СТО Газпром 5.2-2005 · СТО Газпром 5.2-2005 Дата введения - 2006-01-01 ... октября 2005 г. № 271 с 1 января 2006 г. ... ± 1,5%

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "ГАЗПРОМ"

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

Обеспечение единства измерений

РАСХОД И КОЛИЧЕСТВО ПРИРОДНОГО ГАЗА

МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ С ПОМОЩЬЮУЛЬТРАЗВУКОВЫХ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЕЙ РАСХОДА

СТО Газпром 5.2-2005

Дата введения - 2006-01-01

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченнойответственностью "ОМЦ Газметрология"

2 ВНЕСЕН Управлением метрологии и контролякачества газа Департаментаавтоматизации, информатизации,телекоммуникаций и метрологии ОАО"Газпром"

3 УТВЕРЖДЕН

И ВВЕДЕН ВДЕЙСТВИЕ

Распоряжением ОАО "Газпром" от 10октября 2005 г. № 271 с 1 января 2006 г.

ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

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

База нормативной документации: www.complexdoc.ru

1

www.princexml.com

Prince - Non-commercial License

This document was created with Prince, a great way of getting web content onto paper.

СОДЕРЖАНИЕ

1 Область применения

2 Нормативные ссылки

3 Термины и определения

4 Обозначения и сокращения

5 Требования к погрешности измерений

6 Метод измерений

6.1 Принцип измерений

6.2 Методы определения времен прохождения ультразвуковогоимпульса

6.3 Виды ультразвуковых преобразователей расхода

6.4 Объемный расход в рабочих условиях

6.5 Массовый расход и объемный расход газа, приведенный кстандартным условиям

6.6 Основные уравнения для определения количества газа

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

6.8 Энергосодержание газа

7 Требования безопасности

8 Условия проведения измерений

8.1 Условия применения УЗПР, вычислителя и СИ параметровпотока газа

8.2 Измеряемая среда

9 Требования к измерительному трубопроводу


2

10 Средства измерений и требования к их монтажу

10.1. Средства измерений и вспомогательные техническиесредства

10.2. Требования к УЗПР и его монтажу

10.3 Средства измерения давления

10.4 Средства измерения температуры газа

10.5 Средства измерения плотности и компонентного составагаза

10.6 Вычислительные устройства

11 Подготовка к измерениям и их проведение

12 Обработка результатов измерений

12.1 Расчет расхода газа, приведенного к стандартным условиям

12.2 Расчет количества газа

12.3 Расчет энергосодержания газа

13 Контроль точности результатов измерений

14 Оценка погрешности результатов измерений

14.1 Общие положения

14.2 Общие формулы для расчета погрешности объема газа,приведенного к стандартным условиям

14.3 Составляющие погрешности результатов измерений

14.4 Дополнительные составляющие погрешности определенияколичества среды (газа)

Приложение А (справочное) Варианты расположенияакустических путей

Приложение Б (справочное) Варианты монтажа ПЭА


3

Приложение В (справочное) Теоретические основы методаизмерений

Приложение Г (справочное) Источники погрешностей УЗПР

Библиография

1 Область применения1.1 Настоящий стандарт устанавливает методику выполнения

измерений расхода и количества природного газа при помощиультразвуковых преобразователей расхода.

1.2 Стандарт распространяется на ультразвуковыепреобразователи расхода как отечественного, так и зарубежногопроизводства.

1.3 Стандарт предназначен для применения на коммерческих иоперативных пунктах учета природного газа дочерних обществ иорганизаций ОАО "Газпром".

1.4 Стандарт не распространяется на ультразвуковыерасходомеры с накладными ультразвуковыми датчиками.

2 Нормативные ссылкиВ настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на

следующие стандарты:

ГОСТ 2939-63 Газы. Условия для определения объема

ГОСТ 18917-82 Газ горючий природный. Методы отбора проб

ГОСТ 22667-82 Газы горючие природные. Расчетный методопределения теплоты сгорания, относительной плотности и числаВоббе

ГОСТ 17310-2002 Газы. Пикнометрический метод определенияплотности


4

http://www.complexdoc.ru/ntd/481479




ГОСТ 23781-87 Газы горючие природные. Хроматографическийметод определения компонентного состава

ГОСТ 6616-94 Преобразователи термоэлектрические. Общиетехнические условия

ГОСТ 6651-94 Термопреобразователи сопротивления. Общиетехнические требования и методы испытаний

ГОСТ 30319.1-96 Газ природный. Методы расчета физическихсвойств. Определение физических свойств природного газа, егокомпонентов и продуктов его переработки

ГОСТ 30319.2-96 Газ природный. Методы расчета физическихсвойств. Определение коэффициента сжимаемости

ГОСТ 30319.3-96 Газ природный. Методы расчета физическихсвойств. Определение физических свойств по уравнениюсостояния

ГОСТ 8.563.2-97 Государственная система обеспечения единстваизмерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газовметодом переменного перепада давления. Методика выполненияизмерений с помощью сужающих устройств

ГОСТ Р 8.577-2000 Государственная система обеспеченияединства измерений. Теплота объемная (энергия) сгоранияприродного газа. Общие требования к методам определения.

3 Термины и определения3.1 ультразвуковой преобразователь расхода: Акустический

преобразователь расхода, работающий в ультразвуковомдиапазоне частот, в котором создается сигнал измерительнойинформации, основанный на зависимости акустического эффекта впотоке газа от ее расхода.

Ультразвуковой преобразователь расхода состоит из первичногоультразвукового преобразователя расхода и устройства обработкиего сигналов.

3.2 первичный ультразвуковой преобразователь расхода:Специально изготовленный участок трубопровода,


5



http://www.complexdoc.ru/ntd/





удовлетворяющий требованиям настоящего стандарта исодержащий преобразователи электроакустические.

3.3 преобразователи электроакустические: Устройства,преобразующие электрическую энергию в акустическую (энергиюупругих колебаний среды) и обратно.

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

3.4 устройство обработки сигналов: Устройство,осуществляющее генерацию сигналов, поступающих напреобразователи электроакустические, обработку сигналов,поступающих с преобразователей электроакустических иформирование стандартного выходного сигнала,пропорционального измеряемому расходу газа.

3.5 вычислитель расхода: Устройство, принимающее данныеот устройства обработки сигналов, а также показания датчиковтемпературы и давления, и вычисляющее расход и количествогаза, приведенные к стандартным условиям.

Вычислитель расхода может дополнительно принимать иучитывать показания хроматографа и плотномера.

3.6 акустический канал: Совокупность измеряемой среды ипары преобразователей электроакустических, передающихсигналы с помощью ультразвуковых колебаний.

3.7 акустический луч: Линия, вдоль которой распространяетсязвуковая энергия, испущенная преобразователемэлектроакустическим в определенном направлении.

3.8 одноканальный ультразвуковой преобразовательрасхода: Преобразователь расхода, в котором для измерениярасхода используется один акустический канал.

П р и м е ч а н и е 1 - Одноканальные ультразвуковыепреобразователи часто в технической литературе называютоднолучевыми или однопутевыми расходомерами.

П р и м е ч а н и е 2 - Звуковая энергия в одноканальномпервичном преобразователе расхода может передаваться междупреобразователями электроакустическими в виде прямых или


6

отраженных (однократно или многократно) от стенокизмерительного трубопровода акустических лучей.

3.9 многоканальный ультразвуковой преобразовательрасхода: Преобразователь расхода, в котором для измерениярасхода используется несколько акустических каналов.

П р и м е ч а н и е 1 - Многоканальные ультразвуковыепреобразователи часто в технической литературе называютмноголучевыми или многопутевыми преобразователями расхода.

П р и м е ч а н и е 2 - Звуковая энергия в многоканальномпервичном преобразователе расхода может передаваться междупреобразователями электроакустическими в виде прямых илиотраженных (однократно или многократно) от стенокизмерительного трубопровода акустических лучей.

3.10 акустический путь: Траектория движения акустическогоимпульса между преобразователями электроакустическими впотоке газа.

П р и м е ч а н и е - Кривизна акустического пути зависит от числаRe и Ма и возрастает с увеличением числа Ма и кривизныраспределения скоростей потока.

3.11 ультразвуковой импульс: Сигнал (ультразвуковыеколебания, волны в газе), генерируемый преобразователямиэлектроакустическими при подаче на него возбуждающегоэлектрического сигнала ограниченной продолжительности.

3.12 незатухающие ультразвуковые колебания в среде:Сигналы, генерируемые преобразователямиэлектроакустическими при подаче непрерывного возбуждающегоэлектрического сигнала.

3.13 измерительный трубопровод: Прямые участкитрубопровода, между которыми установлен ультразвуковойпреобразователь расхода.

4 Обозначения и сокращения4.1 Основные условные обозначения, применяемые в настоящем

стандарте, приведены в таблице 4.1.


