СТО Газпром 5.32-2009

  Главная      Учебники Газпром     

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  60  61  62  63  64  65  66  67  68  69  70  ..

 

 

image

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ» СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ


 

Обеспечение единства измерений


 

ОРГАНИЗАЦИЯ ИЗМЕРЕНИЙ ПРИРОДНОГО ГАЗА


 

СТО Газпром 5.32-2009


 

Издание официальное


 


 

image


 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 

Общество с ограниченной ответственностью

«Отраслевой метрологический центр Газметрология»

Общество с ограниченной ответственностью «Газпром экспо»


 

Москва 2010

Предисловие


 

  1. РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью «Отрасле-

    вой метрологический центр Газметрология»


     

  2. ВНЕСЕН Управлением метрологии и контроля качества газа и жидких углеводородов Департамента автоматизации систем управления технологическими процессами ОАО «Газпром»


     

  3. УТВЕРЖДЕН

    И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ

    распоряжением ОАО «Газпром» от 04 декабря 2009 г. № 455


     


     

  4. ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ


 

© ОАО «Газпром», 2009

© Разработка ООО «ОМЦ Газметрология», 2009

© Оформление ООО «Газпром экспо», 2010


 

Распространение настоящего стандарта осуществляется в соответствии с действующим законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»

Содержание

  1. Область применения. 1

  2. Нормативные ссылки 1

  3. Термины, определения, обозначения и сокращения 3

    1. Термины и определения 3

    2. Обозначения 6

    3. Сокращения 7

  4. Общие требования и методы измерений 7

    1. Классификация узлов измерений 7

    2. Общие требования 8

    3. Методы измерений 11

  5. Проектирование узла измерений 16

    1. Общие положения 16

    2. Состав узла измерений 17

    3. Технологические схемы 18

    4. Выбор технологического оборудования и средств измерений 19

    5. Требования к технологическому оборудованию 25

    6. Требования к измерительной системе 28

    7. Требования к системе автоматизированного управления 31

    8. Требования к автоматизированному рабочему месту оператора 31

  6. Монтаж средств измерений и вспомогательных устройств 31

    1. Монтаж средств измерений 31

    2. Монтаж устройств подготовки потока 34

    3. Монтаж пробоотборного зонда 34

    4. Теплоизоляция участков наибольшего влияния теплообмена 35

    5. Проверка элементов измерительных трубопроводов 36

  7. Приемка в эксплуатацию, комплексное опробование и пуск узла измерений 37

  8. Эксплуатация и техническое обслуживание узла измерений 39

    1. Подготовка к проведению измерений 39

    2. Выполнение измерений 41

    3. Расчет расхода и количества газа 43

    4. Представление результатов измерений и расчета 48

    5. Контроль точности результатов измерений 48

    6. Техническое обслуживание 51

    7. Требования к персоналу 52

    8. Требования к документации 52

Приложение А (справочное) Факторы, влияющие на точность измерений

расхода и количества газа 53

Приложение Б (рекомендуемое) Рекомендации по разработке технического

задания на проектирование узла измерений 65

Приложение В (справочное) Сведения о преобразователях расхода 68

Приложение Г (справочное) Контроль метрологических характеристик

средств измерений основных параметров потока и среды 70

Приложение Д (рекомендуемое) Рекомендации по выявлению причин снижения

точности измерений расхода и количества газа 75

Приложение Е (рекомендуемое) Рекомендации по разработке инструкции

по эксплуатации узла измерений природного газа 77

Приложение Ж (обязательное) Перечень документов узла измерений 81

Приложение И (обязательное) Требования к паспорту узла измерений 82

Библиография 84

Введение


 

Целью настоящего стандарта является установление требований к организации измерений расхода и количества природного газа.

Основанием для разработки является Поручение Председателя Правления ОАО «Газпром» А.Б. Миллера от 07.07.2006 № 01-2297.

Настоящий стандарт взаимосвязан со следующими стандартами:

  • ОСТ 51.40-93 Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам. Технические условия;

  • СТО Газпром 5.2-2005 Расход и количество природного газа. Методика выполнения измерений с помощью ультразвуковых преобразователей расхода.

Настоящий стандарт разработан в рамках выполнения научно-исследовательской работы по договору от 13.02.2007 № 0253-06-9 группой сотрудников ООО «ОМЦ Газметрология».

СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ»


 

image

Обеспечение единства измерений ОРГАНИЗАЦИЯ ИЗМЕРЕНИЙ ПРИРОДНОГО ГАЗА

image

Дата введения – 2010-08-23


 

  1. Область применения


     

    1. Настоящий стандарт устанавливает требования к организации измерений расхода и количества газа горючего природного на объектах его добычи, транспортировки, переработки, использования на собственные и технологические нужды, а также поставки потребителям.

    2. Настоящий стандарт направлен на обеспечение единства и требуемой точности измерений расхода и количества газа.

    3. Настоящий стандарт предназначен для применения на коммерческих и технологических узлах измерений расхода и количества газа на объектах ОАО «Газпром».

    4. Требования настоящего стандарта являются обязательными для структурных подразделений, дочерних обществ и организаций ОАО «Газпром» при проектировании, строительстве и эксплуатации узлов расхода и количества газа предприятий ОАО «Газпром».


       

  2. Нормативные ссылки


     

    В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

    ГОСТ 2.105-95 Единая система конструкторской документации. Общие требования к текстовым документам

    ГОСТ 8.586.1-2005 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 1. Принцип метода измерений и общие требования

    ГОСТ 8.586.2-2005 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 2. Диафрагмы. Технические требования


     

    image

    Издание официальное

    ГОСТ 8.586.3-2005 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 3. Сопла и сопла Вентури. Технические требования

    ГОСТ 8.586.4-2005 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 4. Трубы Вентури. Технические требования

    ГОСТ 8.586.5-2005 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 5. Методика выполнения измерений

    ГОСТ P 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем

    ГОСТ Р 8.563 Государственная система обеспечения единства измерений. Методики выполнения измерений

    ГОСТ Р 8.625-2006 Государственная система обеспечения единства измерений. Термометры сопротивления из платины, меди и никеля. Общие технические требования и методы испытаний

    ГОСТ 12.1.004-91 Система стандартов безопасности труда. Пожарная безопасность. Общие требования

    ГОСТ 2939-63 Газы. Условия для определения объема

    ГОСТ 5542-87 Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия

    ГОСТ 9293-74 Азот газообразный и жидкий. Технические условия

    ГОСТ 9544-93 Арматура трубопроводная запорная. Нормы герметичности затворов ГОСТ Р ЕН 1434-2-2006 Теплосчетчики. Часть 2. Требования к конструкции

    ГОСТ 17310-2002 Газы. Пикнометрический метод определения плотности

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

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

    ГОСТ 30319.3-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств по уравнению состояния

    ГОСТ 31369-2008 Газ природный. Вычисление теплоты сгорания, плотности, относительной плотности и числа Воббе на основе компонентного состава

    ГОСТ 31370-2008 Газ природный. Руководство по отбору проб

    ГОСТ 31371.7-2008 Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 7. Методика выполнения измерений молярной доли компонентов

    СТО Газпром 1.8-001-2004 Нормы технологического проектирования объектов газодобывающих предприятий и станций подземного хранения газа

    СТО Газпром 2-1.15-205-2008 Метрологическое обеспечение при проектировании объектов газовой промышленности

    СТО Газпром 2-3.5-032-2005 Положение по организации и проведению контроля за соблюдением требований промышленной безопасности и обеспечением работоспособности объектов единой системы газоснабжения ОАО «Газпром»

    СТО Газпром 2-3.5-051-2006 Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов

    СТО Газпром 5.2-2005 Расход и количество природного газа. Методика выполнения измерений с помощью ультразвуковых преобразователей расхода

    СТО Газпром 5.33-2010 Теплоизоляция измерительных трубопроводов в газоизмерительных станциях

    Примечание – При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года, и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) стандартом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.


     

  3. Термины, определения, обозначения и сокращения


     

    1. Термины и определения

      В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

      1. количество газа: Объем газа, приведенный к стандартным условиям (абсолютное давление 0,101325 МПа и температура 20 °С), в соответствии с ГОСТ 2939.

      2. узел измерений расхода и количества природного газа (узел измерений): Совокупность средств измерительной техники, вспомогательных устройств и измерительных трубопроводов, которая предназначена для измерения, регистрации результатов измерений и расчетов объема газа, приведенного к стандартным условиям, а также при необходимости определения его показателей качества.

      3. узел коммерческих измерений: Узел измерений расхода и количества газа, по результатам измерений на котором сторонами договора на поставку газа осуществляются взаиморасчеты.

      4. узел технологических измерений: Узел измерений расхода и количества газа (далее – узел измерений), предназначенный для измерений расхода и/или количества газа в технологических целях.

      5. группа узлов измерений: Совокупность узлов измерений, отличительным признаком которых является тип объекта (или объектов), в состав которого входит узел измерений.

      6. категория узлов измерений: Совокупность узлов измерений, отличительным признаком которых является значение максимального объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям, проходящего через узел измерений.

      7. класс узлов измерений: Совокупность узлов измерений, отличительным признаком которых является предел допускаемой относительной погрешности измерений расхода и количества газа на узле измерений.

      8. измерительный трубопровод: Трубопровод, границы и геометрические характеристики, а также размещение на нем средств измерений и вспомогательного оборудования нормируются государственными стандартами, стандартами организации или другими нормативными документами, устанавливающими требования к процессам выполнения измерений расхода и объема газа.

      9. погружной преобразователь расхода: Преобразователь расхода, первичный преобразователь которого размещен в характерной точке потока.

      10. врезной ультразвуковой преобразователь расхода: Преобразователь расхода, датчики которого монтируют в стенке измерительного трубопровода.

      11. корпусной преобразователь расхода: Преобразователь расхода, первичный преобразователь которого установлен предприятием-изготовителем в корпусе, поставляемом потребителю.

      12. ультразвуковой преобразователь расхода с накладными датчиками: Ультразвуковой преобразователь расхода, датчики которого монтируют на внешнюю поверхность измерительного трубопровода.

      13. рабочие условия: Параметры потока и среды в месте размещения первичного преобразователя расхода.

      14. основные параметры: Параметры потока и среды, необходимые для определения расхода, количества, энергосодержания газа, а также установления его соответствия техническим условиям.

        Примечание – Перечни основных параметров при реализации разных методов измерений приведены в таблице 5.3.

      15. дополнительные параметры: Параметры, используемые для контроля работоспособности узла измерений и выполнения требований к условиям измерений.

        Примечание – Примеры дополнительных параметров приведены в таблице 5.3.

      16. показатели качества природного газа: Физико-химические показатели, регламентированные ГОСТ 5542 или ОСТ 51.40-93 [1].

      17. условно-постоянное значение параметра: Значение параметра, принимаемое в качестве постоянного на определенный период времени (например, на сутки, неделю, месяц).

      18. контроль метрологических характеристик средства измерений: Сличение в период между поверками показаний рабочего и контрольного средств измерений с целью установления пригодности рабочего средства измерений к дальнейшей эксплуатации.

      19. устройство подготовки потока1): Устройство, после прохождения которого поток приобретает кинематическую структуру, близкую к структуре стабилизированного потока2).

      20. нестационарный поток: Поток газа, в каждой точке которого скорость, давление и другие характеристики изменяются во времени.

