- Законы
- Кодексы
- Форум
Методика выполнения измерений количества природного газа в Московской области измерительными комплексами на базе сужающих устройств с регистрацией результатов измерений на диаграммах самопишущих приборов и использования этих результатов при распределении небаланса между поставщиком и потребителями. Рекомендация. МИ 2578-2003
Утверждена
Федеральным государственным
унитарным предприятием
Всероссийским научно
исследовательским институтом
метрологической службы Госстандарта
России (ФГУП ВНИИМС Госстандарта России)
Разработана по поручению НТК по метрологии и измерительной технике Госстандарта России (протокол N 4 от 14 марта 2000 года): ГУП "Мособлгаз", ЗАО "Аскон", ФГУП ВНИИМС.
Исполнители: от ГУП "Мособлгаз" В.Н. Царьков; от ЗАО "Аскон" В.А. Шиляев; от ФГУП ВНИИМС Б.М. Беляев, к.т.н., А.И. Вересков, к.т.н., Н.Е. Горелова, В.Г. Патрикеев, д.т.н. (рук. темы), А.М. Шаронов.
Утверждена ФГУП ВНИИМС 2003 г.
Зарегистрирована ФГУП ВНИИМС 2003 г.
Взамен МИ 2578-2000.
Настоящая Рекомендация (МИ) устанавливает методику выполнения измерений (МВИ) объема природного газа в Московской области измерительными комплексами на базе сужающих устройств с регистрацией результатов измерений на диаграммах самопишущих приборов или других первичных преобразователей или с помощью вычислителей, или расходомеров и счетчиков различного типа и использования этих результатов при распределении небаланса между поставщиком и потребителями.
1. Условные обозначения
D - внутренний диаметр измерительного трубопровода при рабочих
условиях, мм;
D - внутренний диаметр измерительного трубопровода при 20
20
°С, мм;
d - диаметр отверстия или горловины сужающего устройства при
20
20 °С, мм;
R - эквивалентная шероховатость измерительного трубопровода,
ш
мм;
тау - установленный интервал времени при планиметрировании
суточной диаграммы по приложению Г ГОСТ 8.563.1-97, час.;
тау - период времени, в пределах которого все средние
ij
значения и перепад давления, и абсолютное давление, и температура
и компонентный состав остаются (индекс j) условно-постоянными,
час.;
ро - действительное среднесуточное значение плотности в
с
стандартных условиях для i-того узла учета по данным пикнометра
или хроматографического анализа и расчету по ГОСТ 30319.0/3-96,
кг/куб. м;
(ро ) - договорное значение плотности в стандартных условиях
с п
за отчетный период по сертификату поставщика, кг/куб. м;
К - поправка к показаниям ИК за объемом на изменение состава
с
природного газа, вызванное изменением плотности в стандартных
условиях за отчетный период;
К - поправка к показаниям ИК за объемом на изменение состава
z
природного газа, вызванное изменением коэффициента сжимаемости за
отчетный период;
дельта (ро ) - относительная погрешность измерений договорной
с п
плотности в стандартных условиях, %;
V - измеренный объем природного газа по показаниям i-того
ij
узла учета за время тау , куб. м, в стандартных условиях;
ij
V - измеренный суточный объем природного газа i-того узла
i
учета, куб. м, в стандартных условиях;
ДЕЛЬТА - абсолютная погрешность суточного объема природного
Vi
газа, куб. м, в стандартных условиях i-того узла учета с учетом
К ;
с
дельта - относительная погрешность по объему по данным
Vi
паспорта на узел учета i-того узла учета с учетом К , %;
с
V - объем природного газа за отчетный период, полученный на
пс
узле учета поставщика, куб. м, в стандартных условиях;
V - объем природного газа за отчетный период, полученный на
пт
узле учета потребителя, куб. м, в стандартных условиях;
V - объем природного газа за отчетный период, назначаемый
бу
для бесприборного учета, определяется в соответствии с
нормативными документами Мособлгаза, куб. м, в стандартных
условиях;
(V ) - значение объема бесприборного контроля, не
бу доп
содержащего компонентов, распределение которых осуществляется за
счет приборного контроля;
ДЕЛЬТА V - значение величины исходного небаланса за отчетный
нб
период по данным измерений, куб. м, в стандартных условиях;
SUM - знак суммирования;
(V ) - оценка значения объема учитываемого природного газа
пс у
поставщика за сутки и за отчетный период, куб. м, в стандартных
условиях;
(V ) - оценка значения объема учитываемого природного газа
пт iу
для i-го потребителя за сутки и за отчетный период, куб. м, в
стандартных условиях;
k - коэффициент коррекции измеренного значения суточного
птi
объема природного газа для i-го потребителя;
i, j - индексы для обозначения номера потребителя и номера
суточного сектора, в котором все параметры являются
условно-постоянными.
2. Термины и их определения
Вычислитель - специализированный микроконтроллер, предназначенный для выполнения расчетов расхода и количества вещества и энергосодержания.
Счетчик количества - специализированный преобразователь (турбинный, ротационный, барабанный, вихревой, ультразвуковой, кориолисовый, корреляционный и др.), на выходе которого формируется объем (или масса) в рабочих или стандартных условиях за интервал времени, исчисляемый от начала отсчета.
Небаланс - разница между количеством вещества, поступившим в трубопроводную сеть и отобранным из нее участниками коммерческого учета (Unaccounted for gas) за сутки или за отчетный период.
Сведение баланса - распределение небаланса между участниками коммерческого учета за сутки и за отчетный период.
Условно-постоянная величина (на заданном интервале времени тау) - величина параметра, отклонение которого от среднего значения на заданном интервале времени можно оценить как дополнительную систематическую погрешность по формуле (5.26) ГОСТ 8.563.2-97. Если значение этой погрешности не удовлетворяет установленной норме, то интервал времени уменьшают, пока не будет достигнута требуемая точность (п. 5.2.3 ГОСТ 8.563.2-97).
Учет - переход от результатов измерений к значениям величин, используемым для взаиморасчетов между поставщиком и потребителями, на основании взаимосогласованных правил.
3. Общие положения
3.1. При разработке данной Рекомендации баланс сводится в пределах газораспределительной станции (ГРС) и ее потребителей (далее - "устойчивая структура газораспределения" (УСГР)). УСГР - условное наименование минимальной структуры, в пределах которой составляют баланс на основе приборного и бесприборного контроля полученного природного газа. При этом предполагают, что баланс может быть сведен на основании следующих допущений:
1) Практика учета объема природного газа в Московской области сопровождается изменением суточного состава газа из-за снабжения Европейской части РФ из различных месторождений, имеющих широкий диапазон изменения компонентного состава и влагосодержания. Учет этих изменений при выполнении балансных задач находится в компетенции продавца природного газа. При сведении баланса вводят поправку к показаниям средств измерений на изменение состава природного газа за отчетный период.
