканальными или многоканальными (однолучевыми или многолучевыми).

Основныеварианты расположения акустических путей, используемые в УЗПР, приведены в Приложении А.

Варианты монтажаПЭА приведены в Приложении Б.

6.3.3 Лучиультразвуковых каналов могут быть прямыми или отраженными (однократно илимногократно) от внутренней стенки УЗПР.

Лучиультразвуковых каналов могут быть расположены в диаметральной плоскости УЗПРили в плоскостях, проходящих через хорды его сечения.

6.4 Объемный расход в рабочих условиях

6.4.1 Одноканальный УЗПР

Объемный расход газа в рабочих условияхсвязан со средней скоростью прохождения газа через поперечное сечение УЗПРследующим образом:

q_о = Au_а.                                                                                                            (6.10)

Для вычисления значения средней скоростигаза через поперечное сечение УЗПР необходимо знать значение поправочногокоэффициента на распределение скоростей:

.                                                                                                (6.11)

Таким образом, расход газа может бытьвычислен по измеренной средней скорости потока газа вдоль акустического пути последующей формуле:

.                                                                                                       (6.12)

Значение k_u является функцией числа Re, шероховатости стенок трубопровода (для турбулентныхрежимов течения) и расположения акустического канала. Теоретические значения k_u приведены в ПриложенииВ.

6.4.2 Многоканальный УЗПР

При использовании многоканального УЗПР сприменением интегрирующей техники объемный расход может быть вычислен поформуле

,                                                                                                  (6.13)

где n -число каналов;

 - средняя скорость газа вдоль i-го канала;

.                                                                                                      (6.14)

Значения весовых коэффициентов зависят отколичества и расположения акустических каналов (например, см. ПриложениеВ).

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

Массовый расход газа q_m рассчитывают поизмеренным значениям объемного расхода и измеренной или рассчитанной плотностигаза:

.                                                              (6.15)

Объемный расходq_cрассчитывают путем приведения объемного расхода q_о к стандартным условиям по формуле

.                                                                   (6.16)

6.6 Основные уравнения для определенияколичества газа

6.6.1Количество газа (V_с, V_o, m), прошедшего по ИТ за определенный период времени т, с использованиеминформации о приращении объема газа, получаемой от УЗПР, рассчитывают последующим уравнениям:

;                                 (6.17)

;                                                                                                    (6.18)

,                         (6.19)

где DV_оi - приращение объема газа за интервал времениосреднения параметров газа.

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

- придискретном интегрировании функций во времени t с интервалами дискретизацииDt_i:

;                       (6.20)

;                                                                                                (6.21)

;                  (6.22)

- при дискретноминтегрировании функций во времени t с равномерным интерваломдискретизации Dt:

;                            (6.23)

;                                                                                                  (6.24)

,                        (6.25)

где

;                                                                                                 (6.26)

n - количество интерваловдискретизации в течение времени (t_к - t_н)

6.6.3 Значенияпараметров, входящих в формулы (6.17)¸(6.25), могут бытьрезультатами вычислений по средним параметрам, необходимыми для их расчета, илиприняты условно-постоянными величинами. Например, величина q_оi может быть результатом усреднения несколькихизмерений средней скорости газа; значение r_с и состав газа могут бытьприняты условно-постоянными величинами.

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

Расчетобъемного расхода и объема сухой части влажного газа, приведенные к стандартнымусловиям, выполняют по формулам

;                                                                                          (6.27)

;                                                                                  (6.28)

;                                                                               (6.29)

,                                                                                (6.30)

где f_в - абсолютная влажность газа, выраженная массойводяного пара (в кг) в 1 м³ при рабочих условиях.

6.8 Энергосодержание газа

Энергосодержаниегаза определяют по формуле

.                                                                                                 (6.31)

Для определенияобъемной удельной теплоты сгорания газа применяют методы по ГОСТР 8.577.При неизвестном полном компонентном составе газа допускается определятьобъемную удельную теплоту сгорания по ГОСТ30319.1 и ГОСТ22667.

7 Требования безопасности

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

7.2 Перед монтажом СИ и вспомогательногооборудования необходимо обратить внимание на их соответствие эксплуатационнойдокументации, наличие и целостность маркировок взрывозащиты, наличие ицелостность крепежных элементов, оболочек (корпусов). Монтаж СИ необходимопроизводить в строгом соответствии с их схемой внешних соединений. Запрещаетсявносить какие-либо изменения в электрическую схему внешних соединений, а такжеиспользовать любые запасные части, не предусмотренные эксплуатационнойдокументацией и без согласования с изготовителем СИ.

7.3 В процессе эксплуатации, не режеодного раза в месяц, СИ и вспомогательное оборудование должны осматриватьсяквалифицированным персоналом. При этом необходимо обращать внимание нацелостность оболочек (корпусов) СИ, наличие крепежных элементов, пломб ипредупредительных надписей.

8 Условия проведения измерений

8.1 Условия применения УЗПР, вычислителя и СИпараметров потока газа

8.1.1 Условия применения УЗПР и СИ должнысоответствовать требованиям их изготовителей:

- к климатическим условиям эксплуатации;

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

- допустимой напряженности постоянных ипеременных магнитных полей, а также уровню индустриальных радиопомех;

- допустимому уровню вибрации трубопровода;

- характеристикам электропитания.

8.1.2 Диапазоны измерений применяемыхУЗПР и СИ должны соответствовать диапазонам изменений параметров потока газа.Максимальные и минимальные значения измеряемых параметров должны перекрыватьсядиапазонами измерения УЗПР и СИ.

В случае применения СИ, погрешностькоторых нормирована как приведенная, рекомендуется, чтобы максимальное значениеизмеряемого параметра было как можно ближе к 90 % верхнего предела измеренийсоответствующего СИ.

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

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

8.2 Измеряемая среда

8.2.1Измеряемой средой является природный газ.

Параметрыприродного газа (компонентный состав, давление и температура) должны находитьсяв пределах, при которых обеспечиваются:

- возможностьрасчета или измерения плотности (фактора сжимаемости) газа при рабочих условияхс известной погрешностью;

- отсутствиеусловий для образования гидратов в ИТ.

8.2.2 Следуетизбегать наличия жидких и/или твердых включений в потоке газа. Допустимыеконцентрации этих включений не должны превышать указанных пределов в эксплуатационнойдокументации на УЗПР.