      21. перемежающийся поток: Нестационарный поток газа, расход которого изменяется в результате периодических частичных включений и отключений потребителей газа, не достигая нулевого значения.

      22. пороговое значение пульсаций параметра: Предельное значение пульсаций параметра, в пределах которого погрешность измерений расхода несущественна и поток можно считать стационарным.

      23. прерывистый поток: Нестационарный поток газа, расход которого изменяется в результате периодических включений и отключений потребителей газа, достигая нулевого значения.

      24. пульсирующий поток: Нестационарный поток газа, расход которого является функцией времени, но имеет постоянное среднее значение.


 

image

1) До последнего времени все устройства подготовки потока называли струевыпрямителями. В настоящее время струевыпрямителями называют (см. ГОСТ 8.586.1) устройства для выполнения одной из функций устройств подготовки потока – устранения закрутки потока.

2) Стабилизированным называют течение, при котором профили продольных скоростей вдоль трубопровода не изменяются, закрутка потока отсутствует. В общем случае профили продольных скоростей при стабилизированном течении зависят от числа Рейнольдса и шероховатости внутренней стенки трубопровода.

Примечание 1 – Существует два типа пульсирующих потоков:

  • периодический пульсирующий поток;

  • случайно пульсирующий поток.

Примечание 2 – В данном стандарте под термином «пульсирующий поток» понимается периодический пульсирующий поток.


 

    1. Обозначения

      Условное обозначение

      Наименование величины

      Единица величины

      D

      Внутренний диаметр трубопровода при рабочей температуре газа

      м

      d

      Диаметр отверстия сужающего устройства при рабочей температуре газа

      м

      DN

      Условный проход

      мм

      qc

      Объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям

      м3

      qm

      Массовый расход газа

      кг/с

      q

      Объемный расход газа при рабочих условиях

      м3

      m

      Масса газа

      кг

      p

      Абсолютное давление

      Па

      t

      Температура газа

      °С

      T

      Абсолютная (термодинамическая) температура газа: Т = 273, 15+t

      K

      Относительная расширенная неопределенность

      %

      Vc

      Объем газа, приведенный к стандартным условиям

      м3

      V

      Объем газа при рабочих условиях

      м3

      Относительный диаметр сужающего устройства:  d/D

      1

      Относительная погрешность измерений или расчета

      %

      Плотность газа

      кг/м3

      Время

      с

      Примечание – Остальные обозначения указаны непосредственно в тексте.

       

      1. Основные условные обозначения величин приведены в таблице 3.1. Таблица 3.1


         

      2. Индексы, входящие в условные обозначения параметров, относят к величинам, характеризующим эти параметры.

        Следующие индексы относят к обозначениям:

        с – стандартные условия;

        – рабочие условия;

        в – верхний предел измерений; н – нижний предел измерений.

    2. Сокращения

АГРС – автоматизированная газораспределительная станция;

АСУ ТП – автоматизированная система управления технологическими процессами; АРМ – автоматизированное рабочее место оператора;

БОИ – блок обработки информации; ГИС – газоизмерительная станция; ГРС – газораспределительная станция; ИС – измерительная система;

ИТ – измерительный трубопровод;

МВИ – методика выполнения измерений; МС – местное сопротивление;

МХ – метрологические характеристики; ПЗ – пробоотборный зонд;

ПП – потоковый плотномер; ПР – преобразователь расхода;

ПТ – преобразователь температуры;

САУ – система автоматизированного управления; СИ – средство измерений;

УОГ – устройство для очистки газа; УПП – устройство подготовки потока.


 

  1. Общие требования и методы измерений


     

    1. Классификация узлов измерений

      1. Узлы измерений различают по следующим признакам:

        • по значению максимального проектного объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям;

        • виду измерений расхода и количества газа;

        • месту размещения;

        • форме обслуживания;

        • пределу допускаемой относительной погрешности измерений расхода и количества

          газа.


           

      2. В зависимости от значения максимального проектного объемного расхода газа,

        приведенного к стандартным условиям, различают четыре категории узлов измерений:

        • I категория – св. 105 м3/ч;

        • II категория – св. 2·104 до 105 м3/ч включительно;

        • III категория – св. 103 до 2·104 м3/ч включительно;

        • IV категория – до 103 м3/ч включительно.

      3. По виду измерений расхода и количества газа узлы измерений разделяют на коммерческие и технологические.

      4. По месту размещения узлы измерений разделяют на группы – в зависимости от типа технологического объекта, в состав которого они входят. Типы объектов каждой из групп указаны в таблице 4.1.

        Таблица 4.1


         

        Группа

        Типы объектов, входящих в группу


         

        А

        ГИС, ГРС, пункты замера расхода газа на границе России и между ОАО «Газпром» и независимыми поставщиками


         

        Б

        ГИС между газодобывающими и газотранспортными организациями

        ГИС между газоперерабатывающими и газотранспортными организациями

        ГИС между магистральными газопроводами и подземными хранилищами газа

        ГИС на границах между газотранспортными организациями ОАО «Газпром» и на перемычках газопроводов

        В

        ГРС, АГРС и пункты, предназначенные для измерений объемов газа, поставляемого отечественным потребителям

        Г

        ГИС на перемычках газопроводов и компрессорные станции


         

        Д

        Замерные сепарационные установки, установки комплексной подготовки газа и объекты, содержащие узлы технологических измерений


         

      5. Различают узлы измерений с централизованной, периодической, надомной и вахтенной формой обслуживания.

      6. В зависимости от предела допускаемой относительной погрешности измерений расхода и количества газа узлы измерений разделяют на два класса. К первому классу относят узлы измерений с пределом допускаемой относительной погрешности не более 1,0 %, ко второму классу – более 1,0 %.


 

    1. Общие требования

      1. Точность измерений

        Пределы допускаемых относительных погрешности и расширенной неопределенности измерений количества газа в зависимости от категории и группы узла измерений (см. 4.1) приведены в таблице 4.2.

        Таблица 4.2


         


         

        Категория узла измерений

        Пределы допускаемых относительных погрешности и расширенной неопределенности измерений количества газа, %, на узлах измерений групп:

        А

        Б

        В

        Г

        Д

        I

        0,8

        0,8 (1,0)* (1,0) **

        1,5

        2,0

        5,0

        II

        0,8

        0,8 (1,0)* (1,0) **

        1,5

        2,0

        5,0

        III

        0,8

        0,8 (1,5)* (1,0) **

        2,0

        2,5

        5,0

        IV

        0,8

        0,8 (2,0)* (1,0) **

        2,0

        2,5

        5,0

        *Узлы измерений газа, поставляемого потребителям РФ.

        **Узлы измерений между газотранспортными организациями ОАО «Газпром».

        ***Пределы допускаемых относительных погрешности и расширенной неопределенности измерений количества газа на узлах технологических измерений устанавливают исходя из необходимости обеспечения требований технологического процесса.


         

      2. Оценка качества измерений

        1. Оценку качества измерений расхода и количества газа проводят в случаях возникновения сомнений в точности измерений или разногласий между поставщиком и потребителем газа.

        2. Оценку качества измерений расхода и количества газа проводят в следующем по-

          рядке:


           

          а) вычисляют абсолютное расхождение результатов измерений количества газа, по-

          ступающего в газотранспортную систему организации (или ее участок) и количества газа, передаваемого другим организациям, расходуемого на собственные и технологические нужды, накопленного в газотранспортной системе (или ее участке) за отчетный период (далее – расхождение), по следующей формуле, м3:

          image

          image

          image image image (4.1)

          где image – количество поступающего газа по результатам измерений на i-м узле измерений, м3;

          image – количество газа по результатам измерений и/или расчета на i-м объекте потребления газа на собственные и технологические нужды, м3;

          image – количество газа по результатам измерений на i-м узле измерений газа, передаваемого другим предприятиям, м3;

          Vc3 – изменение количества газа в газопроводной системе за отчетный период по результатам расчета, м3. Объем рассчитывают в соответствии с Mетодикой [2];

          – число узлов измерений поступающего газа;

          – число узлов измерений газа, потребляемого организацией на собственные и технологические нужды;

          – число узлов измерений газа, передаваемого другим организациям;

          image

          image

          б) вычисляют относительное расхождение количеств газа по формуле, %:


           

          (4.2)


           


           

          в) вычисляют предел допускаемого относительного расхождения количеств газа в газотранспортной системе организации или на любом ее участке по формуле, %:

          image

          image

          image

          image image image (4.3)

          где image – абсолютная погрешность измерений количества поступающего газа на i-м узле измерений, м3;

          image – абсолютная погрешность измерений количества газа на i-м узле измерений газа, потребляемого организацией на собственные и технологические нужды, м3;

          image – абсолютная погрешность измерений количества газа на i-м узле измерений газа, передаваемого другим организациям, м3;

          image – абсолютная погрешность расчета изменения количества газа в газопроводной системе за отчетный периода, м3. При расчете объема по Методике [2] погрешность определяют

          *)

           

          по формуле ΔVc3 = 0,05Vc3 .

          Примечание 1 – Абсолютную погрешность на узле измерений определяют по величине предела допускаемой относительной погрешности или расширенной неопределенности измерений количества газа для среднего значения расхода за отчетный период.

          Примечание 2 – Если известна относительная погрешность Vc или расширенная неопределенность image измерений количества газа, то абсолютную погрешность определяют по формулам

          ΔVc = 0,01Vc·Vc или ΔVc = 0,01image ·Vc.

          п

           

          г) Сравнивают значения величин |p| и p .

          Качество измерений расхода и количества газа считают соответствующим техническому уровню узлов измерений, если выполняется следующее условие:

          п

           

          |p p . (4.4)


           

          В случае невыполнения условия (4.4) проводят комплекс мероприятий по выявлению причин снижения точности измерений расхода и количества газа. После устранения выявленных причин проводят повторную оценку качества измерений расхода и количества.


           


           

          image

          image

          *) Принятое значение погрешности ΔVc3 является грубо ориентировочным. Его использование в данном случае оказывается возможным потому, что ΔVc · .

          Условие (4.4) предназначено только для оценки качества измерений расхода и количества газа и не может служить основанием для корректировки результатов измерений.

        3. Оценку качества измерений расхода и количества газа организации выполняет данная организация, используя при необходимости информацию, полученную от поставщика и/или потребителя.

      1. Условия выполнения измерений

        1. Измеряемая среда

          Измеряемой средой является газ горючий природный (далее – газ), находящийся в условиях измерений в однофазном состоянии.

          Требования к физико-химическим показателям газа устанавливают ГОСТ 5542 и ОСТ 51.40-93 [1].

        2. Условия движения газа

          В ИТ должны поддерживаться условия, при которых в газе отсутствуют углеводороды в жидкой фазе, вода в жидкой фазе и гидраты.

          Средняя скорость газа в ИТ не должна превышать 25 м/с. В потоковых преобразователях, включая ПР, средняя скорость газа не должна превышать предела, установленного нормативной документацией на данный преобразователь.

          Допустимые пульсации потока, значения температур, давлений, скоростей потока и чисел Рейнольдса должны соответствовать требованиям, изложенным в нормативной документации на используемые СИ.

        3. Внешние условия

Климатические условия, характеристики энергоснабжения, допустимые напряженности электромагнитных полей, уровни индустриальных радиопомех и вибрации должны соответствовать требованиям нормативной документации на используемые СИ.