2) В пределах УСГР рассчитывают устойчивые во времени оценки распределения небаланса между поставщиком и потребителями, зависящие от объема природного газа и погрешности его измерений на узлах учета, которые позволяют ввести коэффициент, корректирующий показания каждого измерительного комплекса из-за наличия погрешности измерений, обеспечивающий сведение баланса к нулю, и, как правило, не корректирующий показания узлов учета поставщика по требованию "Правил поставки газа в РФ".
При этом скорректированные значения объема ни у одного узла учета не должны превышать величины его абсолютной погрешности.
3) Задача сведения баланса является комплексной, включающей в себя:
- определение технических и метрологических характеристик узлов учета, входящее в компетенцию Госстандарта РФ;
- сведение баланса природного газа в пределах УСГР, требующего задания величины плотности в стандартных условиях, молярных долей диоксида углерода и азота и их погрешностей в реальном режиме измерений, относящиеся к компетенции Трансгаза, Мосгаза и Мособлгаза.
4) Каждый измерительный комплекс (узел учета) обладает абсолютными погрешностями, максимальные значения которых в зависимости от режима работы зафиксированы в табличной форме в комплекте технической документации, и они остаются неизменными в течение межповерочного интервала.
5) Абсолютная погрешность измерительного комплекса является случайной величиной.
6) Источником информации о значении объема являются диаграммы регистрирующих приборов, отражающие средние значения за некоторый промежуток времени перепада давления на сужающем устройстве, абсолютного (или избыточного и барометрического) давлений, температуры и компонентного состава природного газа, или вычислители и счетчики количества, измеряющие значения объема по рекомендациям нормативных документов.
3.2. Исходными данными для сведения баланса являются пределы абсолютной погрешности определения объема природного газа с учетом реальных условий эксплуатации узлов учета поставщика и потребителей и изменения компонентного состава природного газа. Для потребителей, не имеющих приборного контроля, используют нормы, определяемые в нормативных документах, регламентирующих правила учета количества газа.
3.3. Измерения объема природного газа с помощью измерительных комплексов с сужающими устройствами регламентируются ГОСТ 8.563.1/3-97 и МИ 2588-2000. Последовательность выполнения измерений изложена в разделе 5 ГОСТ 8.563.1-97 и п. п. 8.1 и 8.3 ГОСТ 8.563.2-97, а также разделе 7 МИ 2588-2000. Исходными данными при выполнении измерений объема газа за сутки являются диаграммы регистрирующих приборов при условии принятия измеряемых величин в качестве "условно-постоянных". Расчет абсолютной погрешности измерений с использованием других средств измерений, зарегистрированных в Государственном реестре, осуществляется на базе их паспортных характеристик и рекомендаций (Приложения А, Б и В). Узлы учета поставщика и потребителей подлежат метрологическому контролю и надзору.
4. Методика выполнения измерений и учета объема природного газа
Последовательность измерений объема проводят следующими операциями:
4.1. Формируют исходные данные для выполнения расчетов.
4.2. Выполняют расчеты средних значений абсолютного давления, температуры и перепада давления на сужающем устройстве по планиметрическим числам.
4.3. Рассчитывают объем природного газа за время тау и за
ij
сутки по данным приборного контроля.
4.4. Рассчитывают погрешности измерений расхода и объема за сутки или за отчетный период.
4.5. Сводят баланс объема газа, измеренного поставщиком и потребителями за сутки и за отчетный период.
4.1. Формирование исходных данных
4.1.1. При выборе средств измерений для формирования информационных каналов основное внимание уделяют согласованию входных и выходных сигналов в нормированной форме и верхних пределов измерений (Приложение А).
По каждому каналу необходимо иметь информацию о верхнем пределе измерений, пределах допускаемой основной приведенной погрешности, типе преобразования выходного сигнала (линейный или квадратичный) и виде диаграммы. Необходимо указать тип планиметра, который используют в зависимости от вида диаграммы и типа выходного сигнала преобразователей.
Для счетчиков количества, типы которых зарегистрированы в Государственном реестре, необходимо иметь технические и метрологические характеристики, указанные в сертификате на счетчик.
4.1.2. Диаграммы суточных записей с отметками времени от начала измерений давления, температуры, перепада давления.
4.1.3. Плотность в стандартных условиях (ро ) и погрешность ее
с
измерения дельта (ро ) принимают постоянной за отчетный период.
с п
4.1.4. Комплект технической документации на узел учета по ПР 50.2.022-99 и МИ 2638-2001 содержит следующую информацию:
4.1.4.1. Средний состав природного газа или плотность в стандартных условиях и мольных долях диоксида углерода и азота в течение суток и погрешности их измерения в зависимости от метрологических характеристик информационных каналов по абсолютному давлению, температуре и определению состава и плотности в стандартных условиях. Эта оценка проводится с использованием программного комплекса "ФЛОУМЕТРИКА".
4.1.4.2. Характеристики узла учета:
- внутренний диаметр измерительного трубопровода D ;
20
- диаметр отверстия диафрагмы d ;
20
- эквивалентная шероховатость R ;
ш
- состав местных сопротивлений (первого и второго против
направления течения) на длине 100D до СУ и 10D после СУ;
- размер гильзы термометра и место его расположения;
- положение точек отбора давления, температуры, состава и
перепада давления.
4.1.4.3. Таблицу из паспорта измерительного комплекса с техническими и метрологическими характеристиками.
4.1.5. При применении в учетных операциях расходомеров и счетчиков различных типов используют их нормированные метрологические характеристики при измерениях объема природного газа с учетом режима работы узла учета.
4.1.5.1. Методика определения относительной и абсолютной погрешностей узлов учета в этом случае изложена в Приложении Б.
4.2. Выполнение расчетов средних значений абсолютных давлений, температуры и перепада давления на сужающем устройстве по планиметрическим числам
4.2.1. На основании анализа диаграммных записей выделяют периоды времени тау, в течение которых параметры считают неизменными во времени (условно-постоянными), в соответствии с приложением Г ГОСТ 8.563.1-97.
4.2.2. Проводят планиметрирование в секторах, где промежутки времени соответствуют тау.
4.2.3. В зависимости от типа планиметра по приложению Г ГОСТ 8.563.2-97 находят средние значения абсолютного давления, температуры и перепада давления по времени, где их принимают условно-постоянными величинами.
4.2.4. Определяют промежутки времени (сектор), в течение
которых все параметры (абсолютное или избыточное давление,
температура и перепад давления) одновременно остаются
условно-постоянными - тау . Эти промежутки времени и средние
ij
значения параметра фиксируют в табличной форме.