Изготовительдолжен информировать о возможности использования УЗПР при следующиххарактеристиках среды [3]:

- содержаниедиоксида углерода в газе свыше 10 %;

- плотностьгаза близка к критической плотности (0,9 < Т/T_кр < 1,1 и 0,7 < r/r_кр < 1,3);

- массовая долясеры, включая меркаптаны, сероводород и другие сернистые соединения, превышает0,1 %.

Значениякритических плотностей и температур газа следует устанавливать на основеофициальных данных, утвержденных Федеральным агентством по техническомурегулированию и метрологии Российской Федерации и Государственной службойстандартных справочных данных (ГСССД).

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

УЗПР могутиспользоваться для измерения нестационарных потоков газа, если основная частотаспектра потока газа не превышает его полосы пропускания.

8.2.4 Дляснижения влияния на показания УЗПР акустических шумов, генерируемыхустановленной в потоке запорной арматурой (задвижки, клапаны, редукторы ит.п.), рекомендуется использовать УЗПР с рабочей частотой ПЭА выше 100 кГц.

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

8.2.6 Фазовоесостояние газа при прохождении через ИТ и в процессе измерений не должноизменяться. Принято, что фазовое состояние газа не меняется, если давление газаниже давления его конденсации. Давление конденсации смеси газов может бытьрассчитано в соответствии с ГСССД МР 107 [7].

9 Требования к измерительному трубопроводу

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

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

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

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

в) на участке ИТдлиной 10D, расположенномнепосредственно перед УЗПР, ни одно из значений внутреннего диаметра ИТ в любойплоскости не должно отличаться более чем на 3 % от среднего внутреннегодиаметра ИТ.

Внутреннийдиаметр ИТ определяют как среднее арифметическое результатов измерений не менеечем в трех поперечных сечениях ИТ (два из которых расположены на расстоянии 0 и0,5D от УЗПР, а третье - вплоскости сварного шва), а в каждом из этих сечений - не менее чем в четырехдиаметральных направлениях, расположенных под одинаковым углом друг к другу.Относительная погрешность применяемого СИ не должна превышать 0,1 % измеряемойвеличины.

Внутреннийдиаметр УЗПР определяют как среднее арифметическое значение результатовизмерений в трех поперечных сечениях:

- вблизи ПЭА,расположенных вверх по потоку;

- вблизи ПЭА,расположенных вниз по потоку;

- на половинерасстояния между этими ПЭА.

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

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

Если данныетребования не указываются в эксплуатационной документации на УЗПР, торекомендуется:

- дляодноканальных и двухканальных УЗПР длины прямых участков ИТ выбирать взависимости от типа ближайшего местного сопротивления, в соответствии стаблицей 9.1;

- длямногоканальных УЗПР обеспечивать прямой участок ИТ длиной не менее 20D перед и 10D послеУЗПР по ходу потока газа.

Таблица 9.1 - Наименьшаяотносительная длина () прямых участков ИТ между УЗПР и местными сопротивлениями

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

9.3 Соединительные фланцы и уплотнительныепрокладки ИТ должны быть одинакового диаметра и тщательно подогнаны друг кдругу. Сварной шов фланца ИТ, расположенного перед УЗПР, должен быть полностьюили частично зачищен.

Послепроведения частичной зачистки сварного шва фланца ИТ необходимо проверить, чтодиаметр ИТ, измеренный в плоскости сварного шва (D_ш), удовлетворяет следующему условию:

D_ш ³ 0,99D_УЗПР,                                                                                                 (9.1)

где D_УЗПР - внутренний диаметр УЗПР.

Диаметр D_шопределяют как среднее арифметическое значение результатов измерений не менеечем в четырех диаметральных направлениях, расположенных под одинаковым угломдруг к другу. Относительная погрешность применяемого СИ не должна превышать 0,1% измеряемой величины.

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

9.4 Для прямых участков ИТ могутиспользоваться сварные трубы только в том случае, если сварной шов не являетсяспиральным.

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

9.5 Не допускается наличие осадков иотложений на поверхности ИТ на участке длиной 10D перед УЗПР. Данный участок может быть осмотрен бездемонтажа ИТ при помощи световодов через одно или несколько отверстий в стенкахИТ. При обнаружении на внутренней поверхности ИТ каких-либо отложений ихнеобходимо удалить.

10 Средства измерений и требования к ихмонтажу

10.1. Средства измерений и вспомогательныетехнические средства

Для проведения измерений расхода иколичества природного газа в общем случае применяют следующие СИ и техническиеустройства:

- УЗПР;

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

- устройства обработки выходных данныхизмерительных каналов и вычисления расхода и количества газа;

- соединительные линии и вспомогательныеустройства (фильтры, струевыпрямители и т.п.).

10.2. Требования к УЗПР и его монтажу

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

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

Пределы допускаемой относительнойпогрешности УЗПР не должны превышать значений:

для УЗПР повышенной точности

± 0,5% при q_t £ q_о £ q_ов;

± 1,0% при q_он £ q_о < q_t,

для УЗПР малой точности:

± 1,0% при q_t £ q_о £ q_ов;

± 1,5% при q_он £ q_о < q_ов.

10.2.2 Рекомендуется внутренний диаметр УЗПРи ИТ выбирать из условия, что 100 мм £ D £ 900 мм, а максимальная средняя скорость газа непревышает 25 м/с для газораспределительных станций и 20 м/с - для магистральныхгазопроводов.

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

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

- при заданном максимальном объемномрасходе газа, приведенном к стандартным условиям

;

- при заданном максимальном объемномрасходе при рабочих условиях

За значение Д_у принимаютравное или ближайшее большее к D значение из стандартного ряда условных проходов УЗПР.

10.2.3 Все внутренние части УЗПР, имеющиеконтакт с газом, должны быть изготовлены из материала, нейтрального кприродному газу, его конденсатам и сопутствующим компонентам (метанол, гликольи др.).

Все наружные части УЗПР должныизготавливаться из коррозионно-стойкого материала или иметь покрытие, стойкое катмосферным воздействиям.

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

Коррекциюпоказаний УЗПР допускается производить только при полной стабилизации давленияи температуры газа во внутренней полости УЗПР. В полевых условиях даннаяпроцедура может проводиться только при условии, что течение газа через УЗПРотсутствует, а температура газа стабилизирована.

10.2.5 МонтажУЗПР производится в соответствии с его эксплуатационной документацией. Дляэтого могут привлекаться специалисты изготовителя УЗПР.