7

Таблица 4.1 - Условные обозначения

Условноеобозначение Величина Единица

измерения

А Площадь поперечного сечения м2

а Расстояние между активными центрамиультразвуковых датчиков

м

с Скорость распространенияультразвукового импульса в потоке газаотносительно неподвижногонаблюдателя

м/с

с0 Скорость распространенияультразвукового импульса внеподвижном газе

м/с

D Внутренний диаметр трубопровода м

d Проекция длины акустического канала Lна линию, параллельную оситрубопровода (см. рис. 4.1)

м

Е Модуль упругости материала корпусаультразвукового преобразователярасхода

МПа

Eэ Энергосодержание (количество энергии,которое может быть получено присгорании газа)

МДж

f Частота 1/с


8

Hс Объемная удельная теплота сгораниягаза

МДж/м3

K Коэффициент сжимаемости газа 1

ku Корректирующий коэффициент нараспределения скоростей потока,равный отношению средней осевойскорости потока uа в сеченииультразвукового преобразователярасхода к средней скорости потока вдольакустического канала

-

1

L Длина части пути акустическогоимпульса, ограниченная внутреннейповерхностью трубопровода в состояниипокоя газа (см. рис. 4.1)

м

l Длина прямого участка измерительноготрубопровода

м

Lр Длина пути акустического импульса отизлучающих поверхностей обоих ПЭА всостоянии покоя газа (см. рис. 4.1)

м

m Масса газа кг

М Молекулярная масса газа кг/кмоль

Ma Число Маха (Ма = 1


9

-

/с0)

P Абсолютное давление газа Па

Рб Атмосферное давление Па

Pнп Давление насыщенного водяного пара вовлажном газе при температуре t

Па

Pи Избыточное (статическое) давление газа Па

qс Объемный расход, приведенный кстандартным условиям

м3/с

qm Массовый расход кг/с

qо Объемный расход при рабочих условиях м3/с

qt Объемный расход qо, при которомизменяется погрешностьультразвукового преобразователярасхода

м3/с

R Универсальная газовая постоянная R =8,31451

кДж/кмоль·К

Re Число Рейнольдса 1

t Температура среды °С


10

Т Термодинамическая температура среды К

u Локальная скорость потока м/с

uа Средняя осевая скорость потока посечению трубопровода, равнаяотношению объемного расхода (q0) кплощади поперечного сечения (А)

м/с

-

Средняя скорость потока вдольакустического пути

м/с

Vо Объем газа при рабочих условиях м3

Vc Объем газа, приведенный к стандартнымусловиям

м3

wi Весовой коэффициент i-й величины 1

xi Молярная доля i-го компонента смеси 1

Ni Объемная доля i-го компонента смеси 1

Z Фактор сжимаемости газа 1

a Коэффициент линейного тепловогорасширения материала

°C-1


11

bж Абсолютная объемная концентрацияжидкости в газе

1

bм Абсолютная объемная концентрациямеханических примесей в газе

1

d Относительная погрешность %

g Приведенная погрешность %

c Фазовый угол рад

l Длина волны ультразвукового колебания м

f Угол между осями ультразвуковыхпреобразователей и осью трубопровода(см. рис. 4.1)

град (рад)

w Циклическая частота рад/с

j Относительная влажность газа 1

m Динамическая вязкость газа Па·с

r Плотность газа кг/м3

rвг Плотность влажного газа кг/м3

rнп Плотность насыщенного водяного параво влажном газе при температуре t

кг/м3


12

t Время прохождения ультразвуковогоимпульса вдоль акустического пути илиинтервал времени, за которыйопределяется количество газа

с

D Абсолютная погрешность Единицавеличиныпараметра

Dt Разность между временамипрохождения ультразвуковых импульсоввдоль и против направления потокаодного и того же акустического каналаили интервал дискретизации приопределении количества газа

с


13

Рисунок 4.1. Схема однолучевого ультразвуковогопреобразователя расхода:

А - с прямым лучом; Б - с отраженным лучом

4.2 Индексы в условных обозначениях величин означаютследующее:

в - верхний предел измерений;

н - нижний предел измерений;

кр - критическое значение;

max - максимальное значение величины;

min - минимальное значение величины;

с - стандартные условия (Тс = 293,15 К, Pс = 0,101325 МПа =1,03323 кгс/см2 по ГОСТ 2939);

знак "-" (черточка над обозначением величины) - среднеезначение величины;

1 - движения против направления потока газа;

2 - движения по направлению потока газа.

4.3 Сокращения, примененные в настоящем стандарте:

ИТ - измерительный трубопровод;

ПЭА - преобразователь электроакустический;

СИ - средство измерений;

УЗПР - ультразвуковой преобразователь расхода.


14


5 Требования к погрешностиизмерений

Пределы относительной погрешности измерений объемногорасхода и объема природного газа, приведенного к стандартнымусловиям, по данной методике не должны превышать:

при применении УЗПР повышенной точности:

± 1 % при qt £ qо £ qов,

± 1,5% при qон £ qо £ qt;

при применении УЗПР малой точности:

± 1,5% при qt £ qо £ qов,

± 2,0 % при qон £ qо < qов,

где qон и qов - нижний и верхний пределы измеренийприменяемого УЗПР.

Статистические оценки погрешности измерений могут бытьполучены на основе расчетов, выполненных в соответствии сразделом 14.

6 Метод измерений6.1 Принцип измерений

Принцип измерений с помощью УЗПР основан на том, чтоультразвуковой импульс, направленный вдоль потока,распространяется быстрее ультразвукового импульса,направленного против потока.

Разность времен прохождения ультразвукового импульса, атакже время прохождения импульсов по направлению потока газаи против него зависят от средней скорости газа вдольакустического пути.


15

Формула для расчета средней скорости потока вдольакустического пути имеет вид:

-

.(6.1)

6.2 Методы определения временпрохождения ультразвуковогоимпульсаСредняя скорость потока вдоль акустического пути может бытьопределена путем прямого измерения времен прохожденияультразвукового импульса по направлению и против направлениядвижения потока газа (времяимпульсным методом), а также сиспользованием фазового или частотного метода.

Фазовый метод основан на измерении фазовых углов двухпостоянных ультразвуковых колебаний с циклической частотой wи их фазовых сдвигов, возникающих от разности временпрохождения этими колебаниями одного и того же расстояния попотоку и против него.

Циклическая частота, в зависимости от частоты колебаний,определяется по формуле

w =2pf.

(6.2)

При прохождении ультразвукового импульса одного и того жерасстояния по потоку и против него фазовые углы примутзначения:

c1 = wt1 =2pft1; (6.3)


16

c2 = wt2 =2pft2. (6.4)

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

-

. (6.5)

Частотный метод основан на зависимости разности частотповторения коротких импульсов или пакетов ультразвуковыхколебаний от разности времен прохождения этими колебаниямиодного и того же расстояния Lp по потоку и против него.

В частотно-импульсных расходомерах вырабатываются короткиеимпульсы, которые поступают к ПЭА с интервалами, равнымивремени прохождения ультразвука по направлению потока ипротив него.

Тогда

-

;(6.6)

-

;(6.7)


17

-

. (6.8)

Формула (6.1) с учетом уравнения (6.8) примет вид

-

. (6.9)

Малость величины f2 - f1 у частотных расходомеров являетсясущественным недостатком, затрудняющим точное измерениерасхода газа. В работах [1, 2] приводится ряд способов увеличенияразности частот, применяемых в ультразвуковых расходомерах.

В частотно-пакетных расходомерах вырабатываются не короткиеимпульсы, а непрерывные сигналы в течение всего временипрохождения ими акустического пути.

6.3 Виды ультразвуковыхпреобразователей расхода

6.3.1 УЗПР различают:

- по методам измерений средней скорости вдоль акустическогопути (см. 6.2);

- виду (отраженным или прямым является луч), количеству иразмещению ультразвуковых каналов;

- устройству и способам монтажа ПЭА.

6.3.2 УЗПР могут быть одноканальными или многоканальными(однолучевыми или многолучевыми).

Основные варианты расположения акустических путей,используемые в УЗПР, приведены в Приложении А.

Варианты монтажа ПЭА приведены в Приложении Б.


18

6.3.3 Лучи ультразвуковых каналов могут быть прямыми илиотраженными (однократно или многократно) от внутренней стенкиУЗПР.

Лучи ультразвуковых каналов могут быть расположены вдиаметральной плоскости УЗПР или в плоскостях, проходящихчерез хорды его сечения.

6.4 Объемный расход в рабочихусловиях

6.4.1 Одноканальный УЗПР

Объемный расход газа в рабочих условиях связан со среднейскоростью прохождения газа через поперечное сечение УЗПРследующим образом:

qо =Auа.

(6.10)

Для вычисления значения средней скорости газа черезпоперечное сечение УЗПР необходимо знать значениепоправочного коэффициента на распределение скоростей:

-

. (6.11)

Таким образом, расход газа может быть вычислен по измереннойсредней скорости потока газа вдоль акустического пути последующей формуле:

-


19

.(6.12)

Значение ku является функцией числа Re, шероховатости стеноктрубопровода (для турбулентных режимов течения) ирасположения акустического канала. Теоретические значения kuприведены в Приложении В.

6.4.2 Многоканальный УЗПР

При использовании многоканального УЗПР с применениеминтегрирующей техники объемный расход может быть вычисленпо формуле

-

, (6.13)

где n - число каналов;

-

- средняя скорость газа вдоль i-го канала;

-

. (6.14)

Значения весовых коэффициентов зависят от количества ирасположения акустических каналов (например, см. ПриложениеВ).