4.3. Расчет объема природного газа за сутки или за отчетный период по данным приборного контроля
4.3.1. Рассчитывают объемы природного газа за заданный
промежуток времени тау - (V ) и за отчетный период по
ij ij п
алгоритмам, изложенным в п. 8.2.3 ГОСТ 8.563.2-97 и разделу 7 МИ
2588-2000, при помощи программного комплекса "ФЛОУМЕТРИКА" либо
по показаниям вычислителей или счетчиков.
4.3.2. Вычисляют поправку для i-того узла учета к показаниям
ИК за отчетный период, связанную с изменением состава природного
газа, вызванную изменением плотности в стандартных условиях:
К = ро / (ро ) . (1а)
с с с п
Вычисляют поправку для i-того узла учета к показаниям ИК за отчетный период, связанную с изменением состава природного газа, вызванную изменением коэффициента сжимаемости:
К = К / К, (1б)
z р
где К и К - коэффициенты сжимаемости, рассчитанные по ГОСТ
р
30319, соответственно, при (ро ) и ро .
с п с
4.3.3. Объемы, полученные по показаниям на i-том узле учета,
корректируются с помощью поправок К и К :
с z
- для измерительных комплексов с сужающими устройствами:
0,5
V = (V ) (К / К ) ; (2а)
ij ij п z с
- для остальных методов измерений расхода и объема:
V = (V ) К К , (2б)
ij ij п z сч
где К = К [(ро ) , Р , Т ] / К {[ро (тау )], Р , Т } -
сч с с i i с i i i
поправка, вызванная различием в коэффициентах сжимаемости при
среднечасовой [ро (тау )] и среднесуточной (ро ) плотности
с i с с
реального газа в стандартных условиях. Для Московской области при
Р < 1 МПа, К = 1,002.
сч
4.3.4. Полученные в п. 4.3.3 результаты суммируют и определяют
количество природного газа за сутки или за отчетный период Т для
о
i-того узла учета потребителя - V , (Приложение В):
i
Т
о
V = SUM V = (V ) . (3)
i тау ij пт i
ij
Полученный результат V - это значения объема за отчетный
i
период по показаниям i-того узла учета в результате приборного
контроля у потребителя.
4.3.5. Объем газа, отпущенного поставщиком за отчетный период,
вычисляют как сумму объемов за отчетный период каждого узла учета
поставщика (k - номер узла учета поставщика) по формуле:
k
V = SUM (V ) . (4)
пс пс k
4.4. Расчет погрешности измерений расхода и объема за сутки или за отчетный период
4.4.1. В каждом секторе тау определяют абсолютную
ij
погрешность измерений объема ДЕЛЬТА по данным паспорта на узел
Vi
учета в зависимости от величины перепада давления (нагрузки на
узел учета). Абсолютную погрешность рассчитывают либо с
использованием программного комплекса "ФЛОУМЕТРИКА" в режиме
обратного расчета, либо линейной интерполяцией паспортных данных
на узел учета. В Приложении Е даны рекомендации по порядку
выполнения линейной интерполяции. В Приложении В приведена
методика расчета погрешности за сутки.
4.4.2. Значение абсолютной погрешности узла учета за отчетный
период определяется суммированием в зависимости от количества
суток в периоде Т .
о
4.4.3. Абсолютная погрешность поставщика определяется
суммированием абсолютных погрешностей каждого k-того узла учета
поставщика за отчетный период по формуле:
k
ДЕЛЬТА V = SUM (ДЕЛЬТА V ) . (5)
пс пс k
4.5. Сведение баланса объема газа, измеренного поставщиком и потребителями за сутки или за отчетный период
4.5.1. Определяют значение небаланса ДЕЛЬТА V в пределах
нб
УСГР за отчетный период:
i
ДЕЛЬТА V = V - [SUM (V ) + V ], (6)
нб пс пт i бу
где:
V и (V ) - соответственно объем поставщика из п. 4.3.5
пс пт i
(формула 4) и потребителя из п. 4.3.4 (формула 3);
V - значение количества, назначаемое для бесприборного учета и
бу
определяемое в соответствии с нормативными документами Мособлгаза
и Мосгаза.
4.5.1.1. Условием баланса является:
i
ДЕЛЬТА V = (V ) - [SUM (V ) + V ] = 0, (7)
нб пс у пт iу бу
где (V ) и (V ) - результаты учета соответственно
пс у пт iу
поставщика и потребителей. Здесь возможны два варианта:
- показания узла учета поставщика не корректируют в соответствии с "Правилами поставки газа в РФ" (V ) = V ; пс у пс - показания узла учета поставщика корректируют в соответствии с "Правилами учета газа", (V ) определяют по данным п. 4.5.6. пс у 4.5.2. Определяют постоянную ГРС по формуле:
i
А = ДЕЛЬТА V / SUM (ДЕЛЬТА ) . (8)
грс нб Vпт i
4.5.3. Определяют значение результата учета:
(V ) = k (V ) , (9)
пт iу птi пт i
где корректирующий коэффициент, отражающий наличие погрешности в результатах измерений ИК потребителей,
k = 1 + А дельта / 100.
птi грс птi
Значения относительной погрешности i-того ИК за отчетный период, %:
дельта = (ДЕЛЬТА ) 100 / (V ) ,
птi Vпт i пт i
где (ДЕЛЬТА ) - абсолютная погрешность i-того ИК за
Vпт i
отчетный период, тыс. куб. м.
4.5.4. Проверка отсутствия в небалансе компонентов объема бесприборного контроля, который распределяют между участниками приборного контроля.
4.5.4.1. Определение оптимального значения альфа .
опт
4.5.4.1.1. Определяют максимальное значение корректирующего
коэффициента среди всех потребителей:
альфа альфа
j
max(k ) = 1 + [(ДЕЛЬТА ) / SUM (ДЕЛЬТА ) ] [(ДЕЛЬТА V ) / (V ) ], (10)
птi Vпт i Vпт j нб j пт i
j
где (ДЕЛЬТА V ) = 0,25 SUM (ДЕЛЬТА ) . Значение фактора
нб j Vпт j
альфа отражает оценку формы распределения небаланса между
потребителями за отчетный период, которое заключено между 1
(корректирующий коэффициент прямо пропорционален погрешности по
паспортным данным ИК) и 2 (корректирующий коэффициент определяют
по принципу максимального правдоподобия, который приводит к
"методу наименьших квадратов").
4.5.4.1.2. Из равенства (10) определяют такое значение альфа,
которое придает значениям mах (k ) минимальное значение. Это
птi
значение является оптимальным альфа .
опт
4.5.4.2. Определение максимального небаланса (ДЕЛЬТА V ) ,
нб доп
распределение которого не содержит части объема бесприборного
контроля, который распределяют между участниками приборного
контроля.