УЗПРустанавливают на заранее определенном участке газопровода с соблюдениемтребований раздела 9. Передустановкой УЗПР в ИТ необходимо удостовериться, что направление потока,указанное на фирменной табличке УЗПР, соответствует направлению потока газа вИТ. При установке необходимо следить за тем, чтобы не допускалось повреждение исдавливание кабелей, идущих от датчиков. Внутренняя поверхность УЗПР должнаоберегаться от каких-либо повреждений.

10.2.6 УЗПР устанавливаютна горизонтальном, вертикальном или наклонном прямом участке ИТ. При измерениирасхода газа, содержащего загрязнения или конденсат, пространственное положениеУЗПР выбирают таким образом, чтобы обеспечить наименьшую вероятностьзагрязнения или скопления конденсата в его проточной части и на ПЭА. Для этогоУЗПР располагают так, чтобы ПЭА или точка отражения акустического импульса отстенки УЗПР не оказались на дне трубопровода.

10.2.7Электромонтаж оборудования УЗПР проводят в соответствии с указаниями в егоэксплуатационной документации. При необходимости электронные блоки УЗПР выносятв защитные щитовые помещения с соблюдением требований безопасности, принятых вОАО "Газпром".

10.2.8 Послемонтажа проводится проверка герметичности ИТ, УЗПР и соединительных линий.

10.2.9 Во времяэксплуатации УЗПР особое внимание должно быть обращено на обеспечение чистотыповерхности ПЭА.

Если в газовомпотоке предполагается наличие инородных веществ, рекомендуется установкафильтров на расстоянии не ближе 25D доУЗПР.

10.3 Средства измерения давления

10.3.1 Абсолютное давление газа Ризмеряют либо непосредственно, либо путем суммирования измеренных величинизбыточного (статического) P_и иатмосферного давлений P_б.

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

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

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

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

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

Отверстие для отбора давления должно бытькруглым и цилиндрическим на длине не менее 2,5 диаметра этого отверстия отвнутренней поверхности ИТ.

Диаметр отверстия не должен быть более0,13D. Рекомендуется выбиратьдиаметр отверстия для отбора давления газа в пределах от 4 до 10 мм.

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

10.3.4 В горизонтальных и наклонныхтрубопроводах отверстия для отбора давления размещают в верхней части ИТ илиУЗПР с отклонением от вертикальной плоскости, проходящей через ось трубы, неболее 45° - для влажных газов и не более 90° - для сухих газов.

В вертикальных трубопроводах отверстиядля отбора давления располагают в любой точке окружности ИТ или УЗПР с учетомтребований 10.3.3.

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

10.4 Средства измерения температуры газа

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

Выходныесигналы преобразователя температуры должны быть совместимы с характеристикамивходных сигналов устройств, предназначенных для регистрации результатовизмерений и их обработки.

10.4.2Термодинамическую температуру газа определяют по формуле

Т = 273,15 + t.                                                                                                   (10.1)

10.4.3Температуру газа измеряют на прямом участке ИТ до или после УЗПР. Наличиеместных сопротивлений между УЗПР и местом установки термометра не допускается. Наилучшимспособом установки чувствительного элемента термометра является его радиальноерасположение на участке трубопровода после УЗПР.

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

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

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

10.4.6 Приустановке чувствительного элемента термометра в гильзу ее заполняют жидкиммаслом (например, трансформаторным) для обеспечения теплового контакта.

10.4.7 Частьчувствительного элемента термометра, выступающую над ИТ, теплоизолируют, еслитемпература газового потока отличается от температуры окружающей среды болеечем на ± 40 °С.

10.5 Средства измерения плотности икомпонентного состава газа

10.5.1Определение плотности при рабочих условиях

10.5.1.1Плотность измеряемой среды может быть измерена с помощью плотномера или рассчитанапо измеренным параметрам потока согласно ГОСТ30319.1 - ГОСТ30319.3.

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

Метрологические характеристики плотномерав условиях эксплуатации должны обеспечивать измерение плотности газа сотносительной погрешностью не более ±0,6 %.

10.5.1.3 Если плотность определяют наоснове анализа проб измеряемой среды, то для обеспечения представительностиотобранных проб следует руководствоваться требованиями ГОСТ 18917. Отобранная проба может быть использована длянепосредственного измерения плотности с последующей корректировкой к условиямизмерения газа или для определения компонентного состава газа, которыйиспользуют при расчетных методах определения плотности газа.

10.5.1.4 При установке пробоотборногоустройства плотномера непосредственно в ИТ длина прямого участка между УЗПР иплотномером должна быть достаточной для исключения его влияния накинематическую структуру потока.

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

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

10.5.1.5 Изменение плотности газаотслеживают, создавая поток газа через чувствительный элемент поточногоплотномера путем ответвления контролируемого потока газа.

10.5.1.6 Допускается применение фильтрови осушителей для очистки от примесей пробы газа, поступающей в плотномер. Этиустройства не должны менять основной компонентный состав измеряемого газа.

10.5.1.7 Показания поточных плотномеровнеобходимо приводить к условиям измерений в сечении УЗПР.

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

10.5.1.8 Равенства температурконтролируемого потока газа и пробы, находящейся в чувствительном элементеплотномера, добиваются путем размещения чувствительного элемента плотномера впотоке измеряемого газа и теплоизоляцией элементов плотномера, находящихся внеИТ.

10.5.1.9 При измерении расхода иколичества многокомпонентных газов, состав которых меняется в процессеизмерений, необходимо учитывать, что применение метода определения плотности наоснове отбора проб требует оценки дополнительной погрешности, вызваннойпринятием состава измеряемого газа условно-постоянным параметром.

10.5.1.10 Если известнызначения фактора сжимаемости и молярной массы газа, то плотность газа можетбыть рассчитана по формуле

.                                                                                                      (10.2)

Если известны коэффициент сжимаемости иплотность газа при стандартных условиях, то плотность газа при рабочих условияхрассчитывают по формуле

.                                                                                                        (10.3)

Для расчета фактора и коэффициентасжимаемости природного газа рекомендуются следующие методы по ГОСТ30319.2:

- модифицированный метод NX19;

- модифицированное уравнение состояния"GERG-91 мод.";

- уравнение состояния ВНИЦ СМВ;

- уравнение состояния AGA8-92DC.