20

6.5 Массовый расход и объемныйрасход газа, приведенный кстандартным условиям

Массовый расход газа qm рассчитывают по измереннымзначениям объемного расхода и измеренной или рассчитаннойплотности газа:

-

.(6.15)

Объемный расход qc рассчитывают путем приведения объемногорасхода qо к стандартным условиям по формуле

-

.(6.16)

6.6 Основные уравнения дляопределения количества газа

6.6.1 Количество газа (Vс, Vo, m), прошедшего по ИТ заопределенный период времени т, с использованием информации оприращении объема газа, получаемой от УЗПР, рассчитывают последующим уравнениям:

-

;(6.17)


21

-

; (6.18)

-

, (6.19)

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

6.6.2 Количество газа (Vс, Vo, m), прошедшего по трубопроводуза определенный период времени t, с использованием информациио расходе газа при рабочих условиях, получаемой от УЗПР,рассчитывают по следующим уравнениям:

- при дискретном интегрировании функций во времени t синтервалами дискретизации Dti:

-

; (6.20)

-

; (6.21)

-


22

; (6.22)

- при дискретном интегрировании функций во времени t сравномерным интервалом дискретизации Dt:

-

; (6.23)

-

; (6.24)

-

, (6.25)

где

-

; (6.26)

n - количество интервалов дискретизации в течение времени (tк- tн)

6.6.3 Значения параметров, входящих в формулы (6.17)¸(6.25),могут быть результатами вычислений по средним параметрам,необходимыми для их расчета, или приняты условно-постояннымивеличинами. Например, величина qоi может быть результатомусреднения нескольких измерений средней скорости газа;


23

значение rс и состав газа могут быть приняты условно-постоянными величинами.

6.7 Объемный расход и объем сухойчасти влажного газа, приведенные кстандартным условиям

Расчет объемного расхода и объема сухой части влажного газа,приведенные к стандартным условиям, выполняют по формулам

-

; (6.27)

-

; (6.28)

-

;(6.29)

-

,(6.30)


24

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

6.8 Энергосодержание газаЭнергосодержание газа определяют по формуле

-

. (6.31)

Для определения объемной удельной теплоты сгорания газаприменяют методы по ГОСТ Р 8.577. При неизвестном полномкомпонентном составе газа допускается определять объемнуюудельную теплоту сгорания по ГОСТ 30319.1 и ГОСТ 22667.

7 Требования безопасности7.1 К проведению монтажа и выполнению измерений

допускаются лица, изучившие эксплуатационную документациюна СИ и вспомогательное оборудование, прошедшие инструктажпо технике безопасности, получившие допуск к самостоятельнойработе и имеющие опыт эксплуатации СИ на объектах газовойпромышленности.

7.2 Перед монтажом СИ и вспомогательного оборудованиянеобходимо обратить внимание на их соответствиеэксплуатационной документации, наличие и целостностьмаркировок взрывозащиты, наличие и целостность крепежныхэлементов, оболочек (корпусов). Монтаж СИ необходимопроизводить в строгом соответствии с их схемой внешнихсоединений. Запрещается вносить какие-либо изменения вэлектрическую схему внешних соединений, а также использоватьлюбые запасные части, не предусмотренные эксплуатационнойдокументацией и без согласования с изготовителем СИ.

7.3 В процессе эксплуатации, не реже одного раза в месяц, СИи вспомогательное оборудование должны осматриватьсяквалифицированным персоналом. При этом необходимо обращать


25



внимание на целостность оболочек (корпусов) СИ, наличиекрепежных элементов, пломб и предупредительных надписей.

8 Условия проведенияизмерений8.1 Условия применения УЗПР,вычислителя и СИ параметров потокагаза

8.1.1 Условия применения УЗПР и СИ должны соответствоватьтребованиям их изготовителей:

- к климатическим условиям эксплуатации;

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

- допустимой напряженности постоянных и переменныхмагнитных полей, а также уровню индустриальных радиопомех;

- допустимому уровню вибрации трубопровода;

- характеристикам электропитания.

8.1.2 Диапазоны измерений применяемых УЗПР и СИ должнысоответствовать диапазонам изменений параметров потока газа.Максимальные и минимальные значения измеряемых параметровдолжны перекрываться диапазонами измерения УЗПР и СИ.

В случае применения СИ, погрешность которых нормированакак приведенная, рекомендуется, чтобы максимальное значениеизмеряемого параметра было как можно ближе к 90 % верхнегопредела измерений соответствующего СИ.

8.1.3 Погрешности УЗПР, вычислителя и СИ параметров потокагаза должны соответствовать требованиям, указанным в разделе10.

8.1.4 УЗПР и СИ параметров потока газа должны быть включеныв Государственный Реестр СИ РФ. УЗПР и СИ могут применяться


26

только при наличии положительных результатов их поверки. ВсеСИ, входящие в состав измерительного комплекса с УЗПР, должныиметь действующие свидетельства о поверке.

8.2 Измеряемая среда8.2.1 Измеряемой средой является природный газ.

Параметры природного газа (компонентный состав, давление итемпература) должны находиться в пределах, при которыхобеспечиваются:

- возможность расчета или измерения плотности (факторасжимаемости) газа при рабочих условиях с известнойпогрешностью;

- отсутствие условий для образования гидратов в ИТ.

8.2.2 Следует избегать наличия жидких и/или твердыхвключений в потоке газа. Допустимые концентрации этихвключений не должны превышать указанных пределов вэксплуатационной документации на УЗПР.

Изготовитель должен информировать о возможностииспользования УЗПР при следующих характеристиках среды [3]:

- содержание диоксида углерода в газе свыше 10 %;

- плотность газа близка к критической плотности (0,9 < Т/Tкр <1,1 и 0,7 < r/rкр < 1,3);

- массовая доля серы, включая меркаптаны, сероводород идругие сернистые соединения, превышает 0,1 %.

Значения критических плотностей и температур газа следуетустанавливать на основе официальных данных, утвержденныхФедеральным агентством по техническому регулированию иметрологии Российской Федерации и Государственной службойстандартных справочных данных (ГСССД).

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


27

УЗПР могут использоваться для измерения нестационарныхпотоков газа, если основная частота спектра потока газа непревышает его полосы пропускания.

8.2.4 Для снижения влияния на показания УЗПР акустическихшумов, генерируемых установленной в потоке запорной арматурой(задвижки, клапаны, редукторы и т.п.), рекомендуетсяиспользовать УЗПР с рабочей частотой ПЭА выше 100 кГц.

8.2.5 Рекомендуется использование УЗПР при развитыхтурбулентных режимах течения газа при Re не менее 5000.

8.2.6 Фазовое состояние газа при прохождении через ИТ и впроцессе измерений не должно изменяться. Принято, что фазовоесостояние газа не меняется, если давление газа ниже давленияего конденсации. Давление конденсации смеси газов может бытьрассчитано в соответствии с ГСССД МР 107 [7].

9 Требования кизмерительномутрубопроводу

9.1 ИТ должен иметь круглое сечение по всей длине требуемогопрямого участка до и после УЗПР.

Смещение осей УЗПР и прилегающих к нему участков ИТ, атакже отклонения внутренних диаметров УЗПР и прилегающих кнему участков ИТ не должны превышать значений, установленныхизготовителем УЗПР. Если эти значения не оговореныизготовителем, то выполняют нижеприведенные требования:

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

б) разница диаметров ИТ и УЗПР не более 3 %, при этом высотауступа в месте соединения ИТ и УЗПР не должна превышать 2 %;

в) на участке ИТ длиной 10D, расположенном непосредственноперед УЗПР, ни одно из значений внутреннего диаметра ИТ влюбой плоскости не должно отличаться более чем на 3 % отсреднего внутреннего диаметра ИТ.


28

Внутренний диаметр ИТ определяют как среднееарифметическое результатов измерений не менее чем в трехпоперечных сечениях ИТ (два из которых расположены нарасстоянии 0 и 0,5D от УЗПР, а третье - в плоскости сварногошва), а в каждом из этих сечений - не менее чем в четырехдиаметральных направлениях, расположенных под одинаковымуглом друг к другу. Относительная погрешность применяемого СИне должна превышать 0,1 % измеряемой величины.

Внутренний диаметр УЗПР определяют как среднееарифметическое значение результатов измерений в трехпоперечных сечениях:

- вблизи ПЭА, расположенных вверх по потоку;

- вблизи ПЭА, расположенных вниз по потоку;

- на половине расстояния между этими ПЭА.

В каждом сечении выполняют измерения внутренних диаметровне менее чем в четырех диаметральных направлениях,расположенных под одинаковым углом друг к другу.Относительная погрешность применяемого СИ не должнапревышать 0,025 % измеряемой величины.

9.2 Длины прямых участков ИТ до и после УЗПР должнысоответствовать требованиям, установленным изготовителемУЗПР.

Если данные требования не указываются в эксплуатационнойдокументации на УЗПР, то рекомендуется:

- для одноканальных и двухканальных УЗПР длины прямыхучастков ИТ выбирать в зависимости от типа ближайшего местногосопротивления, в соответствии с таблицей 9.1;

- для многоканальных УЗПР обеспечивать прямой участок ИТдлиной не менее 20D перед и 10D после УЗПР по ходу потока газа.

Таблица 9.1 - Наименьшая относительная длина (

-

) прямых участков ИТ между УЗПР и местнымисопротивлениями


29

Местное сопротивление

-

Компрессор 40

Вентилятор (воздуходувка) 30

Фильтр 25

Вентиль, клапан, пробковый кран 20

Задвижка, равнопроходный шаровой кран 16

Колено, тройник 20

Группа колен в одной плоскости, разветвляющиесяпотоки

30

Группа колен в разных плоскостях, смешивающиесяпотоки

50

Резкое сужение потока 30

Любые местные сопротивления, установленные послеУЗПР

10

П р и м е ч а н и е - Длина прямых участков ИТ приведена дляполностью открытой запорной арматуры.


30

Для уменьшения длины прямого участка ИТ до УЗПР допускаетсяприменение струевыпрямителя. Тип струевыпрямителя и местоего расположения в ИТ должны указываться изготовителем УЗПР.При отсутствии таких данных поверка УЗПР должнапроизводиться совместно с используемым струевыпрямителем.