 

    1. Методы измерений

      1. Общие положения

        Измерения расхода и количества газа выполняют одним из следующих методов:

        • переменного перепада давления;

        • измерения объемного расхода (объема) газа с помощью СИ объемного расхода при рабочих условиях с последующим его пересчетом к стандартным условиям;

        • измерения массового расхода (массы) газа с помощью СИ массового расхода с последующим его (ее) пересчетом к объемному расходу (объему), приведенному к стандартным условиям.

          В данном подразделе приведены принципы методов измерений с помощью наиболее широко используемых в настоящее время ПР.

      2. Метод переменного перепада давления

        1. Измерения с помощью сужающих устройств

          В трубопроводе, по которому протекает среда, устанавливают сужающее устройство, создающее местное сужение потока. В месте сужения средняя скорость потока повышается, статическое давление после сужающего устройства становится меньше статического давления перед сужающим устройством. Разность этих давлений (перепад давления) служит мерой расхода среды.

          Формула для определения объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям, с помощью сужающих устройств имеет следующий вид:


           

          или

          qс = (·2/4)·Кш·Кп·С··E(2·Δp)0,5·с-1 (4.5)


           

          qс = (·2/4)·Кш·Кп·С··E(2Δp·p·Тс/(с·рс·Т·K))0,5, (4.6)


           

          где qс – объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям;

          Кш и Кп – коэффициенты шероховатости внутренней поверхности стенки ИТ и притупления входной кромки диафрагмы (при использовании других сужающих устройств Кп = 1);

          С – коэффициент истечения;

           – коэффициент расширения газа;

           d/– относительный диаметр отверстия сужающего устройства;

          и – диаметры ИТ и отверстия сужающего устройства;

          Δ– перепад давления на сужающем устройстве, Па;

           – плотность газа при рабочих условиях;

          Е = 1/(1–)0,5 – коэффициент скорости входа;

          К – коэффициент сжимаемости газа.

        2. Измерения с помощью осредняющих напорных трубок

          Осредняющую трубку устанавливают так, чтобы она пересекала трубопровод в диаметральном направлении. Трубка имеет две группы отборов давлений. Отборы давления первой группы, размещенные в ее «лобовых» точках, воспринимают полное давление, равное сумме статического и динамического давлений. Отборы давления второй группы размещают в «кормовых» точках. Они воспринимают давления значительно меньшие по величине, чем полное давление. Каждая из групп отборов давления сообщается со своей камерой усреднения. Из-

          мерения основаны на том, что разность этих усредненных давлений (перепад давления Δр) зависит от величины расхода.

          Объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям, с помощью осредняющей трубки рассчитывают в соответствии с Pекомендацией МИ 2667-2004 [3] по формуле


           

          -1

           

          qс = (·2/4)··(2·Δp)0,5·с

          (4.7)

          или


           

          qс = (·2/4)··(2Δp·p·Тс/(с·рс·Т·K))0,5, (4.8)


           

          где qс – объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям;

           – коэффициент расхода осредняющей трубки;

           – коэффициент расширения газа.

      3. Метод измерения объемного расхода

        1. Общие сведения

          Объемный расход среды при рабочих условиях измеряют с помощью турбинных, камерных, вихревых или ультразвуковых ПР.

          Объемный расход, приведенный к стандартным условиям, определяют по формуле


           


           

          или

          image

          image (4.9)


           

          image

          image

          image (4.10)


           

          где qс – объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям;

          с и  – плотность газа при стандартных и рабочих условиях;

          рс и р – давление газа при стандартных и рабочих условиях;

          Тс и Т – абсолютная температура газа при стандартных и рабочих условиях;

          К – коэффициент сжимаемости газа.

        2. Измерения с помощью турбинных преобразователей расхода

          Работа турбинных ПР основана на зависимости частоты вращения турбинки от расхода. Частота вращения турбинки преобразуется в электрический сигнал, обычно в частоту электрических импульсов, пропорциональный скорости потока. Частота вращения турбинки характеризует объемный расход при рабочих условиях, общее число оборотов – объем среды при рабочих условиях.

          Наряду с турбинными ПР, первичные преобразователи которых перекрывают все сечение ИТ, применяют погружные турбинные ПР.

        3. Измерения с помощью камерных преобразователей расхода

          Принцип метода заключается в том, что подвижные элементы ПР под воздействием потока измеряемой среды приходят в движение и при этом отмеряют определенные объемы среды.

        4. Измерения с помощью вихревых преобразователей расхода

          Принцип действия вихревых ПР основан на зависимости от расхода частоты образования вихрей, возникающих в потоке при обтекании препятствия (тела обтекания), установленного в проточной части ПР.

          Наряду с вихревыми ПР, первичные преобразователи которых перекрывают все сечение ИТ, применяют погружные вихревые ПР.

        5. Измерения с помощью ультразвуковых преобразователей расхода

          Работа ультразвуковых ПР основана на зависимости от расхода разности времени прохождения ультразвуковых сигналов по потоку и против него. Главными элементами ультразвуковых ПР являются электроакустические преобразователи (датчики), преобразующие электрическую энергию в акустическую (энергию упругих колебаний среды) и обратно.

          По числу акустических каналов ультразвуковые ПР подразделяют на одно-, двухи многоканальные. Многоканальные ПР применяют при необходимости измерения расхода потока с искаженной кинематической структурой и/или для достижения повышенной точности.

          Ультразвуковые ПР подразделяются на корпусные, врезные и на ПР с накладными датчиками.

        6. Определение плотности

Для определения плотности газа при стандартных условиях применяют один из следующих методов:

  • расчета в соответствии с требованиями ГОСТ 30319.1 (подраздел 3.3) по компонентному составу, определенному с помощью потокового хроматографа, либо лабораторного хроматографа в химико-аналитических лабораториях;

  • пикнометрического метода по ГОСТ 17310;

  • с помощью потокового плотномера любого принципа действия. Плотность газа при рабочих условиях измеряют или рассчитывают. Расчет плотности газа при рабочих условиях выполняют:

  • по измеренным значениям давления, температуры и компонентного состава газа в соответствии c ГОСТ 30319.1 – ГОСТ 30319.3 и Р Газпром 5.3-2009 [4];

  • измеренным значениям давления, температуры, содержания диоксида углерода и азота, а также измеренной и/или рассчитанной плотности при стандартных условиях согласно ГОСТ 30319.1, ГОСТ 30319.2.

    Измерения плотности газа при рабочих условиях выполняют с помощью потоковых плотномеров согласно технической документации на конкретный тип плотномера.

        1. Методы измерения массового расхода

          1. Измерения с помощью кориолисовых преобразователей расхода

            Измерение массового расхода и массы газа выполняют с помощью кориолисовых ПР. Первичные преобразователи кориолисовых ПР имеют вид прямой или изогнутой трубы (Uили Ω-образной формы), по которой движется измеряемая среда. С помощью электромагнитной катушки генерируются колебательные движения трубок, через которые проходит измеряемая среда. Из-за наличия силы Кориолиса сдвиг фаз колебаний трубок зависит от величины массового расхода через ПР. Регистрация эффекта действия силы Кориолиса и измерение массового расхода среды производится с помощью специальных датчиков. С помощью кориолисовых ПР измеряют массовый расход и массу среды. При необходимости коррекции показаний кориолисовых ПР измеряют, кроме того, абсолютное давление и температуру газа.

            Объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям, вычисляют по формуле


             

            qc qm/c, (4.11)


             

            где qс – объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям;

            qm – массовый расход газа;

            с – плотность газа при стандартных условиях.

          2. Измерения с помощью термоанемометрических (тепловых) преобразователей расхода

    Массовый расход газа определяют по разности температуры газа и температуры нагреваемого ПТ, а также величине мощности, затрачиваемой на нагрев ПТ. Метод реализуют одним из двух способов:

  • измерения мощности нагрева ПТ при поддержании постоянной разности темпера-

туры;


 

  • измерения разности температур при постоянной мощности нагрева ПТ.

    При использовании первого способа поддерживается постоянной разность температур

    между двумя ПТ, находящимися в потоке газа. Один ПТ измеряет температуру газа, а температура второго поддерживается выше температуры газа. При прохождении потока газа второй ПТ охлаждается. Чем больше массовый расход, тем больше мощность, требуемая на поддержание

    постоянной разности температур. Таким образом, мощность, потребляемая подогреваемым ПТ, является мерой массового расхода.

    При использовании второго способа поддерживается постоянная мощность нагрева одного из двух ПТ, находящихся в потоке газа. Один ПТ измеряет температуру газа. На нагрев второго ПТ затрачивается постоянная мощность. Чем больше массовый расход, тем меньше разность температур между ПТ. Таким образом, разность температур между ПТ является мерой массового расхода.

    При использовании обоих способов ПТ размещают в характерной точке потока газа – в точке, где местная скорость потока приблизительно равна средней скорости потока, или на оси трубы.

    Объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям, вычисляют по формуле

    (4.11).


     

    Термоанемометрические ПР подразделяют на корпусные и погружные.


     

    1. Проектирование узла измерений


       

      1. Общие положения

        1. Проектирование технологических объектов, в состав которых входят узлы измерений, и автономных узлов измерений должно осуществляться на основании технического задания, настоящего стандарта и следующих нормативных документов: ГОСТ 8.596, СТО Газпром 1.8-001, проекта СТО Газпром «Единые технические требования на оборудование узлов измерений расхода и количества природного газа, применяемых в ОАО «Газпром», СТО Газпром 5.33, СТО Газпром 2-3.5-032, СТО Газпром 2-3.5-051, СТО Газпром 2-1.15-205, Основных положений [5], [6], Технических требований [7], Правил [8], [9], ОНТП 51-1-85 [10] и Норм проектирования [11].

          При проектировании узлов измерений и оценке влияния различных факторов на точность измерений рекомендуется использовать справочные материалы, приведенные в приложении А.

        2. Перечень данных, которые должны быть представлены в техническом задании, приведены в приложении Б.

        3. Перечень технологических объектов, техническое задание на проектирование и проектная документация которых подлежат метрологической экспертизе, приведен в СТО Газпром 2-1.15-205. Независимо от типа технологических объектов рекомендуется проведение метрологической экспертизы технического задания на проектирование и проект-

          ной документации объектов, включающих узлы измерений первого класса (см. 4.1.6 и таблицу 4.2).

        4. Организации, выполняющие метрологическую экспертизу, в зависимости от типа технологических объектов и стадии их проектирования, указаны в СТО Газпром 2-1.15-205.

        5. Порядок организации и проведения метрологической экспертизы проектной документации экспертизы установлен в рекомендациях по межгосударственной стандартизации РМГ 63-2003 [12] и правилах по метрологии ПР 51-00159093-014-2000 [13] .

          Метрологическую экспертизу проводит организация, аккредитованная на выполнение этих работ.

          Перечень материалов, представляемых на метрологическую экспертизу, приведен в проекте СТО Газпром «Единые технические требования на оборудование узлов измерений расхода и количества природного газа, применяемых в ОАО «Газпром».

        6. Узел измерений должен соответствовать требованиям промышленной безопасности, охраны труда, взрывобезопасности, пожарной безопасности и санитарно-технических правил, определяемых ГОСТ 12.1.004, Правилами [8], [14], ПБ 08-624-03 [15], ПБ 03-576-03 [16], Правилами [17], ПОТ Р М-016-2001 [18] и ПБ 12-529-03 [19].