Метод NX19 и уравнение состояния "GERG-91 мод." используют при неизвестном полномкомпонентном составе природного газа. Исходными данными для расчета факторасжимаемости при использовании данных методов являются плотность при стандартныхусловиях, давление, температура, содержание азота и диоксида углерода.

Расчет по уравнениям состояния AGA8-92DC и ВНИЦ СМВможет быть осуществлен только при известном полном компонентном составе,температуре и давлении газа.

Методическая погрешность расчета факторасжимаемости зависит от выбранного метода измерений, плотности газа пристандартных условиях, давления, температуры и содержания сероводорода. В связис этим рекомендуется применять тот метод, который для выбранных условий измеренийимеет наименьшую погрешность. Значения методической погрешности длявышеперечисленных методов расчета коэффициента сжимаемости газа приведены втаблице 1 ГОСТ30319.2.

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

Плотность влажного газа рассчитывают всоответствии с действующими нормативными документами на основе результатовизмерений давления, температуры и состава газа, определенного с учетомсодержания водяных паров.

При известном коэффициенте сжимаемостивлажного газа K_вг плотность влажного газа рассчитывают по формуле

.                                                                                             (10.4)

Допускается по согласованиюзаинтересованных сторон плотность влажного газа рассчитывать по формуле

.                                                                        (10.5)

Относительную влажность газа рассчитываютпо формулам:

- при известной абсолютной влажности f_м, выраженной массой водяного пара (в кг) в 1 м³сухого газа,

;                                                                               (10.6)

- при известной абсолютной влажности f_с, выраженной массой водяного пара (в кг) в 1 м³сухого газа в стандартных условиях,

;                                                                                    (10.7)

- при известной абсолютной влажности f_в, выраженной массой водяного пара (в кг) в 1 м³влажного газа,

.                                                                                                           (10.8)

10.5.2 Определение плотностигаза при стандартных условиях

10.5.2.1 Плотность газа при стандартныхусловиях измеряют или рассчитывают косвенным методом по известномукомпонентному составу.

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

Допускается определять плотность газа пристандартных условиях по ГОСТ 17310.

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

10.5.2.4 Расчет плотности косвеннымметодом по известному компонентному составу выполняют в соответствии с ГОСТ30319.1.

10.5.2.5 Частоту определения плотностипри стандартных условиях рассчитывают, исходя из требований к точностиизмерения количества газа, возможных изменений значения плотности газа междуинтервалами измерений и обусловленной этими изменениями дополнительнойпогрешности.

10.5.3 Определениекомпонентного состава газа

10.5.3.1 Компонентный состав газаопределяют хроматографическим методом по ГОСТ23781.

10.5.3.2 При отборе проб газа дляпроведения хроматографического анализа состава газа руководствуютсятребованиями ГОСТ 18917. Рекомендуется точку отбора пробы размещать на ИТ.

10.6 Вычислительные устройства

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

Вычислитель должен все действия пополучению и преобразованию входной информации, а также вычислению промежуточныхзначений и выдаче выходных параметров производить автоматически. Ручное иликакое-либо внешнее вмешательство в процедуру вычислений не допускается.

10.6.2 Основная относительная погрешностьвычислителя не должна выходить за пределы допускаемых значений:

± 0,01 % - по показаниям и регистрациивремени;

± 0,1 % - по показаниям и регистрацииобъемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям (вычисление позаданным параметрам газа и объемному расходу при рабочих условиях).

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

Основная абсолютная погрешность приборане должна выходить за пределы допускаемого значения ± 0,15 °С - по показаниям ирегистрации температуры газа.

10.6.3 Подключение и конфигурированиепараметров вычислительного устройства выполняют в соответствии с его эксплуатационнойдокументацией.

10.6.4 Вычислительные устройства должныиндицировать мгновенные значения абсолютного давления, температуры и расходагаза при рабочих условиях и/или приведенного к стандартным условиям, а такжезначение объема газа, приведенного к стандартным условиям, накопленное снарастающим итогом.

При необходимости на экран устройстваотображения информации могут выдаваться промежуточные значения вычислений идругие параметры.

10.6.5 В архивную запись должны бытьвключены следующие данные:

- средние за установленный отчетныйпериод значения температуры, давления;

- средний расход газа при рабочихусловиях и/или приведенный к стандартным условиям;

- объем газа, приведенный к стандартнымусловиям;

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

10.6.6 В вычислительном устройстве должнабыть предусмотрена защита от вмешательства в процесс формирования и сохраненияархивов.

10.6.7 Вычислительное устройство должнообеспечивать возможность распечатки архивной и итоговой информации на принтеренепосредственно или через устройство приема/ передачи информации (переносногоустройства сбора информации, компьютера и т.п.).

11 Подготовка к измерениям и их проведение

11.1 Перед пуском в эксплуатацию УЗПРпроверяют соответствие:

- эксплуатационных характеристикприменяемых УЗПР реальным условиям измерения потока газа (температура,давление, скорость газа, компонентный состав, требуемая точность измерения);

- прямых участков ИТ требованиям настоящихправил и/или эксплуатационной документации изготовителя;

- монтажа соединительных трубок икабельных линий требованиям эксплуатационной документации;

- монтажа СИ параметров потокатребованиям раздела 10 и эксплуатационной документации.

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

11.3 При использовании вычислителя в егопамять должна быть введена необходимая информация о параметрах ихарактеристиках СИ параметров потока газа, ИТ, а также физических параметрахсреды.

11.4 Условно-постоянные параметры газазаписывают в журнал регистрации результатов измерений. Значенияусловно-постоянных параметров газа по мере необходимости должныкорректироваться.

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

12 Обработка результатов измерений

12.1 Расчет расхода газа, приведенного кстандартным условиям

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

12.1.2 При использовании плотномера дляопределения r и r_с расчетрасхода газа, приведенного к стандартным условиям, выполняют следующим образом:

а) определяют переменные параметры среды:r (см. 10.5.1), r_с (см. 10.5.2)и q_о по показаниям УЗПР;

б) рассчитывают по формуле (6.16) расход q_c.

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

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

б) измеряют или используютусловно-постоянное значение r_с (см. 10.5.2);

в) определяют полный компонентный состав(см. 10.5.3),если для расчета коэффициента сжимаемости применяют уравнения состояния AGA8-92DC или ВНИЦ СМВ;

г) определяют содержание в газе диоксидауглерода и азота, если для расчета коэффициента сжимаемости используют метод NX19 или уравнение состояния GERG-91;

д) рассчитывают коэффициент сжимаемостигаза K (см. 10.5.1.10);

е) рассчитывают по формуле (6.16) расход q_c.