9.3 Соединительные фланцы и уплотнительные прокладки ИТдолжны быть одинакового диаметра и тщательно подогнаны другк другу. Сварной шов фланца ИТ, расположенного перед УЗПР,должен быть полностью или частично зачищен.

После проведения частичной зачистки сварного шва фланца ИТнеобходимо проверить, что диаметр ИТ, измеренный в плоскостисварного шва (Dш), удовлетворяет следующему условию:

Dш ³0,99DУЗПР,

(9.1)

где DУЗПР - внутренний диаметр УЗПР.

Диаметр Dш определяют как среднее арифметическое значениерезультатов измерений не менее чем в четырех диаметральныхнаправлениях, расположенных под одинаковым углом друг к другу.Относительная погрешность применяемого СИ не должнапревышать 0,1 % измеряемой величины.

Уплотнительные прокладки не должны выступать внутрь ИТ.Рекомендуется применение прокладок толщиной не более 3 мм.Для центровки прокладки в процессе монтажа используются тризатяжных болта, расположенные под углом 120°. После центровкиуплотнительной прокладки все болты плотно затягиваются.

9.4 Для прямых участков ИТ могут использоваться сварныетрубы только в том случае, если сварной шов не являетсяспиральным.

На прямом участке ИТ длиной 10D, расположенномнепосредственно перед УЗПР, высота валика шва не должнапревышать 0,015D.

9.5 Не допускается наличие осадков и отложений наповерхности ИТ на участке длиной 10D перед УЗПР. Данныйучасток может быть осмотрен без демонтажа ИТ при помощисветоводов через одно или несколько отверстий в стенках ИТ. При


31

обнаружении на внутренней поверхности ИТ каких-либоотложений их необходимо удалить.

10 Средства измерений итребования к их монтажу10.1. Средства измерений ивспомогательные технические средства

Для проведения измерений расхода и количества природногогаза в общем случае применяют следующие СИ и техническиеустройства:

- УЗПР;

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

- устройства обработки выходных данных измерительныхканалов и вычисления расхода и количества газа;

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

10.2. Требования к УЗПР и его монтажу10.2.1. УЗПР должен иметь нормированный стандартный

выходной сигнал, пропорциональный расходу газа в рабочихусловиях.

Показания УЗПР должны соответствовать, в пределахпогрешности, действительному расходу газа по ИТ во всемдиапазоне измерения. При этом параметры (состав, давление,температура, плотность, вязкость и скорость) измеряемого потокагаза должны соответствовать требованиям, установленным вэксплуатационной документации на УЗПР.

Пределы допускаемой относительной погрешности УЗПР недолжны превышать значений:

для УЗПР повышенной точности


32

± 0,5% при qt £ qо £ qов;

± 1,0% при qон £ qо < qt,

для УЗПР малой точности:

± 1,0% при qt £ qо £ qов;

± 1,5% при qон £ qо < qов.

10.2.2 Рекомендуется внутренний диаметр УЗПР и ИТ выбиратьиз условия, что 100 мм £ D £ 900 мм, а максимальная средняяскорость газа не превышает 25 м/с для газораспределительныхстанций и 20 м/с - для магистральных газопроводов.

Не рекомендуется применять УЗПР при максимальной среднейскорости газа менее 3 м/с.

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

- при заданном максимальном объемном расходе газа,приведенном к стандартным условиям

-

;

- при заданном максимальном объемном расходе при рабочихусловиях

-


33

За значение Ду принимают равное или ближайшее большее к Dзначение из стандартного ряда условных проходов УЗПР.

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

Все наружные части УЗПР должны изготавливаться изкоррозионно-стойкого материала или иметь покрытие, стойкое катмосферным воздействиям.

10.2.4 Проверку установки нуля шкалы УЗПР проводят всоответствии с его эксплуатационной документацией. Для этогоУЗПР изолируют от потока газа и проводят измерение. Приотсутствии движения газового потока УЗПР долженрегистрировать скорость потока газа от каждого ПЭА, непревышающую указанную изготовителем в эксплуатационнойдокументации. Если это значение не указано, то проверяют, чтобысредняя скорость потока газа, измеренная за 300 с, каждым ПЭАне превышала 6 мм/с.

Коррекцию показаний УЗПР допускается производить толькопри полной стабилизации давления и температуры газа вовнутренней полости УЗПР. В полевых условиях данная процедураможет проводиться только при условии, что течение газа черезУЗПР отсутствует, а температура газа стабилизирована.

10.2.5 Монтаж УЗПР производится в соответствии с егоэксплуатационной документацией. Для этого могут привлекатьсяспециалисты изготовителя УЗПР.

УЗПР устанавливают на заранее определенном участкегазопровода с соблюдением требований раздела 9. Передустановкой УЗПР в ИТ необходимо удостовериться, чтонаправление потока, указанное на фирменной табличке УЗПР,соответствует направлению потока газа в ИТ. При установкенеобходимо следить за тем, чтобы не допускалось повреждениеи сдавливание кабелей, идущих от датчиков. Внутренняяповерхность УЗПР должна оберегаться от каких-либоповреждений.

10.2.6 УЗПР устанавливают на горизонтальном, вертикальномили наклонном прямом участке ИТ. При измерении расхода газа,содержащего загрязнения или конденсат, пространственное


34

положение УЗПР выбирают таким образом, чтобы обеспечитьнаименьшую вероятность загрязнения или скопления конденсатав его проточной части и на ПЭА. Для этого УЗПР располагаюттак, чтобы ПЭА или точка отражения акустического импульса отстенки УЗПР не оказались на дне трубопровода.

10.2.7 Электромонтаж оборудования УЗПР проводят всоответствии с указаниями в его эксплуатационной документации.При необходимости электронные блоки УЗПР выносят в защитныещитовые помещения с соблюдением требований безопасности,принятых в ОАО "Газпром".

10.2.8 После монтажа проводится проверка герметичности ИТ,УЗПР и соединительных линий.

10.2.9 Во время эксплуатации УЗПР особое внимание должнобыть обращено на обеспечение чистоты поверхности ПЭА.

Если в газовом потоке предполагается наличие инородныхвеществ, рекомендуется установка фильтров на расстоянии неближе 25D до УЗПР.

10.3 Средства измерения давления10.3.1 Абсолютное давление газа Р измеряют либо

непосредственно, либо путем суммирования измеренных величинизбыточного (статического) Pи и атмосферного давлений Pб.

10.3.2 Избыточное и абсолютное давления измеряют с помощьюизмерительных преобразователей давления любого типа.

Метрологические характеристики СИ давления в условиях ихэксплуатации должны обеспечивать измерение абсолютногодавления газа в ИТ с предельной относительной погрешностью неболее ±0,6 %.

Выходные сигналы преобразователя давления должны бытьсовместимы с характеристиками входных сигналов устройств,предназначенных для регистрации результатов измерений и ихобработки.

10.3.3 Отверстие для отбора давления газа может бытьразмещено до или после УЗПР или в его корпусе. Расстояние отУЗПР до места отбора давления, размещенного вне корпуса УЗПР,


35

выбирают таким образом, чтобы потерями давления газа на этомучастке можно было пренебречь. Рекомендуется отверстие дляотбора давления газа располагать не далее 5D от УЗПР.

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

Отверстие для отбора давления должно быть круглым ицилиндрическим на длине не менее 2,5 диаметра этого отверстияот внутренней поверхности ИТ.

Диаметр отверстия не должен быть более 0,13D. Рекомендуетсявыбирать диаметр отверстия для отбора давления газа в пределахот 4 до 10 мм.

В месте выхода кромки отверстия должны быть острыми ивыполненными заподлицо с внутренней поверхностью ИТ илиУЗПР.

10.3.4 В горизонтальных и наклонных трубопроводах отверстиядля отбора давления размещают в верхней части ИТ или УЗПРс отклонением от вертикальной плоскости, проходящей через осьтрубы, не более 45° - для влажных газов и не более 90° - для сухихгазов.

В вертикальных трубопроводах отверстия для отбора давлениярасполагают в любой точке окружности ИТ или УЗПР с учетомтребований 10.3.3.

10.3.5 Атмосферное давление измеряют в месте расположенияизмерительного преобразователя избыточного давления, еслипоследний размещен в замкнутом пространстве при наличии в немразряжения или избыточного давления (наддува), создаваемогосистемами вентиляции или кондиционирования.

10.4 Средства измерения температурыгаза

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


36

Выходные сигналы преобразователя температуры должны бытьсовместимы с характеристиками входных сигналов устройств,предназначенных для регистрации результатов измерений и ихобработки.

10.4.2 Термодинамическую температуру газа определяют поформуле

Т = 273,15 +t. (10.1)

10.4.3 Температуру газа измеряют на прямом участке ИТ доили после УЗПР. Наличие местных сопротивлений между УЗПРи местом установки термометра не допускается. Наилучшимспособом установки чувствительного элемента термометраявляется его радиальное расположение на участке трубопроводапосле УЗПР.

10.4.4 При расположении чувствительного элементатермопреобразователя после УЗПР расстояние до него должнобыть не менее 1D и не более 5D, если чувствительный элементтермометра устанавливают в ИТ непосредственно или в гильзу снаружными диаметрами не более 0,13D. При использовании гильзс наружным диаметром, превышающим 0,13D, расстояние оттермометра до УЗПР должно быть в пределах от 3D до 5D.Установка термометров в гильзы с наружным диаметром,превышающим 1/3D, не допускается.