4.5.4.2.1. Определяют минимальное значение корректирующего
коэффициента, отражающего наличие погрешности в ИК, среди всех
потребителей при значении альфа = альфа :
опт
альфа альфа
опт j опт
min(k ) = 1 + [(ДЕЛЬТА ) / SUM (ДЕЛЬТА ) ] [(ДЕЛЬТА V ) / (V ) ]. (11)
птi Vпт i Vпт j нб j пт i
4.5.4.2.2. Из равенства (11) определяют такое значение
k
(ДЕЛЬТА V ) , которое приводит к выполнению условия при значении
нб j
-4
невязки эпсилон = 5 х 10 :
альфа
опт
min(k ) х (V ) - (V ) - (ДЕЛЬТА ) <= эпсилон. (12)
птi пт i пт i Vпт i
k
Значение (ДЕЛЬТА V ) = (ДЕЛЬТА V ) = (ДЕЛЬТА V ) , при
нб j нб j нб доп
котором выполняется условие (12), является предельно допускаемым
значением небаланса, при котором небаланс не содержит части объема
бесприборного контроля, который распределяют между участниками
приборного контроля.
4.5.5. Значение объема бесприборного контроля, при котором
небаланс не содержит части объема бесприборного контроля, который
распределяют между участниками приборного контроля, обозначается
(V ) и определяют из равенства:
бу доп
j
(V ) = V - [SUM (V ) + (ДЕЛЬТА V ) ]. (13)
бу доп пс пт iу нб доп
4.5.6. Если V - (V ) < 0, то баланс сводят по первому
бу бу доп
варианту п. 4.5.1.1, когда показания узла учета поставщика не
корректируют в соответствии с "Правилами поставки газа в РФ"
баланс сводится по п. 4.5.1 - 4.5.3.
Если V - (V ) > 0, то:
бу бу доп
1) баланс сводят по п. 4.5.1 - 4.5.3 при V = (V ) и
бу бу доп
(V ) = V ;
пс у пс
2) баланс сводится по второму варианту п. 4.5.1.1, если
(ДЕЛЬТА V ) < ДЕЛЬТА V показания узла учета поставщика
нб доп нб
корректируют в соответствии с "Правилами учета газа"
(V ) = V - [V - (V ) ]. (14)
пс у пс бу бу доп
Проверяют выполнение условия
[V - (V ) ] - ДЕЛЬТА V <= 0. (15)
бу бу доп пс
Если условие (15) выполнено, то небаланс сводят при
V = (V ) и (V ) , которые подставляют в формулу (6).
пс пс у бу доп
Баланс сводят по п. 4.5.1 - 4.5.3.
Если условие (ДЕЛЬТА V ) < ДЕЛЬТА V не выполнено, то
нб доп нб
выполняют работы по исключению такого положения.
4.5.7. Результаты расчета объема природного газа за отчетный период представляют в соответствии с рекомендациями СТ СЭВ 543-77, МИ 1317-86 и п. 8.4.6 ГОСТ 8.563.2-97, изложенными в Приложении Г.
4.5.8. Примеры оценки пределов абсолютной погрешности узлов учета и примеры сведения балансов даны в Приложении В.
Приложение А
ФОРМИРОВАНИЕ ПАРАМЕТРОВ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ КАНАЛОВ (Типовые примеры)
А.1. Канал по измерениям избыточного давления (с указанием
условий измерений, соответствующих основной относительной
приведенной погрешности, и рабочих условий):
- Манометр самопишущий избыточного давления. Например,
манометр с трубчатой пружиной самопишущий типа МТС-711 с верхним
пределом измерений (Р ) , основной относительной приведенной
и в
погрешностью дельта , линейной шкалой и диафрагменными дисками
1
ДН250 (ГОСТ 7826-65) с оцифрованной линии отсчета от 0 до 100%.
- Преобразователь избыточного давления с вторичным прибором.
Например, манометр Сапфир ДИ с верхним пределом измерений р ,
в1
основной относительной приведенной погрешностью дельта , выходным
1
сигналом в нормированной форме (0...5 мА) и вторичный прибор
ДИСК-250 с входным сигналом (0...5 мА), верхним пределом измерений
р , основной относительной приведенной погрешностью дельта ,
в1 2
линейной шкалой и диафрагменными дисками ДR-250 ГОСТ 7826-82 с
оцифрованной линии отсчета от 0 до 100%.
А.2. Канал по измерениям перепада давления (с указанием
условий измерений, соответствующих основной относительной
приведенной погрешности, и рабочих условиях):
- Дифманометр самопишущий. Дифманометр-расходомер самопишущий
типа ДСС <*>, с основной относительной приведенной погрешностью
дельта , квадратичной шкалой, на избыточное давление (Р ) и
1 и в
диафрагменными дисками ДR-250 ГОСТ 7826-82 с оцифрованной линии
отсчета от 0 до 100%.
--------------------------------
<*> В соответствии с ГОСТ 8.563.1.3-97 для коммерческих учетов
его аттестуют как перепадомер с верхним пределом измерений,
соответствующим квадратному корню из перепада давления ДЕЛЬТА р ,
в
на который настраивают прибор при поверке.
- Дифманометр-перепадомер самопишущий типа ДСС с верхним
пределом измерений ДЕЛЬТА р , основной относительной приведенной
в
погрешностью дельта , линейной шкалой, на избыточное давление
1
(Р ) и диафрагменными дисками ДR-250 ГОСТ 7826-82 с оцифрованной
и в
линии отсчета от 0 до 100%.
- Преобразователь перепада давления с вторичным прибором.
- Дифманометр мембранный типа ДМ с верхним пределом измерений
ДЕЛЬТА р , основной относительной приведенной погрешностью дельта
в 1
и вторичным прибором КСД2, КСД3, ЭПИД и др. с верхним пределом
измерений ДЕЛЬТА р <*>, основной относительной приведенной
в
погрешностью дельта , линейной шкалой, на избыточное давление
1
(Р ) и диафрагменными дисками ДR-250 ГОСТ 7826-82 с оцифрованной
и в
линии отсчета от 0 до 100%.
--------------------------------
<*> При наличии у вторичного прибора (КСД2, КСД3, ЭПИД и др.) степенной шкалы следует использовать только квадратичную, что проверяют по заводскому клейму на лекале или при поверке, а верхний предел измерений указывают в виде корня квадратного из перепада давления, по которому поверен прибор.
- Дифманометр Сапфир ДД с верхним пределом измерений ДЕЛЬТА р , основной относительной приведенной погрешностью
в1
дельта , выходным сигналом в нормированной форме (0...5 мА) и
1
вторичный прибор ДИСК-250 с входным сигналом (0...5 мА), верхним
пределом измерений р , основной относительной приведенной
в1
погрешностью дельта , линейной шкалой и диафрагменными дисками
2
ДR-250 ГОСТ 7826-82 с оцифрованной линии отсчета от 0 до 100%.