12.1.4 При отсутствии СИ плотности газа врабочих и стандартных условиях расчет расхода газа выполняют в следующейпоследовательности:

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

б) определяют полный компонентный составгаза (см. 10.5.3)или используют условно-постоянные значения мольных или объемных долейкомпонентов газа;

в) если для расчета коэффициентасжимаемости применяют метод NX19 илиуравнение состояния GERG-91, то рассчитывают плотностьгаза при стандартных условиях по ГОСТ30319.1;

г) рассчитывают коэффициент сжимаемостигаза K (см. 10.5.1.10);

д) рассчитывают по формуле (6.16) расход q_c.

12.1.5 Регистрацию показаний СИпараметров газа и обработку результатов измерений проводят с помощьювычислителя расхода.

12.2 Расчет количества газа

12.2.1 Количество газа определяют спомощью вычислительного устройства путем циклического вычисления и измерениянеобходимых параметров (см. 6.6) и ихинтегрирования.

12.2.2 Процедура выполнения расчета наодном цикле вычислений с использованием информации о расходе газа илиприращения объема при рабочих условиях, получаемой от УЗПР, аналогичнапроцедуре, изложенной в 12.1.При этом принимают DV_оi = Dt_i q_оi.

12.2.3 Результат вычислений выдается вединицах измерения объема газа в рабочих условиях и объема газа, приведенного кстандартным условиям.

12.3 Расчет энергосодержания газа

Энергосодержание газа определяют по формуле (6.31).

13 Контроль точности результатов измерений

13.1 Применяемые СИ должны пройтигосударственные испытания для целей утверждения типа в соответствии с ПР50.2.009 [9].

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

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

13.3 Поверка (калибровка) СИ проводится всоответствии с требованиями нормативных документов, регламентирующих методы исредства поверки (калибровки) этих СИ.

Периодичность поверки (калибровки) СИдолжна соответствовать межповерочным интервалам, установленным при утверждениитипа СИ.

Корректировка межповерочного интервала взависимости от условий эксплуатации УЗПР проводится органом Государственнойметрологической службы по согласованию с метрологической службой ОАО"Газпром".

13.4 По результатам поверки допускаетсяюстировка УЗПР. Значение поправочного коэффициента рассчитывают по следующейформуле:

,                                                                                     (13.1)

где;

q_оi - показание поверяемого УЗПР;

 -показание эталонного СИ.

13.5 При проведении поверки (калибровки)УЗПР рекомендуется:

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

- обеспечить соответствие длин прямыхучастков ИТ и типов местных сопротивлений реальным условиям эксплуатации УЗПР;

- в качестве рабочей среды использоватьприродный газ;

- давление газа устанавливать не нижеполовины и не выше удвоенного значения давления, при котором будетэксплуатироваться УЗПР.

13.6 Если известна скоростьраспространения звука в измеряемом газе, то проверка установки нуля шкалы УЗПР(см. 10.2.4)может быть совмещена с проверкой длин акустических путей и значений временипрохождения акустического импульса в соответствии с эксплуатационнойдокументацией изготовителя.

Скорость распространения звука визмеряемом газе определяют путем деления длины акустического пути на измеренноезначение времени прохождения акустическим импульсом этого пути. Полученноезначение скорости распространения звука в измеряемом газе сравнивают срассчитанной величиной, полученной в соответствии с действующими нормативнымидокументами. Допустимое отклонение скорости звука в измеряемом газе отрасчетной величины должно указываться изготовителем в эксплуатационнойдокументации. Если допустимое отклонение не указано изготовителем, то егозначения принимают равными:

±0,25 % для D ³ 300 мм;

±0,50 % для D < 300 мм.

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

Для природногогаза скорость звука может быть рассчитана в соответствии с ГОСТ30319.3.Данная проверка может проводиться с использованием азота, скоростьраспространения звука в котором рассчитывают в соответствии с [4].

13.7 В процессеэксплуатации периодически контролируют:

- отклонениескорости звука от расчетной величины;

- долю правильных измерений или уровень шума.

Скорость звукав потоке газа может быть оценена по формуле

.                                                                                              (13.2)

14 Оценка погрешности результатов измерений

14.1 Общие положения

14.1.1 В данномразделе описана процедура расчета оценки погрешности измерений при ограниченнойисходной информации, когда для СИ нормированы только следующие метрологическиехарактеристики:

- пределыдопускаемых значений основной погрешности;

- пределыдопускаемых значений дополнительных погрешностей при наибольших отклоненияхвнешних влияющих величин от нормальных значений либо максимально допустимыезначения коэффициентов влияния.

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

14.1.2Границу составляющей относительной погрешности измерений параметра (у), вызванной основной погрешностьюизмерительного преобразователя или СИ, рассчитывают по следующим формулам:

а) приизвестной абсолютной погрешности

;                                                                                               (14.1)

б) приизвестной приведенной основной погрешности:

- еслинормирующее значение измеряемого параметра равно диапазону шкалы, то

,                                                                                              (14.2)

- еслинормирующее значение измеряемого параметра равно верхнему пределу измерений, то

,                                                                                                      (14.3)

14.1.3 Границусоставляющей относительной дополнительной погрешности измерений параметра (у), вызванную внешней влияющейвеличиной, рассчитывают по следующим формулам:

- при нормированиипределов допускаемых значений погрешности при наибольших отклонениях внешнейвлияющей величины от нормального значения

,                                                                  (14.4)

где d, D_д, g_д - относительная, абсолютнаяи приведенная дополнительные погрешности;

- принормировании пределов допускаемых значений коэффициентов влияния

,                                         (14.5)

где DX_р - наибольшее отклонение внешней влияющей величиныот нормального значения.

14.1.4Доверительные границы, в пределах которых находится значение измеряемогопараметра с учетом дополнительных составляющих погрешностей и погрешности,вызванной основной погрешностью измерительного преобразователя или СИ,рассчитывают по следующей формуле

,                                                                                     (14.6)

где n - количество влияющих величин;

d_дy - дополнительная погрешностьот i-й влияющей величины.