При измерении температуры газа перед УЗПР расстояние междучувствительным элементом термопреобразователя и УЗПР должнобыть не менее 20D, а наружный диаметр гильзы не более 0,13D.При этом участок ИТ между местом измерения температуры газаи УЗПР рекомендуется теплоизолировать.

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

10.4.6 При установке чувствительного элемента термометра вгильзу ее заполняют жидким маслом (например,трансформаторным) для обеспечения теплового контакта.

10.4.7 Часть чувствительного элемента термометра,выступающую над ИТ, теплоизолируют, если температура газовогопотока отличается от температуры окружающей среды более чемна ± 40 °С.


37

10.5 Средства измерения плотности икомпонентного состава газа

10.5.1 Определение плотности при рабочих условиях

10.5.1.1 Плотность измеряемой среды может быть измерена спомощью плотномера или рассчитана по измеренным параметрампотока согласно ГОСТ 30319.1 - ГОСТ 30319.3.

10.5.1.2 Для определения плотности газа в рабочих условияхдопустимо применение плотномеров любого типа.

Метрологические характеристики плотномера в условияхэксплуатации должны обеспечивать измерение плотности газа сотносительной погрешностью не более ±0,6 %.

10.5.1.3 Если плотность определяют на основе анализа пробизмеряемой среды, то для обеспечения представительностиотобранных проб следует руководствоваться требованиями ГОСТ18917. Отобранная проба может быть использована длянепосредственного измерения плотности с последующейкорректировкой к условиям измерения газа или для определениякомпонентного состава газа, который используют при расчетныхметодах определения плотности газа.

10.5.1.4 При установке пробоотборного устройства плотномеранепосредственно в ИТ длина прямого участка между УЗПР иплотномером должна быть достаточной для исключения еговлияния на кинематическую структуру потока.

Пробоотборное устройство плотномера с наружным диаметромменее 0,13D может быть установлено на расстоянии не ближе 20Dперед УЗПР.

При установке пробоотборного устройства плотномера снаружным диаметром не более 0,13D после УЗПР расстояниемежду ними должно быть не менее 2,5D. Если наружный диаметрпробоотборного устройства плотномера больше 0,13D, то онодолжно располагаться на расстоянии не менее 10D после УЗПР.

10.5.1.5 Изменение плотности газа отслеживают, создавая потокгаза через чувствительный элемент поточного плотномера путемответвления контролируемого потока газа.


38





10.5.1.6 Допускается применение фильтров и осушителей дляочистки от примесей пробы газа, поступающей в плотномер. Этиустройства не должны менять основной компонентный составизмеряемого газа.

10.5.1.7 Показания поточных плотномеров необходимоприводить к условиям измерений в сечении УЗПР.

Если значение давления и температуры газа в месте измеренияплотности газа отличается от значений давления и температурыгаза в месте расположения УЗПР, необходимо провестикорректировку показаний плотномера с учетом этих отличий.

10.5.1.8 Равенства температур контролируемого потока газа ипробы, находящейся в чувствительном элементе плотномера,добиваются путем размещения чувствительного элементаплотномера в потоке измеряемого газа и теплоизоляциейэлементов плотномера, находящихся вне ИТ.

10.5.1.9 При измерении расхода и количествамногокомпонентных газов, состав которых меняется в процессеизмерений, необходимо учитывать, что применение методаопределения плотности на основе отбора проб требует оценкидополнительной погрешности, вызванной принятием составаизмеряемого газа условно-постоянным параметром.

10.5.1.10 Если известны значения фактора сжимаемости имолярной массы газа, то плотность газа может быть рассчитана поформуле

-

. (10.2)

Если известны коэффициент сжимаемости и плотность газа пристандартных условиях, то плотность газа при рабочих условияхрассчитывают по формуле


39

-

.(10.3)

Для расчета фактора и коэффициента сжимаемости природногогаза рекомендуются следующие методы по ГОСТ 30319.2:

- 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." используютпри неизвестном полном компонентном составе природного газа.Исходными данными для расчета фактора сжимаемости прииспользовании данных методов являются плотность пристандартных условиях, давление, температура, содержание азота идиоксида углерода.

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

Методическая погрешность расчета фактора сжимаемостизависит от выбранного метода измерений, плотности газа пристандартных условиях, давления, температуры и содержаниясероводорода. В связи с этим рекомендуется применять тот метод,который для выбранных условий измерений имеет наименьшуюпогрешность. Значения методической погрешности длявышеперечисленных методов расчета коэффициента сжимаемостигаза приведены в таблице 1 ГОСТ 30319.2.

При измерении расхода и количества влажного газа возникаетнеобходимость в определении плотности влажного газа (см. 6.7).

Плотность влажного газа рассчитывают в соответствии сдействующими нормативными документами на основе результатовизмерений давления, температуры и состава газа, определенного сучетом содержания водяных паров.


40



При известном коэффициенте сжимаемости влажного газа Kвгплотность влажного газа рассчитывают по формуле

-

. (10.4)

Допускается по согласованию заинтересованных сторонплотность влажного газа рассчитывать по формуле

-

.(10.5)

Относительную влажность газа рассчитывают по формулам:

- при известной абсолютной влажности fм, выраженной массойводяного пара (в кг) в 1 м3 сухого газа,

-

;(10.6)

- при известной абсолютной влажности fс, выраженной массойводяного пара (в кг) в 1 м3 сухого газа в стандартных условиях,

-

; (10.7)


41

- при известной абсолютной влажности fв, выраженной массойводяного пара (в кг) в 1 м3 влажного газа,

-

.(10.8)

10.5.2 Определение плотности газа при стандартных условиях

10.5.2.1 Плотность газа при стандартных условиях измеряют илирассчитывают косвенным методом по известному компонентномусоставу.

10.5.2.2 Для определения плотности газа при стандартныхусловиях можно применять любые поточные плотномеры,показания которых не зависят от изменений температуры идавления контролируемой и окружающей среды, а также неизменяющие структуру потока газа.

Допускается определять плотность газа при стандартныхусловиях по ГОСТ 17310.

10.5.2.3 Место отбора проб газа должно быть оборудовано всоответствии с требованиями ГОСТ 18917. Рекомендуется точкуотбора пробы размещать на ИТ.

10.5.2.4 Расчет плотности косвенным методом по известномукомпонентному составу выполняют в соответствии с ГОСТ 30319.1.

10.5.2.5 Частоту определения плотности при стандартныхусловиях рассчитывают, исходя из требований к точностиизмерения количества газа, возможных изменений значенияплотности газа между интервалами измерений и обусловленнойэтими изменениями дополнительной погрешности.

10.5.3 Определение компонентного состава газа

10.5.3.1 Компонентный состав газа определяютхроматографическим методом по ГОСТ 23781.


42





10.5.3.2 При отборе проб газа для проведенияхроматографического анализа состава газа руководствуютсятребованиями ГОСТ 18917. Рекомендуется точку отбора пробыразмещать на ИТ.

10.6 Вычислительные устройства10.6.1 Вычислительные устройства, в зависимости от условий

измерений и формулы для определения расхода газа, должныавтоматически учитывать действительные значения необходимыхпараметров газа, формировать и сохранять архивы заустановленные отчетные периоды измерений.

Вычислитель должен все действия по получению ипреобразованию входной информации, а также вычислениюпромежуточных значений и выдаче выходных параметровпроизводить автоматически. Ручное или какое-либо внешнеевмешательство в процедуру вычислений не допускается.

10.6.2 Основная относительная погрешность вычислителя недолжна выходить за пределы допускаемых значений:

± 0,01 % - по показаниям и регистрации времени;

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

Основная приведенная погрешность прибора (за нормирующеезначение принимается диапазон измерений СИ) не должнавыходить за пределы допускаемых значений ±0,05 % - попоказаниям и регистрации давления, плотности и объемногорасхода газа при рабочих условиях (преобразование входныхсигналов).

Основная абсолютная погрешность прибора не должна выходитьза пределы допускаемого значения ± 0,15 °С - по показаниям ирегистрации температуры газа.

10.6.3 Подключение и конфигурирование параметроввычислительного устройства выполняют в соответствии с егоэксплуатационной документацией.


43


10.6.4 Вычислительные устройства должны индицироватьмгновенные значения абсолютного давления, температуры ирасхода газа при рабочих условиях и/или приведенного кстандартным условиям, а также значение объема газа,приведенного к стандартным условиям, накопленное снарастающим итогом.

При необходимости на экран устройства отображенияинформации могут выдаваться промежуточные значениявычислений и другие параметры.

10.6.5 В архивную запись должны быть включены следующиеданные:

- средние за установленный отчетный период значениятемпературы, давления;

- средний расход газа при рабочих условиях и/или приведенныйк стандартным условиям;

- объем газа, приведенный к стандартным условиям;

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

10.6.6 В вычислительном устройстве должна бытьпредусмотрена защита от вмешательства в процесс формированияи сохранения архивов.

10.6.7 Вычислительное устройство должно обеспечиватьвозможность распечатки архивной и итоговой информации напринтере непосредственно или через устройство приема/ передачиинформации (переносного устройства сбора информации,компьютера и т.п.).

11 Подготовка к измерениями их проведение

11.1 Перед пуском в эксплуатацию УЗПР проверяютсоответствие:

- эксплуатационных характеристик применяемых УЗПРреальным условиям измерения потока газа (температура,


44

давление, скорость газа, компонентный состав, требуемаяточность измерения);

- прямых участков ИТ требованиям настоящих правил и/илиэксплуатационной документации изготовителя;

- монтажа соединительных трубок и кабельных линийтребованиям эксплуатационной документации;

- монтажа СИ параметров потока требованиям раздела 10 иэксплуатационной документации.