     

      1. Состав узла измерений

        1. В общем случае узел измерений включает:

          • технологическое оборудование, предназначенное для выполнения основных технологических процессов на узле измерений (транспортировки газа через узел измерений, регулировки расхода газа, очистки газа и т. д.);

          • комплекс технических средств, предназначенный для измерений, сбора, обработки, передачи информации и управления оборудованием узла измерений.

        2. Основные элементы технологического оборудования узла измерений приведены в таблице 5.1.

          Таблица 5.1


           

          Основные элементы

          Примечания

          Рабочие и резервные ИТ

           

          Контрольный ИТ или узел для подсоединения передвижной поверочной установки


           

          При необходимости

          УПП

          При необходимости

          Запорная арматура

           

          Входной и выходной коллекторы

           

          УОГ

          При необходимости

        3. Комплекс технических средств в общем случае состоит из ИС, САУ и АРМ, основные элементы которых перечислены в таблице 5.2.

          Таблица 5.2


           

          Наименование

          Основные элементы


           

          ИС

          Вычислители или корректоры расхода газа

          Блок обработки информации

          Панель управления

          СИ параметров потока газа

          СИ показателей качества газа


           

          САУ

          Контроллер управления

          Датчики дополнительных параметров

          Системы жизнеобеспечения, загазованности, охраны, пожарообнаружения и оповещения о пожаре

          Электроприводы запорной и регулирующей арматуры


           

          АРМ

          Персональный компьютер

          Принтер

          Сервер базы данных


           

        4. Основные элементы ИС, САУ и АРМ, указанные в таблице 5.2, в полном объеме предусматриваются на узлах измерений групп А, Б первого класса. При определении состава ИС, САУ и АРМ остальных узлов измерений следует руководствоваться требованиями, изложенными в СТО Газпром 2-3.5-051, Основными положениями [5], ОНТП 51-1-85 [10], Нормами проектирования [11] и другими нормативными документами, устанавливающими требования к процессам выполнения измерений расхода и объема газа.


     

      1. Технологические схемы

        1. Технологическую схему узла измерений выбирают в зависимости от необходимости автоматизации измерений, определения компонентного состава и плотности газа, передачи на верхний уровень и потребителю результатов измерений, дистанционного переключения ИТ. Функции узла измерений в зависимости от группы и категории (см. 4.1) приведены в проекте СТО Газпром «Единые технические требования на оборудование узлов измерений расхода и количества природного газа, применяемых в ОАО «Газпром».

        2. В технологической схеме при необходимости должны быть предусмотрены УОГ, УПП и снижения уровня пульсаций параметров потока (демпферы, шумоглушители).

        3. При наличии нескольких ИТ их объединяют в коллекторную систему. Коллекторные системы подразделяют на Пи Z-образные в соответствии с

          ГОСТ 8.586.2 (приложение А, раздел А.5). В П-образной системе потоки в коллекторах име-

          ют противоположные направления, а в Z-образной системе – одинаковые направления. При одинаковой конструкции обоих коллекторов и значении коэффициента гидравлического сопротивления входного коллектора менее единицы рекомендуется использовать П-образную систему, так как по сравнению с Z-образной системой она обеспечивает более равномерное распределение потока.

          Продольные оси коллекторов и ИТ могут быть расположены в одной плоскости и в разных плоскостях. Во избежание появления закрутки потока в ИТ рекомендуется применение входных коллекторов, расположенных в одной плоскости с ИТ.

        4. Узлы измерений категорий III и IV могут выполняться по упрощенным технологическим схемам, оснащенным минимально необходимыми СИ и оборудованием для измерений расхода и количества газа.

          На технологических объектах групп Г и Д (см. 4.1.4), допускающих временное отключение СИ расхода и количества газа, допускается применять узлы измерений баз резервного ИТ. При недопустимости прерывания потока в случае неисправности ИТ необходимо предусматривать обводную линию.

        5. С целью обеспечения плавного пуска ПР в случае ПР с подвижными механическими элементами при давлениях более 1,6 МПа и в случае ПР без подвижных механических элементов при давлениях более 3,0 МПа необходимо предусматривать перепускной канал на входном запорно-регулирующем устройстве ИТ, позволяющий плавно повышать рабочее давление.


           

      2. Выбор технологического оборудования и средств измерений

        1. Выбор технологического оборудования

          1. Технологическое оборудование выбирают с учетом:

            • необходимости обеспечения минимальной и максимальной проектной производительности узла измерений;

            • максимального рабочего давления газа, максимальных и минимальных температур газа и окружающего воздуха.

          2. Запорно-регулирующая арматура, протечки в которой могут оказать влияние на результаты измерений расхода и количества газа, а также контроля МХ ПР, должна иметь класс герметичности А по ГОСТ 9544. На узлах измерений первого класса рекомендуется использовать запорно-регулирующую арматуру с устройством контроля протечек.

          3. Выбор числа ИТ производят в соответствии с 5.5.1. При необходимости данный выбор проводят с учетом допустимых гидравлических потерь при максимальной производительности узла измерений.

          4. Фильтры выбирают с учетом их пропускной способности и требований к чистоте газа, обеспечивающей достаточно надежное функционирование СИ расхода и количества, а также контроля качества газа.

            Рекомендуется применять фильтры с быстросъемными крышками.

          5. Технические характеристики и качество материалов и готовых изделий должны быть подтверждены в документации изготовителей.

        1. Состав средств измерений

          1. Средства измерений основных параметров

            Перечень основных параметров, необходимых для определения расхода и количества газа, для разных вариантов реализации методов измерений приведен в таблице 5.3.

            Таблица 5.3


             


             

            Метод

            Номер варианта реализации метода

            Перечень параметров потока и среды

            основных

            дополнительных


             

            Переменного перепада давления

            1

            ΔррТсха и ху

            Перепад давления на фильтрах и УПП

            2

            ΔррТ, состав газа


             

            Основанный на применении преобразователей объемного расхода

            1

            qVрТсха и ху


             

            Перепад давления на фильтрах, ПР (турбинных и камерных), УПП

            2

            qVрТv, состав газа

            3

            qVс

            4

            qV, состав газа


             

            Основанный на применении преобразователей массового расхода

            1

            qmmс


             

            Перепад давления на фильтрах

            2

            qmm, состав газа


             

            Состав СИ узла измерений зависит от метода измерений и принятого варианта его реализации (см. таблицу 5.3), а также от возможности использования результатов анализов химикоаналитических лабораторий или автоматизированных измерений, полученных в результате отбора проб в установленных местах, с последующей передачей данных на узел измерения.

            Состав CИ основных параметров потока и среды узла измерений представлен в таблице 5.4.

            Таблица 5.4


             


             

            Средство измерений

            Метод

            переменного перепада давлений при реализации варианта


             

            измерений объемного расхода при реализации варианта

            измерений массового расхода при реализации варианта

            1

            2

            1

            2

            3

            4

            1

            2

            Перепада давления на сужающем устройстве или осредняющей трубке


             

            1)


             

            1)


             

            2)


             

            2)


             

            2)


             

            2)


             

            2)


             

            2)

            Давления

            1)

            1)

            1)

            1)

            3)

            3)

            3)

            3)

            Температуры

            1)

            1)

            1)

            1)

            3)

            3)

            3)

            3)

            Объемного расхода

            2)

            2)

            1)

            1)

            1)

            1)

            2)

            2)

            Массового расхода

            2)

            2)

            2)

            2)

            2)

            2)

            1)

            1)

            Состава газа

            4)

            4)

            4)

            4)

            2)

            4)

            2)

            5)

            Плотности при рабочих условиях


             

            2)


             

            2)


             

            2)


             

            2)


             

            1)


             

            1)


             

            2)


             

            2)

            Плотности при стандартных условиях


             

            4)


             

            2)


             

            4)


             

            2)


             

            4)


             

            2)


             

            5)


             

            2)

            1) Наличие СИ обязательно.

            2) СИ не требуется.

            3) При необходимости компенсации влияния давления и температуры на показания ПР. Компенсация влияния давления и температуры на показания ПР проводится, если дополнительная погрешность превышает 1/3 основной погрешности ПР.

            4) Наличие СИ необязательно, если используются результаты анализов химико-аналитических лабораторий или автоматизированных измерений, полученных в результате отбора проб в установленных местах, с последующей передачей данных на узел измерения.

            5) Наличие СИ обязательно при значительной нестабильности компонентного состава газа (см. А.9.2 приложения А).


             

          2. Средства измерений дополнительных параметров

            В состав СИ узла измерений в случае необходимости могут входить СИ дополнительных параметров:

            • перепада давления на фильтре, УПП, ПР, запорной и регулирующей арматуре;

            • давления на входе и выходе узла измерений, ИТ и устройстве контроля протечек запорной арматуры;

            • температуры на входе и выходе узла измерений, а также на ИТ.

          3. Средства измерений показателей качества газа

    Узлы измерений, на которых контролируют соответствие газа его техническим условиям, должны оснащаться СИ состава и точек росы по влаге и углеводородам.

        1. Выбор метода измерений и типов преобразователей расхода и плотности

          1. Метод измерений и тип ПР выбирают, руководствуясь требованиями к точности измерений, условиями измерений, эксплуатации СИ и минимизации экономических затрат.

            Области применения, достоинства и недостатки ПР различных типов приведены в таблицах В.1 и В.2 (приложение В).

            При выборе ПР рекомендуется использовать при возможности специальные компьютерные программы изготовителей либо сертифицированное программное обеспечение.

          2. При выборе типа сужающего устройства рекомендуется ознакомиться с данными, приведенными в ГОСТ 8.586.1 (приложение Б).

            С целью предотвращения появления недопустимых деформаций диафрагмы, гидравлических потерь и дополнительной погрешности рекомендуется обеспечивать перепад давления на диафрагме не более 63 кПа.

            С целью снижения влияния шероховатости и искажений кинематической структуры потока на точность измерений рекомендуется применять диафрагмы с относительным диаметром отверстия не более 0,6.

          3. При выборе турбинных и вихревых ПР следует иметь в виду, что погружные ПР менее точны, чем ПР, первичные преобразователи которых перекрывают все поперечное сечение ИТ.

            При выборе турбинных, вихревых и ультразвуковых ПР следует отдавать предпочтение более надежным и точным корпусным ПР.

          4. Не рекомендуется использовать вихревые ПР при наличии значительных пульсаций потока (см. А.7.2.5, приложение А).

          5. Условный проход ПР выбирают в соответствии с Pекомендацией [20] с учетом следующих обстоятельств:

            • уменьшение условного прохода ПР приводит к увеличению числа ПР и ИТ. С увеличением условного прохода ПР возрастают трудности монтажа, эксплуатации и обслуживания каждого ПР и ИТ;

            • относительная погрешность ПР многих типов при снижении расхода менее 5 %…20 % от максимального расхода существенно возрастает;

            • средняя скорость потока не должна превышать значений, указанных в 4.2.3.2;

            • гидравлические потери при максимальной производительности узла измерений не должны превышать допустимое значение.

          6. Метод и СИ плотности при рабочих и стандартных условиях и состава газа выбирают с учетом:

    • требований к точности измерений расхода и количества газа (см. 4.2.1);

    • степени изменения плотности газа с течением времени;

    • сравнительной стоимости реализации метода измерений;

    • требуемого уровня автоматизации измерений.