А.3. Канал по измерениям температуры (с указанием условий измерений, соответствующих основной относительной приведенной погрешности, и рабочих условиях). Канал отличается большим разнообразием, начиная от промышленного ртутного термометра, который помещают в гильзу, и заканчивая сложными измерительными цепями - термопреобразователь различного типа, нормирующий преобразователь и вторичный прибор, или термопреобразователь и вторичный прибор с линейной (или квадратичной) шкалой.
А.4. Для всех измерительных каналов обязательными требованиями являются:
- проверка на совпадение верхних пределов измерений у первичного и вторичного преобразователей;
- при наличии нормированных сигналов выходной сигнал первичного преобразователя совпадает с входным сигналом вторичного прибора;
- указание типа (пропорциональный, корневой или полярный) планиметра, его марки и технических характеристик (тип диаграммы, который обрабатывают планиметром, допустимая погрешность и расчетный отсчет). В Приложении Д приведена необходимая информация по планиметрам (по инструкции гД4.004.000 РЭ);
- выделение установленного промежутка времени тау, в течение которого параметр можно трактовать как условно-постоянную величину, среднее значение которого определяют планиметрированием соответствующей диаграммы по секторам, равным установленному промежутку времени тау. При этом следует руководствоваться приложением Г ГОСТ 8.563.2-97.
Приложение Б
МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЯ ОБЪЕМА В РЕАЛЬНЫХ УСЛОВИЯХ ЭКСПЛУАТАЦИИ УЗЛОВ УЧЕТА С ПЕРВИЧНЫМИ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЯМИ РАСХОДА РАЗЛИЧНОГО ТИПА
Б.1. Метрологические характеристики измерительных комплексов,
указанные в сертификате, изменяются в реальных условиях
эксплуатации благодаря отсутствию на стадии сертификации
информации о погрешностях определения плотности в стандартных
дельта ро и рабочих дельта ро условиях. Это связано с тем, что
с
формулы по расчету относительной погрешности объема в стандартных
условиях в общем случае имеют вид:
- для измерительных комплексов с сужающими устройствами:
2 2 2 0,5
дельта V = [дельта + 0,25 х (дельта ро + дельта ро )] , (Б.1а)
с сч с
- для остальных методов измерений расхода и объема:
2 2 2 0,5
дельта V = (дельта + дельта ро + дельта ро ) . (Б.1б)
с сч с
Погрешность счетчика дельта определяют градуировкой и
сч
включают в сертификат на счетчик или расходомер (для измерительных
комплексов с сужающими устройствами погрешность счетчика
определяют расчетным путем по ГОСТ 8.563.2-97 и МИ 2588-2000), а
погрешности плотности в стандартных и рабочих условиях зависят от
среднесуточного состава природного газа и его влагосодержания и
диапазонов изменения абсолютного давления и температуры, которые
не могут входить в состав сертификата, так как условия
эксплуатации и изменения состава природного газа и его
влагосодержания не могут оставаться постоянными, а в конкретном
узле учета изменяются в некоторых пределах, неизвестных на стадии
сертификации расходомера, вычислителя или счетчика.
Формулу (Б.1а) распространяют на метод переменного перепада давления с сужающими устройствами.
Формулу (Б.1б) распространяют на расходомеры и счетчики с первичными преобразователями турбинного, ротационного, барабанного, вихревого, ультразвукового, кориолисового, корреляционного и других типов.
Принципиально возможно задать величину договорной средней
плотности в стандартных условиях (ро ) и погрешность ее
с п
определения дельта (ро ) по сертификату на поставляемый газ. В
с п
этом случае появляется возможность использовать эти результаты при
сертификации счетчиков и расходомеров, но этого в настоящее время
не делают. В сертификате на счетчик отражают только относительную
погрешность счетчика или расходомера, полученную при градуировке и
округленную до значения из нормального ряда.
Б.2. Рассмотрим методику определения относительной и абсолютной погрешностей измерительных комплексов в реальных условиях эксплуатации.
Б.2.1. Проводят расчет погрешности плотности в рабочих
условиях по рекомендациям ГОСТ 30319.0/3-96 и ГОСТ 8.563.2-97, с
учетом задания договорной средней плотности в стандартных условиях
и ее относительной погрешности:
дельта ро = дельта (ро ) , (Б.2)
с с п
2 2
дельта ро = [дельта (ро ) + (тэта дельта р ) +
с п р а
(Б.3)
2 2 0,5
+ (тэта дельта ) + (тэта дельта К) ] .
t t К
Функции влияния погрешностей абсолютного давления тэта ,
р
температуры тэта и коэффициента сжимаемости тэта и относительную
t К
погрешность плотности в рабочих условиях дельта ро оценивают по
результатам расчета по ГОСТ 30319.0/3-96 или программного
комплекса ФЛОУМЕТРИКА.
Б.2.2. Относительную погрешность узла учета рассчитывают по равенствам (Б.1а) или (Б.1б) в зависимости от технических и режимных характеристик, указанных в сертификате при утверждении типа (при сертификации счетчика), или в реальных диапазонах изменения абсолютного давления, температуры и компонентного состава природного газа при оценке погрешности узла учета в реальных условиях эксплуатации.
Б.3. Комплект технической документации на узел учета в реальных условиях эксплуатации приведен в разделе Б.5.
Б.4. Рекомендуемая форма выходного документа для счетчиков количества приведена в разделе Б.6.
Б.5. Комплект технической документации на измерительный комплекс с сужающим устройством в реальных условиях эксплуатации по ПР 50.2.022-99 и МИ 2638-2001.