11.2 Проводят комплексную проверку на герметичность всехсоединений ИТ, УЗПР и соединительных трубок.

11.3 При использовании вычислителя в его память должна бытьвведена необходимая информация о параметрах и характеристикахСИ параметров потока газа, ИТ, а также физических параметрахсреды.

11.4 Условно-постоянные параметры газа записывают в журналрегистрации результатов измерений. Значения условно-постоянных параметров газа по мере необходимости должныкорректироваться.

11.5 После проверки все СИ приводят в рабочее состояние ипроводят измерения расхода газа через ИТ.

12 Обработка результатовизмерений12.1 Расчет расхода газа, приведенногок стандартным условиям

12.1.1 Процедура расчета расхода газа при стандартныхусловиях зависит от состава применяемых СИ.

12.1.2 При использовании плотномера для определения r и rсрасчет расхода газа, приведенного к стандартным условиям,выполняют следующим образом:


45

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

б) рассчитывают по формуле (6.16) расход qc.

12.1.3 Расчет расхода газа при отсутствии СИ плотности газа врабочих условиях и наличии СИ плотности газа при стандартныхусловиях выполняют в следующей последовательности:

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

б) измеряют или используют условно-постоянное значение rс(см. 10.5.2);

в) определяют полный компонентный состав (см. 10.5.3), еслидля расчета коэффициента сжимаемости применяют уравнениясостояния AGA8-92DC или ВНИЦ СМВ;

г) определяют содержание в газе диоксида углерода и азота,если для расчета коэффициента сжимаемости используют методNX19 или уравнение состояния GERG-91;

д) рассчитывают коэффициент сжимаемости газа K (см.10.5.1.10);

е) рассчитывают по формуле (6.16) расход qc.

12.1.4 При отсутствии СИ плотности газа в рабочих истандартных условиях расчет расхода газа выполняют вследующей последовательности:

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

б) определяют полный компонентный состав газа (см. 10.5.3) илииспользуют условно-постоянные значения мольных или объемныхдолей компонентов газа;

в) если для расчета коэффициента сжимаемости применяютметод NX19 или уравнение состояния GERG-91, то рассчитываютплотность газа при стандартных условиях по ГОСТ 30319.1;

г) рассчитывают коэффициент сжимаемости газа K (см.10.5.1.10);


46


д) рассчитывают по формуле (6.16) расход qc.

12.1.5 Регистрацию показаний СИ параметров газа и обработкурезультатов измерений проводят с помощью вычислителя расхода.

12.2 Расчет количества газа12.2.1 Количество газа определяют с помощью вычислительного

устройства путем циклического вычисления и измерениянеобходимых параметров (см. 6.6) и их интегрирования.

12.2.2 Процедура выполнения расчета на одном циклевычислений с использованием информации о расходе газа илиприращения объема при рабочих условиях, получаемой от УЗПР,аналогична процедуре, изложенной в 12.1. При этом принимаютDVоi = Dti qоi.

12.2.3 Результат вычислений выдается в единицах измеренияобъема газа в рабочих условиях и объема газа, приведенного кстандартным условиям.

12.3 Расчет энергосодержания газаЭнергосодержание газа определяют по формуле (6.31).

13 Контроль точностирезультатов измерений

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

13.2 В процессе эксплуатации СИ подлежат поверке органамиГосударственной метрологической службы или юридическимилицами, аккредитованными на право поверки, в соответствии стребованиями ПР 50.2.006 [8].

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


47




13.3 Поверка (калибровка) СИ проводится в соответствии стребованиями нормативных документов, регламентирующихметоды и средства поверки (калибровки) этих СИ.

Периодичность поверки (калибровки) СИ должнасоответствовать межповерочным интервалам, установленным приутверждении типа СИ.

Корректировка межповерочного интервала в зависимости отусловий эксплуатации УЗПР проводится органом Государственнойметрологической службы по согласованию с метрологическойслужбой ОАО "Газпром".

13.4 По результатам поверки допускается юстировка УЗПР.Значение поправочного коэффициента рассчитывают последующей формуле:

-

, (13.1)

где

-

;

qоi - показание поверяемого УЗПР;

-

- показание эталонного СИ.


48

13.5 При проведении поверки (калибровки) УЗПРрекомендуется:

- установить струевыпрямитель перед УЗПР, если ониспользуется на реальном ИТ;

- обеспечить соответствие длин прямых участков ИТ и типовместных сопротивлений реальным условиям эксплуатации УЗПР;

- в качестве рабочей среды использовать природный газ;

- давление газа устанавливать не ниже половины и не вышеудвоенного значения давления, при котором будетэксплуатироваться УЗПР.

13.6 Если известна скорость распространения звука визмеряемом газе, то проверка установки нуля шкалы УЗПР (см.10.2.4) может быть совмещена с проверкой длин акустическихпутей и значений времени прохождения акустического импульса всоответствии с эксплуатационной документацией изготовителя.

Скорость распространения звука в измеряемом газе определяютпутем деления длины акустического пути на измеренное значениевремени прохождения акустическим импульсом этого пути.Полученное значение скорости распространения звука визмеряемом газе сравнивают с рассчитанной величиной,полученной в соответствии с действующими нормативнымидокументами. Допустимое отклонение скорости звука визмеряемом газе от расчетной величины должно указыватьсяизготовителем в эксплуатационной документации. Еслидопустимое отклонение не указано изготовителем, то его значенияпринимают равными:

±0,25 % для D ³ 300 мм;

±0,50 % для D < 300 мм.

При этом погрешность измерения давления газа не должнапревышать ±0,1 %, а температуры ±0,2 К.

Для природного газа скорость звука может быть рассчитана всоответствии с ГОСТ 30319.3. Данная проверка может проводитьсяс использованием азота, скорость распространения звука вкотором рассчитывают в соответствии с [4].


49


13.7 В процессе эксплуатации периодически контролируют:

- отклонение скорости звука от расчетной величины;

- долю правильных измерений или уровень шума.

Скорость звука в потоке газа может быть оценена по формуле

-

. (13.2)

14 Оценка погрешностирезультатов измерений14.1 Общие положения

14.1.1 В данном разделе описана процедура расчета оценкипогрешности измерений при ограниченной исходной информации,когда для СИ нормированы только следующие метрологическиехарактеристики:

- пределы допускаемых значений основной погрешности;

- пределы допускаемых значений дополнительных погрешностейпри наибольших отклонениях внешних влияющих величин отнормальных значений либо максимально допустимые значениякоэффициентов влияния.

Кроме того, отсутствует информация о виде функциираспределения внешних влияющих величин и частотныххарактеристиках изменений измеряемой величины и внешнихвлияющих величин.

14.1.2 Границу составляющей относительной погрешностиизмерений параметра (у), вызванной основной погрешностью


50

измерительного преобразователя или СИ, рассчитывают последующим формулам:

а) при известной абсолютной погрешности

-

; (14.1)

б) при известной приведенной основной погрешности:

- если нормирующее значение измеряемого параметра равнодиапазону шкалы, то

-

, (14.2)

- если нормирующее значение измеряемого параметра равноверхнему пределу измерений, то

-

, (14.3)

14.1.3 Границу составляющей относительной дополнительнойпогрешности измерений параметра (у), вызванную внешнейвлияющей величиной, рассчитывают по следующим формулам:

- при нормировании пределов допускаемых значенийпогрешности при наибольших отклонениях внешней влияющейвеличины от нормального значения


51

-

,(14.4)

где d, Dд, gд - относительная, абсолютная и приведеннаядополнительные погрешности;

- при нормировании пределов допускаемых значенийкоэффициентов влияния

-

,(14.5)

где DXр - наибольшее отклонение внешней влияющей величиныот нормального значения.

14.1.4 Доверительные границы, в пределах которых находитсязначение измеряемого параметра с учетом дополнительныхсоставляющих погрешностей и погрешности, вызванной основнойпогрешностью измерительного преобразователя или СИ,рассчитывают по следующей формуле

-

, (14.6)

где n - количество влияющих величин;

dдy - дополнительная погрешность от i-й влияющей величины.

14.1.5 Погрешность параметра (у), определяемого косвеннымметодом, который связан функциональной зависимостью с


52

параметрами (уi) (например, температурой, давлением,компонентным составом)

y = F(y1, у2 ..... уn),

рассчитывают по формуле

-

,(14.7)

где dмF - методическая погрешность функциональнойзависимости;

dyi - погрешность измерения i-го измеряемого параметра;

qyi - коэффициент влияния i-го измеряемого параметра навеличину определяемого параметра (у).

Коэффициент влияния рассчитывают по формуле

-

, (14.8)

где

-

- частная производная функции F по параметру уi.

Если неизвестна математическая взаимосвязь параметра у спараметрами уi или дифференцирование функции F затруднено, токоэффициент влияния рассчитывают по формуле


53

-

, (14.9)

где Dу - изменение определяемого параметра у при измененииизмеряемого параметра на величину Dуi.

14.1.6 Если параметр измеряемой среды принят за условно-постоянную величину, то погрешность этого параметрарассчитывается по следующей формуле:

-

,(14.10)

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

14.2 Общие формулы для расчетапогрешности объема газа,приведенного к стандартным условиям

14.2.1 Относительную погрешность измерения объемногорасхода, приведенного к стандартным условиям, в случаеприменения плотномера для определения r рассчитывают поформуле

-

,(14.11)

где

-


54

- погрешность измерения объемного расхода с помощью УЗПР;

-

- погрешность измерения плотности газа, приведенного кстандартным условиям;

dr - погрешность измерения плотности при рабочих условиях;

dв - погрешность вычислителя.