14.1.5Погрешность параметра (у),определяемого косвенным методом, который связан функциональной зависимостью спараметрами (у_i) (например, температурой, давлением, компонентнымсоставом)

y = F(y₁, у₂..... у_n),

рассчитывают поформуле

,                                                                                (14.7)

где d_мF - методическая погрешностьфункциональной зависимости;

d_yi - погрешность измерения i-го измеряемого параметра;

q_yi - коэффициент влияния i-го измеряемого параметра на величину определяемого параметра (у).

Коэффициентвлияния рассчитывают по формуле

,                                                                                                    (14.8)

где  - частная производнаяфункции F по параметру у_i.

Если неизвестнаматематическая взаимосвязь параметра ус параметрами у_i или дифференцирование функции F затруднено, то коэффициент влияния рассчитывают поформуле

,                                                                                                     (14.9)

где Dу - изменение определяемого параметрау при изменении измеряемогопараметра на величину Dу_i.

14.1.6 Еслипараметр измеряемой среды принят за условно-постоянную величину, то погрешностьэтого параметра рассчитывается по следующей формуле:

,                                                                    (14.10)

где d_yв - погрешность СИ, применяемого для оценки диапазонаизменения параметра.

14.2 Общие формулы для расчета погрешностиобъема газа, приведенного к стандартным условиям

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

,                                                                           (14.11)

где  - погрешностьизмерения объемного расхода с помощью УЗПР;

 - погрешность измеренияплотности газа, приведенного к стандартным условиям;

d_r - погрешность измеренияплотности при рабочих условиях;

d_в - погрешность вычислителя.

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

,                                                        (14.12)

или

,                                                (14.13)

где d_P - погрешность измерения абсолютного давления;

d_Т - погрешность измерениятемпературы;

d_K - общая погрешность расчета коэффициентасжимаемости;

d_Z, d_Zс - погрешности расчета факторов сжимаемости.

В случаеприменения вычислителя, у которого погрешность нормирована с учетом погрешностиизмерений Р, Т и погрешности расчета коэффициентасжимаемости, d_Vс определяют по формуле

.                                                                                          (14.14)

В случаеприменения вычислителя, у которого погрешность нормирована без учетапогрешности расчета коэффициента сжимаемости, но с учетом погрешности измеренийР, Т, величину  определяют по формуле

.                                                                                   (14.15)

14.3 Составляющие погрешности результатов измерений

14.3.1Относительную погрешность измерения объемного расхода d_qо в рабочих условиях рассчитывают по формуле

,                                                                                          (14.16)

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

d_yi - погрешность i-го измерительного преобразователя или СИ (например, погрешность УЗПР ипогрешность СИ, применяемого для регистрации и интегрирования его показаний) сучетом дополнительных погрешностей (см. формулу14.6).

Основнаяпогрешность УЗПР определяется по результатам его поверки (калибровки) иприводится в паспорте на УЗПР.

Еслиградуировка УЗПР осуществлялась при температуре и давлении, отличающихся отрабочих, а алгоритм не предусматривает учета данного обстоятельства, то приизмерении расхода газа возникает дополнительная погрешность, обусловленнаяизменением геометрических размеров УЗПР [5]:

в случаефланцевого соединения УЗПР и ИТ

;                                                                     (14.17)

в случае сварного соединения УЗПР и ИТ

,                                                                          (14.18)

где DТ = Т -T_град - разность температур газа при рабочих условиях и припроведении градуировки УЗПР (T_град);

DР = Р -P_град - разность давлений газа при рабочих условиях и припроведении градуировки УЗПР (P_град).

Учитывают погрешность d_дq, если ее значение превышает ±0,1 %. Допускаетсякорректировать показания УЗПР на величину данной погрешности.

Перечень и анализ источниковвозникновения погрешностей УЗПР приведены в ПриложенииГ.

14.3.2 Погрешности измерений абсолютногодавления газа при применении преобразователей абсолютного давления рассчитываютпо формуле

,                                                                                         (14.19)

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

d_yi -погрешность i-го измерительного преобразователя или СИ с учетомдополнительных погрешностей.

Погрешностиизмерений абсолютного давления при применении преобразователя избыточногодавления рассчитывают по формуле

,                                                             (14.20)

4.3.3 Погрешности измерений температурыгаза рассчитывают по формуле

,                                                               (14.21)

Так как погрешность первичныхпреобразователей температуры нормируется в абсолютных единицах (см. ГОСТ 6616 и ГОСТ6651), формула (14.21) приведена сиспользованием абсолютных погрешностей.

14.3.4 Расчет погрешности d_rсвыполняют, исходя из нижеприведенных положений. При использовании плотномерапогрешность d_rсопределяют по формулам, приведенным в 14.1.2и 14.1.4,в зависимости от метода нормирования погрешности плотномера.

Если при измерении плотности применяетсяболее одного измерительного преобразователя или СИ с известными погрешностями d_rсi, то погрешность d_rсопределяют по формуле

,                                                                                            (14.22)

где n - количествоизмерительных преобразователей или СИ.

При расчете r_с методомкосвенных измерений погрешность d_rсопределяют в соответствии с требованиями нормативных документов,регламентирующих этот метод.

При определении значения r_с по известномукомпонентному составу газа по ГОСТ30319.1 погрешность d_rсопределяют по формулам, приведенным в указанном стандарте.

14.3.5 При использовании плотномерапогрешность d_r определяют по формулам, приведенным в 14.1.2и 14.1.4,в зависимости от метода нормирования погрешности плотномера.

Если для измерения плотности применяютболее одного последовательно соединенного измерительного преобразователя или СИс известными погрешностями d_ri, то погрешность d_r находят по формуле

,                                                                                               (14.23)

где n -количество измерительных преобразователей или СИ.

14.3.6 Погрешности d_Хi определяют в соответствиис нормативными документами, которые устанавливают методы и СИ компонентногосостава среды.

Если метрологические характеристикиприменяемых газоанализаторов (или иных СИ концентраций компонентов газа)нормируются максимальной абсолютной погрешностью DХ_i определения i-й концентрации X_i, то погрешности d_Хi определяются по формуле

.                                                                                                  (14.24)

Допускается при проведении расчетовпринимать d_Xi = d_Ni.

14.3.7 Погрешности фактора и коэффициентасжимаемости рассчитывают без учета погрешности измерений давления итемпературы.