(заполняют на ПК ФЛОУМЕТРИКА)
Паспорт измерительного комплекса для измерительного трубопровода _________________________________________ Среда в трубопроводе Среда в трубопроводе ___________________________ природный газ Заданный предел допускаемой погрешности измерений расхода, % _____ 1. Состав измерительного комплекса 1.1. Среднее значение внутреннего диаметра измерительного трубопровода при температуре _______ °С, мм ________ 1.2. Среднее значение внутреннего диаметра измерительного трубопровода при температуре 20 °С, мм ____________ 1.3. Наибольшее отклонение от среднего диаметра в контролируемых сечениях, мм ____________________ 1.4. Материал трубопровода ___________________________________ 1.5. Температурный коэффициент линейного расширения материала трубопровода при температуре измерений диаметра, 1/°С: от _____________ до _______________ 1.6. Эквивалентная шероховатость стенок трубопровода, мм _________ 1.7. Сужающее устройство _________________________________________ 1.8. Средний диаметр отверстия сужающего устройства при температуре 20 °С ____________ 1.9. Наибольшее отклонение от среднего диаметра, мм ______________ 1.10. Относительное отверстие сужающего устройства: от _____________ до ______________ 1.11. Материал сужающего устройства ______________________________ 1.11.1. Температурный коэффициент линейного расширения материала СУ - при температуре измерений диаметра, 1/°С: от _____________ до _______________ 1.12. Коэффициент расхода при верхнем пределе измерений: от _____________ до _______________ 1.13. Смещение оси входного торца диафрагмы относительно оси измерительного трубопровода, мм __________________________________ 1.14. Смещение оси выходного торца диафрагмы относительно оси измерительного трубопровода, мм __________________________________ 1.15. Коэффициент расширения среды: от _________ до __________ 1.16. Межповерочный интервал диафрагмы, лет __________________ 1.17. Термопреобразователь _______ класс точности ____________ 1.18. Заводской N __________________ 1.19. Дата последней поверки _____________________ 1.20. Вторичный прибор измерений температуры _______________ класс точности _____________ 1.21. Заводской N ___________________ 1.22. Дата последней поверки _____________________ 1.23. Преобразователь избыточного давления _________________ класс точности _____________ 1.24. Заводской N ___________________ 1.25. Дата последней поверки _____________________ 1.26. Вторичный прибор измерений давления __________________ класс точности _____________ 1.27. Заводской N ___________________ 1.28. Дата последней поверки _____________________ 1.29. 1-й преобразователь разности давления ________________ класс точности _____________ 1.30. Заводской N ___________________ 1.31. Дата последней поверки _____________________ 1.32. 2-й преобразователь разности давления ________________ класс точности _____________ 1.33. Заводской N ___________________ 1.34. Дата последней поверки _____________________ 1.35. Промежуточный преобразователь разности давления ____________ класс точности _______________ 1.36. Заводской N ___________________ 1.37. Дата последней поверки ______________________ 1.38. Вторичный прибор измерений давления __________________ класс точности _______________ 1.39. Заводской N ____________________ 1.40. Дата последней поверки ______________________
Примечание.
Для характеристики любого преобразователя указывают тип, модификацию, верхний предел измерений и класс точности по Госреестру средств измерений.
2. Схема первичного преобразователя
В схеме первичного преобразователя указывают: состав измерительного трубопровода до сужающего устройства, расстояния между сужающим устройством и первым местным сопротивлением (в мм и числе диаметров D), тип первого местного сопротивления, расстояние между первым и вторым местными сопротивлениями (в мм и числе диаметров D), расстояния между сужающим устройством и местным сопротивлением после сужающего устройства (в мм и числе диаметров D), точки отбора давления и разности давления.
3. Диапазоны изменения контролируемых параметров 3.1. Расход _______________________ от __________ до _____________ 3.2. Состав природного газа наименьшей плотности (либо наименьшая плотность в стандартных условиях и молярные доли диоксида углерода и азота) и их погрешности 3.3. Состав природного газа наибольшей плотности (либо наибольшая плотность в стандартных условиях и молярные доли диоксида углерода и азота) и их погрешности 3.4. Плотность в стандартных условиях, кг/куб. м ____ от __ до ___ 3.5. Температура среды, °С __________ от _____ до ______ 3.6. Абсолютное давление на входе в сужающее устройство (указать размерность) ____________________ от ____ до _______ 3.7. Атмосферное давление (указать размерность) от _____ до ____ 3.8. Плотность в рабочих условиях, кг/куб. м _____ от ____ до ____ 3.9. Показатель адиабаты ____________ от ____ до ____ 3.10. Коэффициент динамической вязкости (указать размерность) ____ ________________ от _____ до ______ 3.11. Оценка реализуемого предела погрешности измерения расхода (по МИ 2634-2001) ___________ от ____ до ____ 3.12. Оценка реализуемого предела погрешности измерений количества (по МИ 2634-2001) ___________ от ____ до ____
4. Технические и метрологические характеристики измерительного комплекса
--------------+-----------+-------------+------------+------------ ¦ Перепад на ¦ Расход, ¦ Средний ¦ Предел ¦Предел от- ¦ ¦ сужающем ¦ куб. м, в ¦относительный¦ абсолютной ¦носительной¦ ¦ устройстве, ¦стандартных¦ расход ¦погрешности,¦погрешнос- ¦ ¦ размерность ¦ условиях ¦ ¦ куб. м, за ¦ти, % ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ час ¦ ¦ +-------------+-----------+-------------+------------+-----------+ ¦#1 ДЕЛЬТА р ¦от...до... ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------+-----------+-------------+------------+-----------+ ¦ ¦от...до... ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------+-----------+-------------+------------+-----------+ ¦ ¦от...до... ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------+-----------+-------------+------------+-----------+ ¦ДЕЛЬТА р ¦от...до... ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ min ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------+-----------+-------------+------------+-----------+ ¦! ¦от...до... ¦ ¦ ¦ ¦ --------------+-----------+-------------+------------+------------
Примечание. Таблицу составляют для каждого верхнего предела
измерений дифманометра (номер дифманометра стоит за значком #).
Минимальный перепад давления (ДЕЛЬТА р ) определяют по МИ
min
2634-2001. Значок "!" указывает на перепад давления,
соответствующий минимально допускаемому значению расхода при
минимальном числе Рейнольдса.
Акт измерений внутреннего диаметра измерительного трубопровода и сужающего устройства составляют по форме, рекомендованной МИ 2638-2001.
Форма паспорта на сужающее устройство соответствует приложению Б ПР 50.2.022-99.
Б.6. Рекомендуемая форма выходного документа для счетчиков.
ГОССТАНДАРТ РОССИИ
Герб РФ
ФГУП ВНИИМС
МЕТРОЛОГИЧЕСКАЯ ЭКСПЕРТИЗА узла учета природного газа в реальных условиях эксплуатации N 106/0001-01
На экспертизу представлена документация на узел учета N 0001, установленный на предприятии ЗАО "Истра-хлебопродукт". Рабочий проект РП 00/109 ГВС.
Состав узла учета и его технические характеристики:
1. Тип первичного преобразователя расхода газа - турбинный FLUXI NMTZ G250.
Номер по Госреестру 14350-98.
Фирма-изготовитель - Шлюмберже.
Диапазоны измерений объема:
от 20 до 80 куб. м/ч,
от 80 до 400 куб. м/ч.
Верхний предел измерений счетчика (V ) 400 куб. м/ч.
с в
Заводской N СЕ 465578. Дата последней поверки 30.06.2000.
Относительная погрешность объема в диапазоне расходов
дельта V :
пп
от 20 до 80 куб. м/ч +/- 2%,
от 80 до 400 куб. м/ч +/- 1%.
Расстояние от датчика до первого местного сопротивления, мм - 303,5.
Тип первого местного сопротивления - задвижка.
Внутренний диаметр трубопровода перед датчиком, мм - 99,7.
2. Тип корректора - SEVC-D. Номер по Госреестру 13840-99.