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

-

,(14.12)

или

-

,(14.13)

где dP - погрешность измерения абсолютного давления;

dТ - погрешность измерения температуры;

dK - общая погрешность расчета коэффициента сжимаемости;

dZ, dZс - погрешности расчета факторов сжимаемости.


55

В случае применения вычислителя, у которого погрешностьнормирована с учетом погрешности измерений Р, Т и погрешностирасчета коэффициента сжимаемости, dVс определяют по формуле

-

. (14.14)

В случае применения вычислителя, у которого погрешностьнормирована без учета погрешности расчета коэффициентасжимаемости, но с учетом погрешности измерений Р, Т, величину

-

определяют по формуле

-

. (14.15)

14.3 Составляющие погрешностирезультатов измерений

14.3.1 Относительную погрешность измерения объемногорасхода dqо в рабочих условиях рассчитывают по формуле

-

,(14.16)


56

где n - количество последовательно соединенных измерительныхпреобразователей или СИ, используемых для измерения расхода(например, УЗПР и СИ для регистрации и интегрирования егопоказаний);

dyi - погрешность i-го измерительного преобразователя или СИ(например, погрешность УЗПР и погрешность СИ, применяемогодля регистрации и интегрирования его показаний) с учетомдополнительных погрешностей (см. формулу 14.6).

Основная погрешность УЗПР определяется по результатам егоповерки (калибровки) и приводится в паспорте на УЗПР.

Если градуировка УЗПР осуществлялась при температуре идавлении, отличающихся от рабочих, а алгоритм непредусматривает учета данного обстоятельства, то при измерениирасхода газа возникает дополнительная погрешность,обусловленная изменением геометрических размеров УЗПР [5]:

в случае фланцевого соединения УЗПР и ИТ

-

;(14.17)

в случае сварного соединения УЗПР и ИТ

-

,(14.18)

где DТ = Т - Tград - разность температур газа при рабочихусловиях и при проведении градуировки УЗПР (Tград);

DР = Р - Pград - разность давлений газа при рабочих условиях ипри проведении градуировки УЗПР (Pград).


57

Учитывают погрешность dдq, если ее значение превышает ±0,1%. Допускается корректировать показания УЗПР на величинуданной погрешности.

Перечень и анализ источников возникновения погрешностейУЗПР приведены в Приложении Г.

14.3.2 Погрешности измерений абсолютного давления газа приприменении преобразователей абсолютного давлениярассчитывают по формуле

-

, (14.19)

где n - количество последовательно соединенных измерительныхпреобразователей или СИ, используемых для измеренияабсолютного давления;

dyi - погрешность i-го измерительного преобразователя или СИ сучетом дополнительных погрешностей.

Погрешности измерений абсолютного давления при применениипреобразователя избыточного давления рассчитывают по формуле

-

,(14.20)

где n - количество последовательно соединенных измерительныхпреобразователей или СИ, используемых для измеренияизбыточного давления;

dyi - погрешность i-го измерительного преобразователя или СИ сучетом дополнительных погрешностей;


58

dPб - погрешность измерения атмосферного давления.

4.3.3 Погрешности измерений температуры газа рассчитываютпо формуле

-

,(14.21)

где n - количество последовательно соединенных измерительныхпреобразователей или СИ, используемых для измерениятемпературы;

Dyi - абсолютная погрешность i-го измерительногопреобразователя или СИ с учетом дополнительныхпогрешностей.

Так как погрешность первичных преобразователей температурынормируется в абсолютных единицах (см. ГОСТ 6616 и ГОСТ 6651),формула (14.21) приведена с использованием абсолютныхпогрешностей.

14.3.4 Расчет погрешности drс выполняют, исходя изнижеприведенных положений. При использовании плотномерапогрешность drс определяют по формулам, приведенным в 14.1.2и 14.1.4, в зависимости от метода нормирования погрешностиплотномера.

Если при измерении плотности применяется более одногоизмерительного преобразователя или СИ с известнымипогрешностями drсi, то погрешность drс определяют по формуле

-


59


http://www.complexdoc.ru/ntd/

, (14.22)

где n - количество измерительных преобразователей или СИ.

При расчете rс методом косвенных измерений погрешность drсопределяют в соответствии с требованиями нормативныхдокументов, регламентирующих этот метод.

При определении значения rс по известному компонентномусоставу газа по ГОСТ 30319.1 погрешность drс определяют поформулам, приведенным в указанном стандарте.

14.3.5 При использовании плотномера погрешность drопределяют по формулам, приведенным в 14.1.2 и 14.1.4, взависимости от метода нормирования погрешности плотномера.

Если для измерения плотности применяют более одногопоследовательно соединенного измерительного преобразователяили СИ с известными погрешностями dri, то погрешность drнаходят по формуле

-

, (14.23)

где n - количество измерительных преобразователей или СИ.

14.3.6 Погрешности dХi определяют в соответствии снормативными документами, которые устанавливают методы и СИкомпонентного состава среды.

Если метрологические характеристики применяемыхгазоанализаторов (или иных СИ концентраций компонентов газа)нормируются максимальной абсолютной погрешностью DХiопределения i-й концентрации Xi, то погрешности dХiопределяются по формуле


60


-

. (14.24)

Допускается при проведении расчетов принимать dXi = dNi.

14.3.7 Погрешности фактора и коэффициента сжимаемостирассчитывают без учета погрешности измерений давления итемпературы.

Погрешность определения коэффициента сжимаемостирассчитывают по формуле

-

, (14.25)

где d - погрешность расчета коэффициента сжимаемости (см.таблицу 1 ГОСТ 30319.2);

dид - погрешность расчета коэффициента сжимаемости,связанная с погрешностью измерения исходных данных.Значение dид определяют по формулам:

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

-

, (14.26)


61


где qXi-коэффициент влияния мольной или объемной доли i-гокомпонента газа на величину коэффициента сжимаемости;

dХi - погрешность определения мольной или объемной доли i-гокомпонента газа.

- при расчете K по методу NX19 мод. или по уравнениюсостояния GERG-91 мод. погрешность dид рассчитывают поформуле

dид =qrсdrс,

(14.27)

где qrс-коэффициенты влияния плотности природного газа пристандартных условиях, содержания азота и диоксидауглерода на коэффициент сжимаемости;

drс - погрешности определения плотности природного газа пристандартных условиях.

14.3.8 Коэффициенты влияния qР и qТ, используемые в формулах(14.12) и (14.13), а также коэффициент влияния qrс, необходимыйдля учета погрешности измерений rс при определениипогрешности коэффициента сжимаемости, рассчитывают поформулам

-

, (14.28)

-


62

, (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 по формулам

-

;(14.31)

-

;(14.32)

-

;(14.33)


63

где DKP-изменение величины коэффициента сжимаемости приизменении давления на величину DР;

DKТ - изменение величины коэффициента сжимаемости приизменении температуры на величину DТ;

DKrc - изменение величины коэффициента сжимаемости приизменении плотности при стандартных условиях навеличину Drс.

Для коэффициентов влияния при Р £ 10 МПа, 250 £ Т £ 350 и 0,67£ rс £ 0,82 допускается принимать значения:

qP = 1 при

-

; (14.34)

qT = 1 при

-

; (14.35)

qrc = 0 при T ³ Tгrс = 626,11 - 249,11P + c0 + [-602,9 + 404,9P +c1]rc. (14.36)

Коэффициенты аi, bi, ci определяют по следующим формулам:

-

;(14.37)


64

-

; (14.38)

-

; (14.39)

Значения коэффициентов аij, bij, cij приведены в таблице 14.1.

Таблица 14.1 - Коэффициенты аij, bij, cij.

i j aij bij cij

0 0 -478,2774 142,0603 -788,8324

1 0 284,33 485,4953 1005,4473

2 0 -46,18 0,4691

3 0 2,4627

0 1 1693,7384 96,9053 449,8721

1 1 -735,28 -612,9600 -509,4425

2 1 125,17 0,7450

3 1 -6,8285


65

0 2 -1093,4157 -36,4980

1 2 556,31 19,6610

2 2 -92,94

3 2 5,0071

0 3 2,5259

1 3 -1,5356

14.4 Дополнительные составляющиепогрешности определения количествасреды (газа)

14.4.1 Составляющие погрешности определения количествасреды включают ряд дополнительных составляющих,обусловленных погрешностями интегрирования значений расхода.

В случае применения вычислителей появляются следующиедополнительные составляющие погрешности:

dt - погрешность определения интервала времени, в течениекоторого рассчитывают количество газа;

dди - погрешность дискретизации измеряемого параметра.

14.4.2 Погрешность определения интервала времени dt находятна основе данных изготовителя вычислителя или рассчитывают поформуле

-


66

,(14.40)

гдеtовк -

интервал времени, который показал вычислитель расходаи количества газа;

tэ - интервал времени, измеренный с помощью эталонного СИ;

Dt - интервал времени опроса датчиков;

n - количество опросов датчика за время tовк.

Данную составляющую погрешность геометрически суммируют(в качестве примера геометрического суммирования можетслужить формула 14.6) с результатом расчета по формуламподраздела 14.2.

14.4.3 При расчете количества среды по каждому из измеряемыхпараметров возникает дополнительная погрешность dдидискретизации аналогового сигнала во времени t, которуюрассчитывают по формуле:

-

,(14.41)

гдеDt -

равномерный интервал дискретизации во времениизмеряемого параметра У(t);

М[у] - математическое ожидание (среднее значение)непрерывной реализации измеряемого параметраУ(t);


67

Kу(0) иKу(Dt) -

значения автокорреляционной функции Kу(t)соответственно при t = 0 и t=Dt.