          1. Выбор совокупности СИ основных параметров потока и среды с учетом необходимой точности измерений

            1. На узлах измерений газа применяют СИ, прошедшие государственные испытания для утверждения типа СИ, в соответствии с Приказом [21]. Предпочтение следует отдавать СИ, прошедшим ведомственные испытания и рекомендованным к применению на объектах ОАО «Газпром» в установленном порядке.

            2. Максимальные и минимальные значения измеряемых параметров должны перекрываться диапазонами измерений СИ. Рекомендуется, чтобы максимальному значению измеряемого параметра соответствовало приблизительно 90 % верхнего предела измерений СИ.

            3. Выбор совокупности СИ параметров потока и среды на конкретном узле измерений проводят в следующей последовательности:

              а) выбирают совокупность СИ, которые могут быть применены в заданных условиях, полагая точность измерений удовлетворительной;

              Примечание – Следует стремиться к тому, чтобы вклады СИ в погрешность измерений расхода были примерно одинаковы. В противном случае затраты на дорогие высокоточные СИ могут оказаться неоправданно высокими.

              б) рассчитывают погрешность измерений расхода и количества;

              Примечание – Расчет погрешности измерений расхода и количества проводят при значениях основных параметров потока и среды, дающих наибольшую погрешность.

              Если погрешность измерения расхода (количества) превышает допускаемый предел, то необходимо с учетом вклада каждого СИ в погрешность измерения расхода (количества), выбрать более точные СИ.

              Примечание – Предел допускаемой погрешности измерения расхода (количества) устанавливают на стадии разработки технических требований к узлу измерений с учетом требований 4.2.1.

              Если погрешность измерения расхода (количества) значительно меньше допускаемой погрешности измерений, то использование выбранных СИ может оказаться нерациональным по экономическим соображениям. В этом случае если сумма затрат на приобретение и обслуживание менее точных СИ существенно меньше суммы затрат на более точные СИ, то целесообразно выбрать менее точные СИ. Рекомендации по оценке оптимальности требований к точности измерений приведены РМГ 63-2003 [12] и РМГ 64-2003 [22];

              в) расчет прекращают, когда СИ удовлетворяют метрологическим и экономическим требованиям.

            4. В случаях если дополнительная погрешность, обусловленная непостоянством величины параметра, не приводит к невыполнению требований 4.2.1, допускается использовать условно-постоянные значения параметра.

            5. При отклонении температуры окружающего воздуха от температуры, соответствующей нормальным условиям измерений при поверке СИ данного типа, у СИ давления и перепада давления появляются дополнительные погрешности.

      image

      У СИ перепада давления, кроме того, появляется дополнительная погрешность при больших отличиях абсолютного давления от атмосферного. Указанное отличие не должно превышать величины

      (5.1)


       

      где Δр – средний перепад давления при выполнении измерений;

      о – дополнительная погрешность СИ, обусловленная смещением нуля при изменении абсолютного давления на величину ро;

      ш – дополнительная погрешность СИ, обусловленная влиянием давления на шкалу при изменении абсолютного давления на величину рш;

      ΔроΔрш – перепад давления, относительно которого в технической документации указывается дополнительная погрешность (предел измерений, показания СИ или диапазон шкалы).

      При выборе СИ давления и перепада давления следует отдавать предпочтение приборам, в описании типа СИ или технической документации которых приведены данные погрешности.

          1. Выбор СИ показателей качества газа

            1. Состав СИ и оборудования показателей качества газа устанавливают:

    • для газов, предназначенных в качестве сырья и топлива для промышленного и коммунально-бытового использования, в соответствии с требованиями ГОСТ 5542;

    • газов, поставляемых с промыслов, газоперерабатывающих заводов и подземных хранилищ газа в магистральные газопроводы, а также для газов, транспортируемых по магистральным газопроводам газоснабжающим и газосбытовым организациям, в соответствии с требованиями ОСТ [1].

            1. Выбор типов СИ показателей качества выполняют на стадии проектирования с учетом:

    • степени изменения состава поступающего на узел измерений газа с течением вре-

    мени;


     

  • целесообразности проведения непрерывного анализа;

    • требуемой точности измерений;

    • сравнительной стоимости реализации способа измерений;

    • требуемого уровня автоматизации измерений.

            1. Узел измерений должен быть оборудован устройством для отбора проб и, дополнительно, в случае передачи пробы непосредственно аналитическому прибору, обогреваемой пробоотборной линией.

      Монтаж ПЗ выполняют в соответствии с требованиями ГОСТ 31370.


       

        1. Требования к технологическому оборудованию

          1. Число рабочих ИТ определяют путем округления в большую сторону результата деления наибольшего расхода через узел измерений на 80 % верхнего предела измерений ПР.

            Число резервных ИТ в зависимости от общего числа ИТ – один или два.

          2. Если согласно 5.5.1 для оснащения узла измерений достаточно двух рабочих, безрезервных (см. 5.3.4) ИТ, то рекомендуется для увеличения диапазона измерений и снижения времени одновременной работы двух ИТ, чтобы их условные диаметры и, соответственно, условные проходы ПР, были разными.

            Примечание – В таком случае первый ПР должен иметь верхний предел измерений, превышающий максимальный расход, второй – иметь диапазон измерений, перекрывающий нижний предел измерений первого ПР и нижний минимальный расход.

            Например, требуется измерение расхода газа, изменяющегося в пределах от 200 до 12500 м3/ч. Для измерения расхода газа в данном диапазоне могут быть использованы два ультразвуковых ПР со следующими характеристиками:

            первый ПР – DN 450, qн = 750 м3/ч, qв = 15000 м3/ч;

            второй ПР – DN 100, qн = 40 м3/ч, qв = 800 м3/ч.

          3. При числе рабочих ИТ более двух условный диаметр всех ИТ и, соответственно, условный проход ПР должны быть одинаковыми.

          4. Контрольный ПР рекомендуется использовать на узлах измерений первого класса. Применяют следующие варианты его установки:

    • на рабочем ИТ до или после рабочего ПР на период контроля МХ рабочего ПР. После контроля вместо контрольного ПР устанавливают катушку, представляющую собой отрезок трубы с фланцами, имеющую длину, равную длине контрольного ПР, и условный проход DN, равный DN ИТ;

    • на контрольном ИТ, последовательное соединение которого с рабочими ИТ обеспечивают с помощью дополнительной трубной обвязки.

      Контрольный ПР может устанавливаться как стационарно, так и временно, на период контроля МХ рабочего ПР. В случае временной установки после контроля вместо контрольного ПР устанавливают катушку, представляющую собой отрезок трубы с фланцами, имеющую длину, равную длине контрольного ПР, и условный проход DN, равный DN ИТ.

      При наличии контрольного ИТ допускается использовать его в качестве резервного. Узел для подсоединения передвижной поверочной установки предусматривают в слу-

      чае, если для поверки рабочих ПР используется передвижная поверочная установка. Указанная установка может быть применена для контроля МХ ПР вместо контрольного ИТ.

          1. УПП устанавливают при невозможности обеспечения без них необходимых длин прямых участков перед ПР.

          2. На входе и выходе ИТ устанавливают запорную арматуру.

          3. Конструкции ПР, УПП, ПЗ и фильтров должны обеспечивать возможность извлечения их из трубопровода для периодического контроля их состояния и при необходимости очистки.

            При необходимости должны быть предусмотрены подъемные устройства для демонтажа ПР, УПП и фильтров.

          4. На ИТ должна быть предусмотрена возможность компенсации длин трубопроводов при демонтаже и установке ПР. При этом следует полностью использовать компенсирующую способность трубопроводов. Когда указанной способности недостаточно, устанавливают дополнительные компенсирующие элементы (сальниковые, сильфонные и др.).

          5. При наличии на ИТ дублирующего ПР на узле измерений следует предусмотреть участки ИТ, имеющие условный диаметр, длину и фланцы, аналогичные демонтируемому ПР.

          6. Конструкция ИТ должна обеспечивать возможность осмотра и очистки его внутренней полости на расстоянии 10DN до и 4DN после ПР. В случае если нормируемые длины прямых участков до и после ПР меньше указанных значений, то возможность осмотра и очистки внутренней полости ИТ должна быть обеспечена на расстоянии от ПР, равном минимально необходимой длине прямых участков ИТ.

            Фланцевые соединения предусматривают в местах подключения трубопроводов к аппаратам, арматуре и другому оборудованию, имеющему ответные фланцы, а также на участках трубопроводов, требующих в процессе эксплуатации периодической разборки или замены.

            Фланцы и крепежные детали, применяемые для присоединения арматуры, приборов и оборудования к газопроводам, а также материалы, применяемые в качестве уплотнительных и смазочных средств, для обеспечения герметичности соединений должны соответствовать государственным стандартам или техническим условиям.

            В конструкции ИТ при необходимости должны быть предусмотрены штуцеры для продувки ИТ и дренажа жидкости в соответствии с ПБ 03-585-03 [9].

            При измерении расходагазов, содержащихповышенноеколичествосероводорода, кислорода и водяных паров, вызывающих коррозию внутренней поверхности газопроводов, ИТ рекомендуется выполнять разборными.

            Конструкция УПП должна предусматривать возможность их периодических осмотров (путем демонтажа или с использованием эндоскопа) и при необходимости очистки.

          7. Должна быть предусмотрена возможность компенсации тепловых деформаций, исключающей появление механических напряжений в ИТ и коллекторах.

          8. Коллекторы рекомендуется проектировать в соответствии с указаниями ГОСТ 8.586.2 (приложение А).

            На узлах измерений с двумя ИТ, из которых один является рабочим, а другой – резервным, условный диаметр коллектора допускается принимать равным условному диаметру ИТ.

          9. Вторичные приборы и вычислительные устройства на узлах измерений должны размещаться в помещениях с температурой окружающего воздуха 20 °С  5 °С. Возможно увеличение допуска температуры в случае, если в результате расчетов установлено, что дополнительная погрешность измерения объема газа, обусловленная отклонением температуры окружающего воздуха от 20 °С, не приводит к нарушению требований 4.2.1.

            Рекомендуется предусматривать укрытия или навесы, исключающие попадание атмосферных осадков на ПР и ПТ.

          10. УОГ устанавливают в случае, если содержание жидких и твердых примесей в поступающем на узел измерений газе превышает допустимые значения, установленные в технической документации СИ.

            УОГ устанавливают перед входным коллектором узла измерений или на входе ИТ.

          11. Могут быть использованы УОГ следующих типов:

    • пылеуловители;

    • фильтры-сепараторы;

    • фильтры.

      Допускается совместное использование УОГ разных типов.

          1. Технические характеристики УОГ должны соответствовать условиям эксплуатации в местах их установки.

          2. Допускается устанавливать УОГ в блоке.

            Количество УОГ в блоке определяют по их пропускной способности и максимальной производительности узла измерений.

          3. Блок УОГ должен состоять не менее чем из двух УОГ (рабочего и резервного). Число резервных УОГ выбирают в зависимости от числа рабочих УОГ.

            Должно быть обеспечено равномерное распределение расхода газа по УОГ блока.

          4. При размещении УОГ перед входным коллектором узла измерений до и после УОГ должна быть установлена запорная арматура.

            При размещении в ИТ УОГ устанавливают на входе, после запорно-регулирующей арматуры.