Погрешность определения коэффициентасжимаемости рассчитывают по формуле

,                                                                                            (14.25)

- при расчете K по уравнениям состояния AGA8-92DC или ВНИЦ СМВ:

,                                                                                        (14.26)

- при расчете K по методу NX19 мод.или по уравнению состояния GERG-91 мод.погрешность d_ид рассчитывают по формуле

d_ид = q_rсd_rс,                                                                                                       (14.27)

14.3.8 Коэффициенты влияния q_Р и q_Т, используемые в формулах (14.12) и (14.13),а также коэффициент влияния q_rс,необходимый для учета погрешности измерений r_с приопределении погрешности коэффициента сжимаемости, рассчитывают по формулам

,                                                                                                 (14.28)

,                                                                                                 (14.29)

,                                                                                                   (14.30)

где K'_P, K'_T и K'_rc -частные производные K по давлению,температуре и плотности при стандартных условиях, соответственно.

Значения K'_P, K'_T и K'_rc допускается определять поформулам

;                                                                                                      (14.31)

;                                                                                                       (14.32)

;                                                                                                      (14.33)

Длякоэффициентов влияния при Р £ 10 МПа, 250 £ Т £ 350 и 0,67 £ r_с £ 0,82 допускается приниматьзначения:

q_P = 1 при ;                                                                          (14.34)

q_T = 1 при ;                                                            (14.35)

q_rc= 0 при T ³ T_гrс = 626,11 - 249,11P + c₀ + [-602,9 + 404,9P + c₁]r_c.       (14.36)

Коэффициенты а_i, b_i, c_i определяют по следующим формулам:

;                                                                                                     (14.37)

;                                                                                                    (14.38)

;                                                                                                    (14.39)

Значения коэффициентова_ij, b_ij, c_ij приведены в таблице 14.1.

Таблица 14.1 - Коэффициенты а_ij, b_ij, c_ij.

14.4 Дополнительные составляющие погрешностиопределения количества среды (газа)

14.4.1Составляющие погрешности определения количества среды включают ряд дополнительныхсоставляющих, обусловленных погрешностями интегрирования значений расхода.

В случаеприменения вычислителей появляются следующие дополнительные составляющиепогрешности:

d_t - погрешность определения интервалавремени, в течение которого рассчитывают количество газа;

d_ди - погрешность дискретизацииизмеряемого параметра.

14.4.2Погрешность определения интервала времени d_t находят на основе данныхизготовителя вычислителя или рассчитывают по формуле

,                                                                   (14.40)

Даннуюсоставляющую погрешность геометрически суммируют (в качестве примерагеометрического суммирования может служить формула14.6) с результатом расчета по формулам подраздела 14.2.

14.4.3 При расчете количества среды покаждому из измеряемых параметров возникает дополнительная погрешность d_ди дискретизации аналогового сигнала во времени t, которую рассчитывают по формуле:

,                                                   (14.41)

Допускается для оценки погрешности d_диi использоватьформулу

,                                                           (14.42)

где n -количество опросов СИ за время t_к - t_н.

Погрешность d_ди убываетс увеличением времени измерений и уменьшением интервала опроса датчиков и возрастаетс увеличением амплитуды пульсаций параметров потока.

Рекомендуется проводить оценкупогрешности d_ди в случаях, если пульсации параметров потока превышают15 %, а время измерений менее суток.

Погрешность d_дигеометрически прибавляется к погрешности измерений параметра (к погрешностиизмерительного канала параметра), а именно: р, t, r и r_с.

Погрешность d_дидискретизации параметра может быть оценена только после проведения измерений,поэтому ее учет возможен только в реальных условиях эксплуатации.

Приложение А
(справочное)

Вариантырасположения акустических путей

А.1 На практике используются УЗПР с однимили несколькими отраженными или прямыми акустическими лучами.

Одноканальные расходомеры применяют для измерениярасхода газа с развитым профилем скорости и в случаях, когда не требуетсявысокой точности.

Многоканальные расходомеры позволяютминимизировать эффекты, вызванные распределением скоростей потока и числом Re. Они имеют высокую надежность, если электронная схемаустройства обработки сигналов обеспечивает дублирование или корректировкуалгоритма расчета при выходе из строя одного или ряда ПЭА.

На рисунках А.1 и А.2 показаны в качествепримеров варианты расположения акустических путей. На практике могутприменяться и другие варианты.

РисунокA.1 -Однолучевые УЗПР

РисунокА.2 - Многолучевые УЗПР

Приложение Б
(справочное)

Вариантымонтажа ПЭА

ПриложениеВ
(справочное)

Теоретические основы метода измерений

Предположим, чтоультразвуковой импульс передается от ПЭА (А) к ПЭА (В), расположенных под угломf к оси ИТ, через поток газа, направленныйвдоль оси х, как показано нарисунке В.1, локальные скорости которого зависят только от координаты у.

РисунокВ.1 - Схема измерительного участка

За время t ультразвуковой импульс пройдет некоторыйпуть, траектория которого может быть описана следующими уравнениями:

dу = c₀sin(f)dt;                                                                                                  (B.1)

dх = [с₀cos(f) + u(y)]dt.                                                                                   (В.2)

Если за время t₂ импульс достигает ПЭА (В), токоординаты конца акустического пути в соответствии с уравнениями (В.1) и (В.2)могут быть рассчитаны по следующим формулам:

Y = t₂c₀sin(f);                                                                                                   (B.3)

.                                        (В.4)

В соответствиис уравнением (B.1) dt = dу/c₀sin(f) интеграл в уравнении (В.4) может бытьпреобразован:

.                                                                        (В.5)

Учитывая, что

                                                                                                  (В.6)

и

c₀sin(f) = Y/t₂,                                                                                                  (B.7)

уравнение (В.5)можно привести к виду:

.                                                                                     (В.8)

Так как D/Y = d/X , уравнение (В.8) можнозаписать в следующем виде:

.                                                                                         (В.9)

Возведя вквадрат правую и левую части уравнений (В.7) и (В.9) и складывая их с учетомтождеств sin²(f) + cos²(f) = 1 и X² + Y² = (L_p)², получимследующее уравнение:

.                                     (В.10)

Решая уравнение(В.10) относительно t₂, получим следующую формулудля вычисления времени прохождения импульса между ПЭА (А) и (В):

.                                                                    (В.11)

Времяпрохождения ультразвукового импульса от ПЭА (В) к ПЭА (А) может быть вычисленопо аналогичной процедуре с учетом того, что скорость газа вносит обратныйэффект на распространение импульса в потоке:

.                                                                    (В.12)

Решая совместноуравнения (В.11) и (В.12) относительно скорости , получим следующую формулу:

.                                                                                                (В.13)

Среднююскорость газа через поперечное сечение ИТ можно вычислить по значению среднейскорости газа вдоль акустического пути и функции распределения скоростей потокав ИТ.