Допускается для оценки погрешности dдиi использоватьформулу

-

,(14.42)

где n - количество опросов СИ за время tк - tн.

Погрешность dди убывает с увеличением времени измеренийи уменьшением интервала опроса датчиков и возрастает сувеличением амплитуды пульсаций параметров потока.

Рекомендуется проводить оценку погрешности dди в случаях,если пульсации параметров потока превышают 15 %, а времяизмерений менее суток.

Погрешность dди геометрически прибавляется к погрешностиизмерений параметра (к погрешности измерительного каналапараметра), а именно: р, t, r и rс.

Погрешность dди дискретизации параметра может быть оцененатолько после проведения измерений, поэтому ее учет возможентолько в реальных условиях эксплуатации.


68

Приложение А(справочное)

Варианты расположенияакустических путей

А.1 На практике используются УЗПР с одним или несколькимиотраженными или прямыми акустическими лучами.

Одноканальные расходомеры применяют для измерения расходагаза с развитым профилем скорости и в случаях, когда нетребуется высокой точности.

Многоканальные расходомеры позволяют минимизироватьэффекты, вызванные распределением скоростей потока и числомRe. Они имеют высокую надежность, если электронная схемаустройства обработки сигналов обеспечивает дублирование иликорректировку алгоритма расчета при выходе из строя одного илиряда ПЭА.

На рисунках А.1 и А.2 показаны в качестве примеров вариантырасположения акустических путей. На практике могутприменяться и другие варианты.


69

Рисунок A.1 - Однолучевые УЗПР


70

Рисунок А.2 - Многолучевые УЗПР


71

Приложение Б(справочное)

Варианты монтажа ПЭА


72

Приложение В(справочное)

Теоретические основы методаизмерений

Предположим, что ультразвуковой импульс передается от ПЭА(А) к ПЭА (В), расположенных под углом f к оси ИТ, через потокгаза, направленный вдоль оси х, как показано на рисунке В.1,локальные скорости которого зависят только от координаты у.

Рисунок В.1 - Схема измерительного участка

За время t ультразвуковой импульс пройдет некоторый путь,траектория которого может быть описана следующимиуравнениями:


73

dу =c0sin(f)dt;

(B.1)

dх = [с0cos(f) +u(y)]dt. (В.2)

Если за время t2 импульс достигает ПЭА (В), то координатыконца 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 соответствии с уравнением (B.1) dt = dу/c0sin(f) интеграл вуравнении (В.4) может быть преобразован:

-

.(В.5)

Учитывая, что

-

(В.6)

и


74

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

уравнение (В.5) можно привести к виду:

-

. (В.8)

Так как D/Y = d/X , уравнение (В.8) можно записать в следующемвиде:

-

. (В.9)

Возведя в квадрат правую и левую части уравнений (В.7) и (В.9)и складывая их с учетом тождеств sin2(f) + cos2(f) = 1 и X2 + Y2 =(Lp)2, получим следующее уравнение:

-

.(В.10)

Решая уравнение (В.10) относительно t2, получим следующуюформулу для вычисления времени прохождения импульса междуПЭА (А) и (В):

-


75

.(В.11)

Время прохождения ультразвукового импульса от ПЭА (В) к ПЭА(А) может быть вычислено по аналогичной процедуре с учетомтого, что скорость газа вносит обратный эффект нараспространение импульса в потоке:

-

.(В.12)

Решая совместно уравнения (В.11) и (В.12) относительноскорости

-

, получим следующую формулу:

-

. (В.13)

Среднюю скорость газа через поперечное сечение ИТ можновычислить по значению средней скорости газа вдольакустического пути и функции распределения скоростей потока вИТ.

Средняя скорость газа через сечение ИТ по известнымлокальным скоростям потока рассчитывается по следующейформуле:

-


76

, (В.14)

а средняя скорость газа вдоль акустического пути по формуле

-

. (В.15)

В таком случае зависимость между скоростями

-

и uа может быть выражена в следующем виде:

-

,(В.16)

где

-

. (В.17)

Для одноканального УЗПР, когда луч проходит через ось ИТдля полностью развитых равномерных турбулентных потоков,значения Ku, вычисленные по формуле (В.17), могут бытьаппроксимированы формулой


77

-

.(В.18)

Для ламинарного режима при равномерном течении газа Ku =0,75.

Если луч проходит через хорду, находящуюся на расстоянии0,25D от оси УЗПР, то Ku может быть принято равным среднемузначению 0,996. В этом случае при числах Re от 104 до 108

отклонение Ku от его среднего значения не превышает ±0,4 %.

Средняя скорость газа может быть вычислена через значениясредних скоростей на хордах сечения ИТ по следующей формуле:

-

(В.19)

или

-

.(В.20)

Многоканальные УЗПР имеют ограниченное число акустическихпутей, поэтому необходимо уравнение (В.20) заменить следующейквадратурной формулой:

-

. (В.21)


78

Значения весовых коэффициентов, входящих в формулу (В.21),зависят от числа Re, числа акустических путей и их расположения.Главной задачей при выборе числа и места расположенияакустических путей является снижение зависимости показанийрасходомера от числа Re. Значения весовых коэффициентов дляразличных вариантов числа и места размещения акустическихпутей приводятся в работах [2, 6].

Приложение Г(справочное)

Источники погрешностейУЗПР

Г.1 Погрешности определения корректирующего коэффициентараспределения скоростей (ku) или весовых коэффициентов (wi)обусловлены следующими отклонениями кинематическойструктуры потока:

- деформацией потока газа в области каналов, используемых дляразмещения ПЭА;

- существенным завихрением потока;

- деформацией профиля осевых скоростей;

- пульсациями потока.

Указанные погрешности могут быть снижены за счет:

- увеличения длин прямых участков ИТ до и после УЗПР;

- использования струевыпрямителя;

- применения многоканальных УЗПР;

- выполнения градуировки УЗПР в условиях, максимальноприближенных к рабочим.


79

Г.2 Погрешности вычисления площади сечения УЗПР и длиныакустического пути обусловлены погрешностями измерения D, L иd, которые могут быть вызваны следующими факторами:

- использованием малой точности методов и СИ;

- изменением геометрических характеристик УЗПР,обусловленных загрязнением его проточной части иливоздействием рабочего давления и температуры.

Указанные погрешности могут быть снижены за счет:

- выбора метода и СИ, обеспечивающих наименьшуюпогрешность определения D, L и d;

- точной механической обработки внутренней поверхности УЗПРи ИТ;

- коррекции показаний расходомера на изменение егогеометрических характеристик;

- выполнения градуировки УЗПР в условиях, максимальноприближенных к рабочим.

Г.3 Погрешности измерения времени прохождения импульсаобусловлены искажением амплитуды и формы колебаний, которыемогут быть вызваны следующими основными источниками:

- электрическим шумом;

- вторичным (вихревым) потоком;

- многофазностью измеряемого газа;

- загрязнением каналов, предназначенных для установки ПЭА;

- градиентами плотности измеряемого газа;

- высокой турбулентностью потока газа;

- акустическим шумом, генерируемым течением потока газа втрубопроводе, внешними источниками, местнымисопротивлениями.

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


80

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

Акустические проблемы решаются обеспечением большогосоотношения "сигнал-шум".

Г.4 Погрешности, связанные с измерением времени,определяются следующими факторами:

- техникой обнаружения импульса;

- методом измерения времени;

- временным разрешением;

- задержками времени в кабелях связи, электронике, ПЭА истенке трубопровода;

- точностью вычислений;

- внешним влиянием на электронику;

- временными задержками импульса в каналах,предназначенных для установки ПЭА.

Погрешности, связанные с измерением времени, могут бытьуменьшены путем установки нуля УЗПР в условиях эксплуатации.

Библиография1. Кремлевский П.П. Расходомеры и счетчики количества. - Л.:

Машиностроение, Ленинградское отделение, 1989.

2. ISO/TR 12765:1998(E) Measurement of fluid flow in closedconduits - Methods using transit-time ultrasonic flowmeters. Technicalreport.

3. A.G.A. Report N.9. Measurement of Gas by Ultrasonic MetersTransmission Measurement Committee Operating Section AmericanGas Association, 1997.

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


81

5. Offshore Engineering Standards. Doc. № A3000SJ030 Dec. 1999.Code of practice for ultrasonic flowmeters - for general use/custodytransfer.

6. Костылев В.В. и др. Принципы построения многоканальногоультразвукового расходомера. - Труды 12-й Международнойнаучно-практической конференции "Совершенствованиеизмерений расхода жидкости, газа и пара", 23-25 апреля 2002 г./Под ред. В.И. Лачкова - СПб.: Борей-Арт, 2002. - 288 с.

7. ГСССД МР 107-98 Определение плотности, объемногогазосодержания, показателя изоэнтропии и вязкостигазоконденсатных смесей в диапазоне температур 240...350 К придавлениях до 10 МПа.

8. ПР 50.2.006-94 Государственная система обеспеченияединства измерений. Порядок проведения поверки средствизмерений.

9. ПР 50.2.009-94 Государственная система обеспеченияединства измерений. Порядок проведения испытаний иутверждения типа средств измерений.

Ключевые слова: измерение, расход, количество, природныйгаз, ультразвук, ультразвуковой преобразователь, расчет,погрешность


82



Documents

СТО Газпром 5.2-2005 · СТО Газпром 5.2-2005 Дата введения - 2006-01-01 ... октября 2005 г. № 271 с 1 января 2006 г. ... ± 1,5%