          5. При использовании фильтров должна быть предусмотрена возможность непрерывного или периодического контроля перепада давления на каждом фильтре.

        1. Требования к измерительной системе

          1. Вычислители и корректоры

            1. К эксплуатации допускаются корректоры и вычислители (далее – вычислители), прошедшие испытания для целей утверждения типа СИ, имеющие действующие свидетельства о поверке.

            2. Рекомендуется использовать вычислители, у которых погрешность нормирована с учетом погрешности СИ параметров потока.

            3. Вычислители должны обеспечивать:

    • автоматическое определение объемного расхода и/или объема газа, приведенных к стандартным условиям;

    • формирование и сохранение архивов;

    • возможность периодического введения и регистрации значений условно-постоянных величин (плотности газа при стандартных условиях, компонентного состава газа, атмосферного давления, договорных значений контролируемых параметров на случай отказа СИ и прочее);

    • защиту от несанкционированного вмешательства, которое может повлиять на результаты измерений расхода и количества газа и от вмешательства в процесс формирования и сохранения архивов;

    • возможность распечатки архивной и итоговой информации на принтере непосредственно или через устройство приема/передачи информации (переносного устройства сбора информации, компьютера и т.п.).

            1. Вычислители должны иметь:

    • дисплей, на котором должна отображаться информация;

    • резервное электропитание, обеспечивающее при нарушении основного электроснабжения непрерывную работу вычислителя в течение не менее трех суток.

            1. Основная относительная погрешность вычислителя не должна выходить за пределы допускаемых значений:

              0,01 % – по показаниям и регистрации времени;

              0,01 % – по показаниям и регистрации объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям (вычисление по заданным параметрам) для узлов измерений первого класса;

              0,02 % – по показаниям и регистрации объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям (вычисление по заданным параметрам) для узлов измерений второго класса.

              Основная приведенная погрешность вычислителя по показаниям и регистрации давления, перепада давления, плотности и объемного расхода газа при рабочих условиях (за нормирующее значение принимается диапазон измерений СИ) при работе с токовыми входными сигналами не должна выходить за пределы 0,1 %.

              Основная относительная погрешность вычислителя по показаниям объемного расхода при рабочих условиях при работе с частотой импульсов не должна выходить за пределы

              ±0,05 %.

              Предел основной относительной погрешности измерений объема газа при рабочих условиях при работе с числом импульсов не должен превышать 0,02 %.

            2. Основная абсолютная погрешность вычислителя не должна выходить за пределы допускаемого значения 0,15 °C по показаниям и регистрации температуры газа.

            3. Допускаемый диапазон температур окружающей среды вычислителя должен соответствовать условиям их эксплуатации.

          1. Блок обработки информации

            1. БОИ должен обеспечивать:

    • автоматизированный сбор данных с вычислителей расхода газа;

    • автоматизированный сбор данных с приборов качества газа (СИ компонентного состава, точки росы, плотности);

    • формирование отчетов;

    • формирование архива данных (часовых, суточных, месячных);

    • формирование журналов (технологических и аварийных сообщений, регистрации результатов измерений параметров количества и показателей качества газа);

    • обработку результатов измерений компонентного состава газа;

    • расчет плотности газа при стандартных условиях;

    • расчет энергосодержания газа;

    • передачу данных о компонентном составе и плотности газа при стандартных условиях в вычислитель;

    • получение команд из систем вышестоящего уровня оперативно-диспетчерского управ-

      ления.


       

            1. БОИ должен диагностироваться автоматически в процессе работы.

              Данные о неисправности БОИ должны сохраняться в журнале технологических и ава-

              рийных сообщений.

              В БОИ должны быть предусмотрены меры защиты информации и программ.

            2. БОИ должен иметь:

    • порт последовательного интерфейса передачи данных RS-485 (либо RS-232) или сетевой порт Ethernet для связи с САУ и АРМ;

    • сервисный порт для местной или удаленной настройки функций и режимов работы

      БОИ.


       

          1. Панель управления

            1. Основное назначение панели управления (мнемопанели) – отображение инфор-

              мации о ходе технологического процесса и обеспечение возможности оперативного управления технологическим процессом.

            2. Включение панели управления в состав ИС рекомендуется при наличии в составе узла измерений более трех ИТ с дистанционно управляемой запорной и регулирующей арматурой. Решение о необходимости оснащения узла измерений панелью управления принимается на стадии проектирования узла измерений.

            3. К основным функциям, выполняемым с помощью панели управления, отно-

              сятся:


               

  • включение аварийной остановки узла измерений;

  • подключение и отключение отдельных ИТ;

  • отображение информации о состоянии запорной и регулирующей арматуры, вентиля-

    торов, кондиционеров, насосов и т. п., а также управление указанными устройствами;

    • отображение, включение и сброс предупредительной и аварийной сигнализации. Указанные функции могут изменяться, исключаться и дополняться.

          1. Средства измерений

      Требования к СИ параметров потока и показателей качества газа изложены в проекте СТО Газпром «Единые технические требования на оборудование узлов измерений расхода и количества природного газа, применяемых в ОАО «Газпром».


       

        1. Требования к системе автоматизированного управления

          САУ узлов измерений обеспечивает автоматическое управление режимами работы технологического оборудования, реализацию функций управления, измерения и сигнализации, координацию взаимодействия между локальными системами автоматики, аварийной защиты при пожаре, превышении выходного давления, выдачу аварийных сигналов при нарушениях режима работы.

          Требования к САУ изложены в Положениях [5], [6] и Технических требованиях [7].


           

        2. Требования к автоматизированному рабочему месту оператора

      АРМ предназначен для автоматизации:

    • приема информации от ИС и САУ;

    • оперативного контроля технологических процессов и управления ими;

    • автоматизации документирования результатов контроля и управления;

    • передачи информации на вышестоящий уровень АСУ ТП. АРМ включает:

    • персональный компьютер;

    • принтер;

    • сервер базы данных (при необходимости).


       

      1. Монтаж средств измерений и вспомогательных устройств


         

        1. Монтаж средств измерений

          1. Нормативные документы, устанавливающие требования к монтажу СИ основных параметров потока и среды при использовании различных ПР, указаны в таблице 6.1.

            Таблица 6.1


             

            Преобразователь расхода

            Нормативный документ

            Со стандартным сужающим устройством

            ГОСТ 8.586.1 – ГОСТ 8.586.5

            С осредняющей трубкой типа ANNUBAR DIAMOND II+ или ANNUBAR 485

            Рекомендация [3]

            Турбинный, ротационный, вихревой

            Правила [23]

            Ультразвуковой

            СТО Газпром 5.2

            Кориолисов, термоанемометрический

            Техническая документация предприятия – изготовителя ПР и МВИ

          2. Требования к соединительным трубкам, предназначенные для передачи давления к преобразователям перепада давления, и их монтажу устанавливают в соответствии с ГОСТ 8.586.5 (пункт 6.2.9).

          3. Соединительная трубка для передачи давления от ИТ к СИ давления должна иметь уклон к горизонтали не менее 1:12.

            При применении соединительных трубок, составленных из отдельных секций, диаметр условного прохода этих секций должен быть одинаковым. Соединения секций, покрытых теплоизоляцией, должны выполняться неразъемными (сварными или паяными).

            Рекомендуемые значения условного прохода соединительных трубок приведены в таблице 6.2.

            Таблица 6.2


             

            Тип среды

            Условный проход при длине трубок, м

            до 16

            от 16 до 45

            от 45 до 90

            Сухой газ

            От 6 до 10 включ.

            10

            10

            Влажный газ

            13

            13

            13

            Загрязненный газ

            25

            25

            38


             

          4. Соединительные линии и ИТ должны подвергаться проверке на герметичность. Герметичность ИТ считают удовлетворительной при выполнении требований 8.5 ПБ 03-585-03 [9] для трубопроводов группы Б, герметичность соединительных трубок – при выполнении требований раздела «Испытания трубных проводок» СНиП 3.05.07-85 [24].

          5. Длины прямых участков ИТ между МС и ПР должны соответствовать требованиям, установленным изготовителем ПР, государственными стандартами, стандартами организаций или другими нормативными документами, устанавливающими требования к процессам выполнения измерений расхода и количества газа. В случаях использования сужающих устройств и осредняющих трубок, турбинных, ротационных, вихревых и ультразвуковых ПР следует руководствоваться требованиями нормативных документов, указанных в таблице 6.1, в случае термоанемометрических ПР – указаниями таблицы 6.3.

            Таблица 6.3


             


             

            Наименование МС перед ПР

            Минимальные длины прямых участков перед ПР при размещении чувствительного элемента*

            в точке потока, где скорость потока приблизительно равна средней скорости по сечению ИТ


             

            на оси ИТ

            Колено или тройник

            55

            25

            Группа колен в одной плоскости

            50

            25

            Окончание таблицы 6.3


             


             

            Наименование МС перед ПР

            Минимальные длины прямых участков перед ПР при размещении чувствительного элемента*

            в точке потока, где скорость потока приблизительно равна средней скорости по сечению ИТ


             

            на оси ИТ

            Группа колен в разных плоскостях

            80

            50

            Конфузор

            30

            10

            Диффузор

            55

            22

            Полностью открытый клапан

            45

            25

            Полностью открытая задвижка

            30

            15

            *Минимальная длина прямого участка за ПР составляет 5DN.


             

            Для кориолисовых ПР длины прямых участков до и после ПР определяются требованиями методики выполнения измерений.

          6. При необходимости и возможности сокращения длины прямого участка ИТ перед ПР применяют УПП. Тип УПП и место его расположения в ИТ должны указываться изготовителем ПР.

          7. При использовании сужающих устройств и осредняющих трубок, а также турбинных, ротационных, вихревых и ультразвуковых ПР при выборе места расположения отверстия для отбора давления следует руководствоваться требованиями нормативных документов, указанных в таблице 6.1. При использовании кориолисовых ПР расстояние между ПР и отбором давления должно составлять от 1DN до 3DN (до или после ПР). При использовании термоанемометрических корпусных ПР расстояние между ПР и отбором давления должно составлять от 2DN до 5DN до или после корпуса ПР, погружных ПР – от 2DN до 5DN до или после датчиков ПР. Отверстие отбора давления должно удовлетворять требованиям ГОСТ 8.586.2 (подраздел 5.2).

          8. При использовании сужающих устройств и осредняющих трубок, а также турбинных, ротационных, вихревых и ультразвуковых ПР при выборе места установки ПТ следует руководствоваться требованиями нормативных документов, указанных в таблице 6.1. При использовании кориолисовых ПР расстояние между ПР и ПТ должно составлять от 3DN до 5DN (до или после ПР).

            Между ПР и ПТ не должно быть МС.

          9. При необходимости контроля МХ ПТ следует обеспечить возможность монтажа в ИТ контрольного ПТ на расстоянии не более 2DN от контролируемого ПТ с углом между проекциями осей контролируемого и контрольного ПТ на плоскость, перпендикулярную оси ИТ, 90°  10°.

        1. Монтаж устройств подготовки потока

          1. Тип УПП в случае применения стандартных диафрагм выбирают в соответствии с ГОСТ 8.586.2. При   0,67 рекомендуется отдавать предпочтение трубчатым струевыпрямителям в виде связки труб из 19 трубок или дисковому УПП Zanker, при  > 0,67 – УПП Gallagher.

            В случае использования других ПР тип УПП выбирают в соответствии с требованиями технической документации на ПР.