Фирма-изготовитель - Шлюмберже.
Относительная погрешность коррекции объема дельта V +/- 0,5%.
К
Заводской N ЕР 010410. Дата последней поверки 30.08.2000.
Нормируемый диапазон измерений:
температуры газа от -20 до +50 °С;
абсолютного давления от 2 до 10 бар.
Основная относительная приведенная погрешность:
канала измерений абсолютного давления +/- 0,3%;
канала измерений температуры +/- 0,1%.
Тип датчика температуры Pt 1000.
В соответствии с Приложением Б МИ 2578-2003 и ПР 50.2.019-96
технические и метрологические характеристики узла учета определяют
с учетом допускаемого диапазона изменения состава природного газа
и режимных показателей при эксплуатации узла учета, которые задает
газоснабжающая организация в Московской области.
Диапазоны изменения параметров по рекомендациям ГУП
"Мособлгаз":
- диапазон изменения абсолютного давления 1,8 - 12,4 кг/кв.
см;
- диапазон изменения температуры -10 - +30 °С;
- диапазон изменения плотности в стандартных условиях по
сертификату Поставщика 0,676 - 0,678 кг/куб. м;
- договорные данные:
- плотность в стандартных условиях (ро ) = 0,676 кг/куб. м с
с п
относительной погрешностью дельта (ро ) = +/- 2%;
с п
- молярные доли: диоксида углерода - 0,023% с относительной
погрешностью +/- 5%; азота - 0,820% с относительной погрешностью
+/- 5%.
Значения погрешностей узла учета в реальных условиях эксплуатации рассчитаны по ГОСТ 30319, рекомендациям ГУП "Мособлгаз" и по данным сертификата Поставщика на поставленный газ.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ МЕТРОЛОГИЧЕСКОЙ ЭКСПЕРТИЗЫ
Таблица
МЕТРОЛОГИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ УЗЛА УЧЕТА В РЕАЛЬНЫХ УСЛОВИЯХ ЭКСПЛУАТАЦИИ В МОСКОВСКОЙ ОБЛАСТИ ПО ПРИЛОЖЕНИЮ Б МИ 2578-2003
(диапазон изменения температуры газа от -20 до +50 °С)
----+--------------+------------------------------------------------------------ ¦Р ,¦ Пределы ¦ Пределы максимальной погрешности измерений объема за час ¦ ¦ а ¦ относительной+-----------------------------+-----------------------------+ ¦бар¦ погрешности ¦Расход от 20 до 80 куб. м/ч ¦ Расход от 80 до 400 ¦ ¦ ¦ плотности, ¦ ¦ куб. м/ч ¦ ¦ ¦+/- дельта ро,+--------------+--------------+--------------+--------------+ ¦ ¦ % ¦ Пределы ¦ Пределы ¦ Пределы ¦ Пределы ¦ ¦ ¦ ¦ абсолютной ¦относительной ¦ абсолютной ¦относительной ¦ ¦ ¦ ¦погрешности, ¦ погрешности ¦ погрешности, ¦ погрешности ¦ ¦ ¦ ¦+/- ДЕЛЬТА V ,¦+/- дельта V ,¦+/- ДЕЛЬТА V ,¦+/- дельта V ,¦ ¦ ¦ ¦ с ¦ с ¦ с ¦ с ¦ ¦ ¦ ¦ куб. м ¦ % ¦ куб. м ¦ % ¦ +---+--------------+--------------+--------------+--------------+--------------+ ¦2 ¦2,53 ¦15,31 ¦3,83 ¦13,65 ¦3,41 ¦ ¦3 ¦2,28 ¦14,67 ¦3,67 ¦12,93 ¦3,23 ¦ ¦4 ¦2,19 ¦14,45 ¦3,61 ¦12,68 ¦3,17 ¦ ¦5 ¦2,16 ¦14,38 ¦3,59 ¦12,60 ¦3,15 ¦ ¦6 ¦2,15 ¦14,35 ¦3,59 ¦12,57 ¦3,14 ¦ ¦7 ¦2,15 ¦14,35 ¦3,59 ¦12,57 ¦3,14 ¦ ¦8 ¦2,15 ¦14,35 ¦3,59 ¦12,57 ¦3,14 ¦ ¦9 ¦2,16 ¦14,38 ¦3,59 ¦12,60 ¦3,15 ¦ ¦10 ¦2,17 ¦14,40 ¦3,60 ¦12,62 ¦3,16 ¦ ----+--------------+--------------+--------------+--------------+---------------
Относительная погрешность узла учета -
2 2 0,5
дельта V = [дельта V + дельта (ро ) + дельта ро] ,
с сч с п
где погрешность счетчика с корректором -
2 2 0,5
дельта V = [дельта V + дельта V ] .
сч пп К
Погрешность плотности в рабочих условиях дельта ро определяют расчетом по ГОСТ 30319 с применением метода расчета коэффициента сжимаемости по формулам GERG-91 модифицированный.
Абсолютная погрешность определена по формуле:
ДЕЛЬТА V = 0,01 х (V ) х дельта V .
с с в с
М.П.
Начальник подразделения
"__" __________ 200_ г.
Приложение В
РАСЧЕТ КОЛИЧЕСТВА ПРИРОДНОГО ГАЗА И АБСОЛЮТНОЙ ПОГРЕШНОСТИ ЕГО ИЗМЕРЕНИЙ ЗА СУТКИ И ОТЧЕТНЫЙ ПЕРИОД И ПРИМЕРЫ СОСТАВЛЕНИЯ БАЛАНСА (ПРИМЕРЫ)
ПРИМЕР В.1
В.1.1. Исходные данные (узел учета поставщика).
В.1.1.1. Состав информационных каналов (в соответствии с требованиями Приложения А).
- Канал по измерениям температуры:
Первичный измерительный преобразователь - термометр сопротивления, ТСП, градуировка 100П, класс точности - В.
Вторичный прибор - ДИСК-250, диапазон измерений 0 - 50 °С, класс точности по показаниям и записи 1,0. Дисковая диаграмма ДR-250 ГОСТ 7826-82 с оцифрованной линии отсчета от 0 до 100%. Планиметр пропорциональный ППр-1, основная приведенная погрешность +/- 0,2%.
- Канал по измерениям давления:
Первичный измерительный преобразователь - преобразователь избыточного давления САПФИР 22М-ДИ, верхний предел измерений 0,6 МПа, основная приведенная погрешность - 1,0%.
Вторичный прибор - ДИСК-250, диапазон измерения 0 - 0,6 МПа, класс точности по показаниям и записи - 1,0. Дисковая диаграмма ДR-250 ГОСТ 7826-82 с оцифрованной линии отсчета от 0 до 100%. Планиметр пропорциональный ППр-1, основная приведенная погрешность +/- 0,2%.