Средняяскорость газа через сечение ИТ по известным локальным скоростям потокарассчитывается по следующей формуле:

,                                                                                                   (В.14)

а средняяскорость газа вдоль акустического пути по формуле

.                                                                                                     (В.15)

В таком случаезависимость между скоростями  и u_а может быть выражена вследующем виде:

,                                                                                                          (В.16)

где

.                                                                                                  (В.17)

Для одноканальногоУЗПР, когда луч проходит через ось ИТ для полностью развитых равномерныхтурбулентных потоков, значения K_u, вычисленные по формуле(В.17), могут быть аппроксимированы формулой

.                                                                              (В.18)

Для ламинарногорежима при равномерном течении газа K_u = 0,75.

Если лучпроходит через хорду, находящуюся на расстоянии 0,25D от оси УЗПР, то K_u может быть принято равнымсреднему значению 0,996. В этом случае при числах Re от 10⁴ до 10⁸отклонение K_u от его среднего значения непревышает ±0,4 %.

Средняя скорость газа может бытьвычислена через значения средних скоростей на хордах сечения ИТ по следующейформуле:

                                                                      (В.19)

или

.                                                                         (В.20)

Многоканальные УЗПР имеют ограниченноечисло акустических путей, поэтому необходимо уравнение (В.20) заменитьследующей квадратурной формулой:

.                                                                                             (В.21)

Значения весовых коэффициентов, входящихв формулу (В.21), зависят от числа Re, числаакустических путей и их расположения. Главной задачей при выборе числа и местарасположения акустических путей является снижение зависимости показанийрасходомера от числа Re. Значениявесовых коэффициентов для различных вариантов числа и места размещенияакустических путей приводятся в работах [2,6].

Приложение Г
(справочное)

Источники погрешностей УЗПР

Г.1 Погрешности определениякорректирующего коэффициента распределения скоростей (k_u) или весовых коэффициентов (w_i) обусловлены следующими отклонениями кинематическойструктуры потока:

- деформацией потока газа в областиканалов, используемых для размещения ПЭА;

- существенным завихрением потока;

- деформацией профиля осевых скоростей;

- пульсациями потока.

Указанные погрешности могут быть сниженыза счет:

- увеличения длин прямых участков ИТ до ипосле УЗПР;

- использования струевыпрямителя;

- применения многоканальных УЗПР;

- выполнения градуировки УЗПР в условиях,максимально приближенных к рабочим.

Г.2 Погрешности вычисления площадисечения УЗПР и длины акустического пути обусловлены погрешностями измерения D, L и d, которые могут быть вызваны следующими факторами:

- использованием малой точности методов иСИ;

- изменением геометрических характеристикУЗПР, обусловленных загрязнением его проточной части или воздействием рабочегодавления и температуры.

Указанные погрешности могут быть сниженыза счет:

- выбора метода и СИ, обеспечивающихнаименьшую погрешность определения D, L и d;

- точной механической обработкивнутренней поверхности УЗПР и ИТ;

- коррекции показаний расходомера наизменение его геометрических характеристик;

- выполнения градуировки УЗПР в условиях,максимально приближенных к рабочим.

Г.3 Погрешности измерения временипрохождения импульса обусловлены искажением амплитуды и формы колебаний,которые могут быть вызваны следующими основными источниками:

- электрическим шумом;

- вторичным (вихревым) потоком;

- многофазностью измеряемого газа;

- загрязнением каналов, предназначенныхдля установки ПЭА;

- градиентами плотности измеряемого газа;

- высокой турбулентностью потока газа;

- акустическим шумом, генерируемымтечением потока газа в трубопроводе, внешними источниками, местнымисопротивлениями.

Причины, вызывающие искажение импульса,могут быть установлены на основе его диагностики и контроля.

Проблемы, связанные с движением газа,устраняют путем правильного выбора расположения УЗПР, его теплоизоляции иконтроля характеристик потока газа.

Акустические проблемы решаютсяобеспечением большого соотношения "сигнал-шум".

Г.4 Погрешности, связанные с измерениемвремени, определяются следующими факторами:

- техникой обнаружения импульса;

- методом измерения времени;

- временным разрешением;

- задержками времени в кабелях связи,электронике, ПЭА и стенке трубопровода;

- точностью вычислений;

- внешним влиянием на электронику;

- временными задержками импульса вканалах, предназначенных для установки ПЭА.

Погрешности, связанные с измерениемвремени, могут быть уменьшены путем установки нуля УЗПР в условияхэксплуатации.

Библиография

1.Кремлевский П.П. Расходомеры и счетчики количества. - Л.: Машиностроение,Ленинградское отделение, 1989.

2. ISO/TR 12765:1998(E) Measurement of fluidflow in closed conduits - Methods using transit-time ultrasonic flowmeters.Technical report.

3. A.G.A. Report N.9. Measurement of Gas byUltrasonic Meters Transmission Measurement Committee Operating Section AmericanGas Association, 1997.

4.Сычев В.В и др. Термодинамические свойства азота. - М.: Изд-во стандартов,1977. - 352 с.

5. Offshore Engineering Standards. Doc. №A3000SJ030 Dec. 1999. Code of practice for ultrasonic flowmeters - for generaluse/custody transfer.

6.Костылев В.В. и др. Принципы построения многоканального ультразвуковогорасходомера. - Труды 12-й Международной научно-практической конференции"Совершенствование измерений расхода жидкости, газа и пара", 23-25апреля 2002 г./ Под ред. В.И. Лачкова - СПб.: Борей-Арт, 2002. - 288 с.

7.ГСССД МР 107-98 Определение плотности, объемного газосодержания, показателяизоэнтропии и вязкости газоконденсатных смесей в диапазоне температур 240...350К при давлениях до 10 МПа.

8.ПР50.2.006-94 Государственная система обеспечения единства измерений. Порядокпроведения поверки средств измерений.

9.ПР50.2.009-94 Государственная система обеспечения единства измерений. Порядокпроведения испытаний и утверждения типа средств измерений.