          2. При отсутствии поставки УПП в комплекте с ПР УПП изготавливают согласно требованиям технической документации изготовителя ПР. В случае применения УПП, предусмотренных в приложении Е ГОСТ 8.586.1, его изготавливают в соответствии с требованиями данного стандарта. Геометрические характеристики УПП рассчитывают по измеренному значению внутреннего диаметра участка ИТ, расположенного перед ПР.

          3. Условный проход участка ИТ перед УПП должен быть равен условному проходу участка ИТ после УПП.

          4. Место размещения УПП на ИТ в случае применения стандартных диафрагм выбирают согласно ГОСТ 8.586.2.

            В случае использования других ПР место размещения УПП на ИТ выбирают в соответствии с требованиями технической документации на ПР.

          5. Уплотняющие элементы фланцевых соединений ИТ и корпуса УПП не должны выступать внутрь ИТ.


       

        1. Монтаж пробоотборного зонда

          1. ПЗ располагают на участках трубопровода перед входным коллектором или после выходного коллектора узла измерений. Допускается располагать ПЗ в ИТ.

            При монтаже ПЗ устанавливают в верхней части горизонтального участка трубопровода.

            Конец ПЗ располагают на расстоянии 1/3 диаметра трубопровода от стенки.

          2. При установке ПЗ на участках трубопровода перед входным коллектором или после выходного коллектора рекомендуется, чтобы расстояние между ПЗ и ближайшим МС, расположенным выше ПЗ по потоку, было не менее 20 внутренних диаметров трубопровода.

            Минимально допустимые расстояния между ПЗ и ПР при установке ПЗ в ИТ указаны в таблице 6.4.

            Таблица 6.4


             


             

            ПР

            Минимальное расстояние между ПР и ПЗ при размещении последнего

            перед ПР

            после ПР

            С сужающим устройством

            с относительным диаметром

              0,2

            20DN

            4DN

             > 0,2

            8,550,55D

            С осредняющей трубкой при наружном диаметре ПЗ (dПЗ)

             0,03D

            5DN

            4DN

            0,03<dПЗ  0,13D

            20DN

            Ультразвуковой при наружном диаметре ПЗ:

             0,13D

            20DN

            3DN

            > 0,13D

            турбинный


             

            В соответствии с 7.5.1 Правил [23]

            вихревой

            ротационный

            кориолисов

            2DN

            5DN

            термоанемометрический

             0,03D

            10DN

            4DN

            0,03<dПЗ  0,13D

            20DN


             

          3. Расстояния между ПЗ и любым ближайшим МС должны быть не менее:

    • 2DN при размещении ПЗ перед МС;

    • 5DN при размещении ПЗ после МС.


       

        1. Теплоизоляция участков наибольшего влияния теплообмена

          1. Установление возможности использования ИТ без теплоизоляции выполняют по допускаемому изменению (снижению или понижению) температуры среды на участке ИТ, расположенном между ПР и ПТ. Критерий, определяющий возможность использования ИТ без теплоизоляции, приведен в СТО Газпром 5.33.

          2. Расчет толщины изоляции, обеспечивающей необходимую точность определения расхода и количества газа, проводят в соответствии с СТО Газпром 5.33 с учетом следующих факторов:

    • температуры, давления и состава газа;

    • экстремальных температур окружающего воздуха;

    • скорости потока природного газа;

    • скорости ветра;

    • наличия влаги на наружной поверхности трубопровода (вследствие атмосферных осадков или образования конденсата).

          1. Установление необходимости теплоизоляции и определение толщины теплоизоляции в случае ее необходимости проводит проектная организация.

          2. Расположенные на изолируемом участке ИТ корпус ПР, арматуру, фланцевые соединения, люки и выступающую над трубопроводом часть ПТ следует изолировать, если изолируется участок трубопровода, на котором указанные элементы установлены. Тепловая изоляция тех из названных устройств, к которым систематически требуется доступ, должна быть съемной.

          3. Материалы и конструкция тепловой изоляции должны удовлетворять требованиям СНиП 41-03-2003 (разделы 4 и 5) [25].


       

        1. Проверка элементов измерительных трубопроводов

          1. До завершения монтажных работ должны быть выполнены следующие работы по проверке элементов ИТ на соответствие требованиям нормативных документов, указанных в таблице 6.1:

    • измерение внутренних диаметров ИТ до и после ПР, а также определение эквивалентной шероховатости внутренней поверхности ИТ с указанием способа ее определения (см. 7.1.5 ГОСТ 8.586.1);

    • определение максимальной высоты сварных швов, их ориентация относительно оси ИТ и расположение относительно ПР;

    • проверка отсутствия выступания прокладок внутрь ИТ;

    • оценка округлости и цилиндричности отверстий для отбора давления, отклонения от перпендикулярности осей отверстий к осям ИТ, остроты кромок отверстий;

    • при составном ИТ – измерение внутренних диаметров секций ИТ в местах их стыковки или при наличии конусного перехода внутренних диаметров входного и выходного сечений и длины конусного перехода.

      Примечание – В случае если в МВИ требований к какому-либо из перечисленных параметров не предъявляется, сведения о данном параметре допускается не приводить.

      При использовании сужающих устройств, кроме того, дополнительно измеряют параметры центрирования сужающего устройства относительно оси ИТ:

      -перпендикулярность плоскости СУ к оси ИТ;

      • смещение оси отверстия СУ относительно оси ИТ. При наличии камер усреднения также измеряют:

      • внутренний диаметр камер усреднения;

      • длину корпуса камер усреднения;

      • диаметр отверстий для передачи давления от камер усреднения к вторичному прибору.


         

        верок.

            1. Результаты проверок должны быть представлены в соответствующих актах про-


         

        1. Приемка в эксплуатацию, комплексное опробование и пуск узла измерений

          1. После окончания строительства узел измерений или объект, в составе которого он находится, должен быть принят в промышленную эксплуатацию в соответствии с требованиями СНиП 3.01.04-87 [26], ВРД 39-1.10-006-2000 [27] и ВРД 39.1.10-069-2002 [28].

          2. До приемки узла измерений или объекта, в составе которого он находится, необходимо:

      • укомплектовать и обучить (с проверкой знаний) персонал узла измерений, разработать и утвердить инструкции по эксплуатации и охране труда, техническую документацию по измерению расхода и количества газа и отчетности;

      • получить необходимую проектную, исполнительскую и техническую документацию;

      • получить в порядке, установленном СТО Газпром 2-3.5-032-2005, разрешение на подачу газа в газопроводы для продувки и выполнения пусконаладочных работ;

      • получить разрешение органов Госэнергонадзора на подачу электроэнергии.

          1. При приемке указанных объектов выполняют:

      • установление соответствия объекта требованиям проектной документации, охраны труда, взрывопожаробезопасности, охраны окружающей среды;

      • рассмотрение и проверку: документов, удостоверяющих качество материалов, СИ и оборудования, входящих в состав объекта; заключения метрологической экспертизы проекта объекта; наличие технических описаний и/или инструкций по эксплуатации СИ и оборудования;

      • проверку монтажа СИ и оборудования;

      • испытание оборудования;

      • комплексное опробование объекта;

      • устранение недостатков по замечаниям рабочей комиссии;

      • оформление акта приемки или заключения о непригодности объекта по результатам работы приемочной комиссии.

        1. Дефекты и недоделки, допущенные в ходе строительства и монтажа, а также дефекты оборудования, выявленные в процессе испытаний оборудования, должны быть устранены до начала комплексного опробования.

        2. При комплексном опробовании узла измерений должны быть проверены работоспособность оборудования и технологических схем, безопасность их эксплуатации; проведены проверка и настройка всех систем контроля и управления, в том числе автоматических регуляторов, устройств защиты и блокировок, устройств сигнализации и контрольно-измерительных приборов.

          Рекомендуется проведение проверки (аудита) на информационную безопасность. Такая проверка может быть выполнена внутренним аудитом, независимым менеджером или сторонней организацией, специализирующейся на таких проверках.

        3. При составлении программы комплексного опробования должны быть учтены требования, перечисленные ниже.

          1. Комплексное опробование должна проводить организация – владелец узла измерений при участии представителей монтажной, пусконаладочной или шефмонтажной организации в присутствии представителей контрагента (поставщика или потребителя газа) после проведения индивидуальных испытаний, оформленных актами в установленном порядке.

          2. Комплексное опробование проводят в течение времени, необходимого для выполнения работ, предусмотренных программой комплексного опробования.

          3. При комплексном опробовании в случае возможности подачи газа через узел измерений проводят:

            а) не менее чем по три автоматических переключения каждой из рабочих, резервных и контрольных ИТ (если автоматические переключения ИТ предусмотрены на узле измерений); б) проверку обеспечения условий выполнения измерений, предусмотренных 4.2.3 и

            нормативной документацией изготовителей ПР;

            в) контроль МХ в соответствии с приложением Г (если проведение контроля МХ предусмотрено при эксплуатации узла измерений).

          4. При комплексном опробовании должны быть включены предусмотренные проектом контрольно-измерительные приборы, устройства сигнализации и дистанционного управления, защиты и автоматического регулирования.

        1. После проведения комплексного опробования оформляют протокол о его результа-

          тах.


           

        2. Перед пуском узла измерений должны быть выполнены следующие мероприятия:

  • получение письменного подтверждения потребителя о готовности к приему газа и

    письменного разрешения территориального управления Ростехнадзора;

    • подготовка запасов материалов, инструментов и запасных частей;

    • введение в действие и проверка средств диспетчерского и технологического управления с линиями связи, контуров заземления, системы пожарной сигнализации и пожаротушения, аварийного освещения, вентиляции;

    • проверка готовности к обеспечению выполнения требований 4.2.3;

    • проверка герметичности ИТ и соединительных линий в соответствии с требованиями 6.1.4;

    • проверка наличия пломб и состояния запорно-регулирующей арматуры;

    • проверка готовности систем контроля и управления.

        1. Пуск узла измерений или объекта, в составе которого он находится, осуществляется в соответствии с требованиями ВРД 39-1.10-006-2000 [27] и ВРД 39-1.10-069-2002 [28].


       

      1. Эксплуатация и техническое обслуживание узла измерений


         

        1. Подготовка к проведению измерений

          1. Подготовку к проведению измерений при использовании ПР разных типов осуществляют в соответствии с требованиями нормативных документов, указанных в таблице 6.1, и 8.1.2–8.1.4.

          2. При подготовке к выполнению измерений проверяют:

    • наличие документации или соответствующих отметок, допускающих СИ к эксплуа-

тации;


 

  • герметичность соединительных линий и ИТ в соответствии с требованиями 8.5.7;

  • целостность пломб и клейм;

  • соответствие условий проведения измерений требованиям 4.2.3.

        1. Проводят подготовительные работы, установленные в нормативной документации

          на используемые СИ и другие технические средства.

        2. В технической документации СИ давления и перепада давления основная погрешность приводится для температуры окружающего воздуха, соответствующей нормальным условиям измерений при поверке СИ данного типа. При необходимости ее ограничения с целью выполнения требований 4.2.1 следует ограничить диапазон возможных отклонений температуры окружающего воздуха (см. 5.5.13).