- Канал по измерениям перепада давления - преобразователь перепада давления САПФИР 22М-ДД 2410, верхний предел измерений 1 кПа, основная приведенная погрешность - 0,5%.
Вторичный прибор - ДИСК-250, верхний предел измерений 1,0 кПа, класс точности по показаниям и записи - 1,0. Дисковая диаграмма ДR-250 ГОСТ 7826-82 с оцифрованной линии отсчета от 0 до 100%. Планиметр пропорциональный ППр-1, основная приведенная погрешность +/- 0,2%.
В.1.1.2. Установленное время в секторе тау (п. 4.2) (см.
i
табл. В.1а).
В.1.1.3. Средние абсолютное давление (Р ) , температура t и
абс i i
перепад давления ДЕЛЬТА р в секторе тау (п. 4.4) (см. табл.
i i
В.1а).
Таблица В.1а
----+------------+--------------+--------------+------------------ ¦ N ¦ тау , час. ¦ (Р ) , Па ¦ t , град. С ¦ ДЕЛЬТА р , Па ¦ ¦п/п¦ i ¦ абс i ¦ i ¦ i ¦ +---+------------+--------------+--------------+-----------------+ ¦1 ¦12 ¦400000 ¦14 ¦950 ¦ ¦2 ¦8 ¦450000 ¦12 ¦650 ¦ ¦3 ¦4 ¦500000 ¦10 ¦150 ¦ ----+------------+--------------+--------------+------------------
В.1.1.4. Технические и метрологические характеристики измерительного комплекса из паспорта узла учета поставщика.
Таблица В.2а
------------+---------------+----------+-------------------------- ¦ Перепад ¦ Расход ¦ Средний ¦ Измерения количества за ¦ ¦ на СУ, Па ¦ в стандартных ¦ относит. ¦ час ¦ ¦ ¦ условиях, ¦ расход, ¦ ¦ ¦ ¦ куб. м/ч ¦ % ¦ ¦ +-----------+---------------+----------+--------------+----------+ ¦ ¦ ¦ ¦ Предел абс. ¦ Предел ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ погрешности ¦ относит. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ДЕЛЬТА, ¦ погр. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ куб. м, ¦ дельта, %¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ст. усл. ¦ ¦ +-----------+---------------+----------+--------------+----------+ ¦#1 > 1000,0¦1878,2...2099,5¦100 ¦21,5 ¦1,08 ¦ +-----------+---------------+----------+--------------+----------+ ¦800,00 ¦1680,0...1878,0¦89,45 ¦19,5 ¦1,10 ¦ +-----------+---------------+----------+--------------+----------+ ¦650,00 ¦1514,4...1692,9¦80,63 ¦18,0 ¦1,12 ¦ +-----------+---------------+----------+--------------+----------+ ¦500,00 ¦1328,3...1484,8¦70,72 ¦16,6 ¦1,18 ¦ +-----------+---------------+----------+--------------+----------+ ¦350,00 ¦1111,3...1242,3¦59,17 ¦15,4 ¦1,31 ¦ +-----------+---------------+----------+--------------+----------+ ¦250,00 ¦939,20...1049,9¦50,01 ¦15,1 ¦1,52 ¦ +-----------+---------------+----------+--------------+----------+ ¦150,00 ¦727,41...813,15¦38,73 ¦16,4 ¦2,13 ¦ +-----------+---------------+----------+--------------+----------+ ¦100,00 ¦593,85...663,85¦31,62 ¦18,7 ¦2,98 ¦ +-----------+---------------+----------+--------------+----------+ ¦72,266 ¦504,76...564,27¦26,88 ¦21,4 ¦4,00 ¦ +-----------+---------------+----------+--------------+----------+ ¦50,000 ¦419,79...469,28¦22,35 ¦* 25,3 ¦* 5,68 ¦ +-----------+---------------+----------+--------------+----------+ ¦20,000 ¦265,38...296,67¦14,13 ¦* 39,4 ¦* 14 ¦ +-----------+---------------+----------+--------------+----------+ ¦10,000 ¦187,57...209,69¦9,99 ¦* 55,6 ¦* 28 ¦ +-----------+---------------+----------+--------------+----------+ ¦3,0000 ¦102,63...114,72¦5,46 ¦* 101 ¦* 43 ¦ +-----------+---------------+----------+--------------+----------+ ¦2,1834 ¦87,557...97,867¦4,66 ¦* 136 ¦* > 100 ¦ ------------+---------------+----------+--------------+-----------
Значок с цифрой #1 означает границу начала действия преобразователя, значение верхнего предела измерения перепада которого указана справа от цифры; значок > отмечает заданный перепад давления; знак * - указывает на область, где погрешность превышает допустимое значение.
В.1.1.5. Состав природного газа за сутки (в скобках приведена погрешность определения компонентного состава):
метан - 97,79 (2,1); этан - 0,14 (4,3); пропан - 0,05 (4,6);
н-бутан - 0,04 (4,6); азот - 0,94 (3,6); диоксид углерода - 1,04 (8,8).
Значение К = 1.
с
В.1.1.6. Диаметр измерительного трубопровода при 20 °С,
D = 200,00 мм.
20
В.1.1.7. Диаметр диафрагмы при 20 °С, d = 98,555 мм.
20
В.1.1.8. Эквивалентная шероховатость трубопровода, R = 0,22
ш
мм.
В.1.1.9. Материал: трубопровода - Сталь 25; диафрагмы -
12Х18Н10Т.
В.1.1.10. Межповерочный интервал тау , лет - 1.
пп
В.1.2.1. Методика выполнения измерений объема природного газа за сутки.
В.1.2.1.1. Расчет объема природного газа и погрешности его измерения по секторам по алгоритмам, изложенным в ГОСТ 8.563.1-97 (раздел 5) или МИ 2588-2000 (раздел 7).
Результаты расчета за сутки приведены в табл. В.3а.
Таблица В.3а
------------------------------------------+-------+-------+-------- ¦ N сектора (из табл. В.1а) ¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ +-----------------------------------------+-------+-------+-------+ ¦Расход за время тау , q , куб. м/ч, ¦1820,00¦1604,04¦817,086¦ ¦ i о ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ст. усл. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Объем за время тау , V , куб. м, ст. усл.¦21839,8¦12832,3¦3268,34¦ ¦ i i ¦ ¦ ¦ ¦ ¦дельта = (ДЕЛЬТА V / V ) 100% ¦1,08 ¦1,11 ¦2,11 ¦ ¦ i i i ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ДЕЛЬТА V = дельта V / 100, куб. м, ¦235,87 ¦142,4 ¦68,96 ¦ ¦ i i i ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ст. усл. ¦ ¦ ¦ ¦ ------------------------------------------+-------+-------+--------
Комментарии
Комментирование через социальные сервисы Facebook и Вконтакте:
Федеральное