          СИ перепада давления должны быть отградуированы изготовителем при атмосферном или близком к нему давлении. При значительных отличиях абсолютного давления в ИТ от атмосферного появляется дополнительная погрешность. Если дополнительная погрешность превышает 1/3 основной погрешности, следует проводить градуировку СИ перепада давления при рабочем давлении или выполнить рекомендации изготовителя по регулировке СИ.

        3. Выполняют или проверяют конфигурирование вычислительного устройства.

        4. При положительных результатах проверки все СИ и технические средства вводят в рабочий режим эксплуатации.

        5. Вводят ИТ в работу. При этом должен быть обеспечен плавный пуск ПР.

    Примечание – При быстром открытии запорно-регулирующей арматуры на входе ИТ поток газа приобретает кинетическую энергию, значительно превышающую кинетическую энергию потока в рабочем режиме. Воздействие большого динамического давления при вводе ИТ в работу может привести к повреждению ПР.

    Различают ввод ИТ в работу после монтажа (пуск ИТ) и при его подключении с целью поддержания значения расхода газа через каждый ИТ в заданном диапазоне (подключение ИТ).

    Пуск или подключение ИТ в зависимости от отсутствия или наличия в ПР подвижных механических элементов и рабочего давления газа выполняют в следующем порядке:

    а) в случае ПР с подвижными механическими элементами, в частности турбинных, ротационных, а также кориолисовых ПР, при рабочем давлении до 1,6 МПа:

    • медленно открывают запорную арматуру на входе ИТ и заполняют участок ИТ газом до достижения давления, равного давлению в подводящем трубопроводе. При этом скорость повышения давления газа не должна превышать 0,03 МПа/с;

    • медленно открывают запорную арматуру на выходе ИТ, контролируя при этом значение расхода, которое не должно превышать верхнего предела измерений ПР;

      б) в случае ПР с подвижными механическими элементами, а также кориолисовых ПР при рабочем давлении больше 1,6 МПа пуск ПР осуществляют с помощью перепускного канала на входной запорной арматуре ИТ:

    • при закрытой запорной арматуре до и после ПР плавно открывают запорно-регулирующую арматуру перепускного канала до выравнивания давлений;

    • открывают запорную арматуру на входе ИТ;

    • медленно открывают запорную арматуру на выходе ИТ, контролируя при этом значение расхода, которое не должно превышать верхнего предела измерений ПР;

      в) в случае ПР без подвижных механических элементов при рабочем давлении до 3 МПа:

    • медленно открывают запорную арматуру на входе ИТ и заполняют участок ИТ газом до достижения давления, равного давлению в подводящем трубопроводе. При этом скорость повышения давления газа не должна превышать 0,05 МПа/с;

    • плавно открывают запорную арматуру на выходе ИТ, контролируя при этом значение расхода, которое не должно превышать верхнего предела измерений ПР;

      г) в случае ПР без подвижных механических элементов при рабочем давлении больше 3 МПа пуск ПР осуществляют с помощью перепускного канала на входной запорной арматуре ИТ:

    • при закрытой запорной арматуре до и после ПР плавно открывают запорно-регулирующую арматуру перепускного канала;

    • открывают запорную арматуру на входе ИТ;

    • медленно открывают запорную арматуру на выходе ИТ, контролируя при этом значение расхода, которое не должно превышать верхнего предела измерений ПР.

      При наличии обводной линии перед выполнением операций, изложенных в перечислениях а)-г), следует плавно открыть запорно-регулирующую арматуру обводной линии, после выполнения – закрыть.


       

        1. Выполнение измерений

          1. Измерения выполняют в соответствии с требованиями нормативных документов, указанных в таблице 6.1, и настоящего стандарта.

          2. В соответствии с регламентом, приведенным в инструкции по эксплуатации узла измерений, при выполнении измерений в память вычислительного устройства заносятся условно-постоянные значения величин:

    • плотности газа при стандартных условиях;

    • компонентного состава газа (полного или неполного, в зависимости от методов расчета свойств газа);

    • атмосферного давления (при определении абсолютного давления путем суммирования измеренных величин избыточного и атмосферного давлений).

      Регламент занесения условно-постоянных значений в память вычислительного устройства разрабатывают с учетом необходимости выполнения требований 4.2.1 (см. также 8.3.2.2, 8.3.3.2 и 8.3.4.2).

          1. При отборе проб газа руководствуются требованиями ГОСТ 31370.

          2. В химико-аналитических лабораториях компонентный состав газа определяют с помощью хроматографов в соответствии с МВИ на применяемый тип хроматографа.

          3. При использовании потоковых (автоматических) хроматографов определение компонентного состава производят в соответствии с технической документацией на конкретный тип хроматографа.

            В память вычислительного устройства в автоматическом или ручном режиме с учетом установленного регламента должны заноситься результаты измерений, усредненные за период, указанный в таблице 8.1.

            Таблица 8.1 – Период усреднения результатов измерений в зависимости от производительности хроматографа


             

            Производительность n

            (число измерений хроматографа за 1 ч)

            Период усреднения результатов измерений, ч

             3

            1

            1,5  n < 3

            2

            Примечание – Применение потоковых хроматографов с производительностью < 1,5 не рекомендуется.


             

          4. При определении абсолютного давления путем суммирования измеренных величин избыточного и атмосферного давлений в случае, если преобразователь избыточного давления размещен в помещении с работающими системами вентиляции или кондиционирования, атмосферное давление следует измерять в этом же помещении.

          5. При выполнении измерений контролируют:

    • функционирование СИ;

    • расход газа через ИТ, который должен находиться в пределах установленного диапа-

      зона.


       

          1. При контроле функционирования СИ проверяют наличие сигнала СИ и нахожде-

            ние значений измеряемых параметров в установленных диапазонах.

          2. На узле измерений с несколькими ИТ при расходе более 90 % от верхнего предела шкалы ПР одного из работающих ИТ производят подключение еще одного ИТ.

            При расходе газа на одном из работающих ИТ менее значения, при котором согласно технической документации возрастает погрешность ПР, обычно находящегося в пределах от 5 % до 20 % от шкалы ПР, производят отключение любого из работающих ИТ.

          3. Подключение резервного ИТ производят в случаях:

    • отказа ПР, преобразователей давления и/или температуры, установленных на рабочем ИТ;

    • повреждения пломб или оттисков поверительных клейм ПР, преобразователей давления и/или температуры, установленных на рабочем ИТ;

    • неустранимых без отключения ИТ утечек газа на ИТ;

    • повышения перепада давления на ПР, фильтре и/или УПП, размещенных на ИТ, выше предельного значения;

    • отказа запорно-регулирующей арматуры ИТ.

          1. Подключение и отключение каждого ИТ должно регистрироваться в журнале технологических и аварийных сообщений.

          2. Временное отключение узла измерений осуществляют в случаях:

    • неисправности одного или нескольких ИТ, приведшей к превышению верхнего предела расхода ПР на остальных ИТ;

    • невыполнения требований к условиям проведения измерений, изложенным в 4.2.3;

    • реконструкции и проведения плановых работ по обслуживанию, требующих остановки узла измерений, – по взаимному согласию сдающей и принимающей сторон;

    • отключения электроэнергии (при отсутствии резервирования электроснабжения);

    • утечек газа через запорную арматуру, установленную на обводном трубопроводе узла измерений;

    • аварийных ситуаций, при которых эксплуатация узла измерений невозможна.

        1. Подключение узла измерений производят после выявления и устранения причины отключения узла измерений по письменному разрешению (телефонограмме, факсограмме) стороны, принимающей газ.

        2. При отключении узла измерений и подаче газа через обводную линию измерение расхода и количества газа проводят в соответствии с положением, предусмотренным в договоре на поставку газа между заинтересованными сторонами. Разработку положения выполняют с учетом существующих возможностей: использования результатов измерений на узлах измерений контрагентов, замены показаний СИ константами, использования нормы потребления газа и др.

        3. Перечень основных причин снижения точности учета на конкретных узлах измерений приведен в приложении Д.


     

      1. Расчет расхода и количества газа

        1. Общие сведения

          1. Для определения расхода и количества газа в реальном масштабе времени применяют ИС с автоматическим или полуавтоматическим измерением контролируемых параметров (см. таблицу 5.4) с вычислительными устройствами, принимающими сигналы от измерительных преобразователей параметров потока и среды.

            На узлах измерений IV категории групп Г и Д допускается применять ИС с раздельным измерением контролируемых параметров и обработки результатов измерений на персональном компьютере по специальным аттестованным программам.

          2. Перечень физико-химических параметров, которые используются при вычислении расхода и количества газа, а также методы их определения приведены в таблице 8.2.

            Таблица 8.2


             

            Наименование параметра


             

            Цель определения параметра


             

            Метод определения параметра


             

            Коэффициент сжимаемости


             

            Приведение объемного

            расхода и объема газа к стандартным условиям. Расчет по уравнениям расхода для сужающих устройств и осредняющих трубок

            Расчет по значениям рТ и полному составу в соответствии с ГОСТ 30319.2 (пункты 3.2.4 и 3.2.5) или по значениям

            сха и ху в соответствии с ГОСТ 30319.1 (формула (26)) и ГОСТ 30319.2 (пункты

            3.2.2 и 3.2.3)


             

            Плотность при стандартных условиях


             

            Приведение объемного расхода

            и объема газа к стандартным условиям. Приведение массового расхода и массы газа к стандартным условиям. Расчет по уравнениям расхода для сужающих устройств и осредняющих трубок


             

            Применение потоковых плотномеров или пикнометрического метода

            в соответствии с ГОСТ 17310. Расчет по измеренному составу газа


             

            Показатель адиабаты


             

            Расчет коэффициента расширения

             при использовании сужающих устройств и осредняющих трубок

            Расчет по значениям рТ и полному составу в соответствии с ГОСТ 30319.1 (формула (27)) и в соответствии

            с ГОСТ 30319.3 (формула (5)) или по значениям сха и ху в соответствии

            с ГОСТ 30319.1 (формула (28))


             

            Вязкость


             

            Расчет числа Рейнольдса (Re)* при использовании сужающих устройств


             

            Расчет по значениям р, Т и полному составу в соответствии с ГОСТ 30319.3 (формула (15)) или по значениям сха

            и ху в соответствии с ГОСТ 30319.1 (формулы (44) и (45))


             

            *Число Рейнольдса представляет собой отношение силы инерции к силе вязкости потока, определяемое по формуле Re uD/, где – средняя скорость газа;  – вязкость газа.

            Примечание 1 – Фактор сжимаемости газа при рабочих условиях, необходимый для расчета коэффициента сжимаемости (см. формулу (7) ГОСТ 30319.1), а также вязкость и показатель адиабаты могут быть определены в соответствии с Р Газпром 5.3-2009 [4].

            Примечание 2 – Фактор сжимаемости газа при стандартных условиях, необходимый для расчета коэффициента сжимаемости (см. формулу (7) ГОСТ 30319.1), может быть вычислен в соответствии с требованиями ГОСТ 31369.


             

          3. Если плотность газа при стандартных условиях является условно-постоянной величиной, то при определении объема газа, приведенного к стандартным условиям, возникает дополнительная погрешность. С целью ее снижения допускается проведение корректировки показаний вычислительного устройства, которую осуществляют на основании разработанной и аттестованной МВИ, регламентирующей данную процедуру.

            Измеренное значение количества газа не корректируют, если выбор периода применения условно-постоянных величин совершают на основе оценки значения этой погрешности и ее наличие не приводит к невыполнению требований 4.2.1.

        2. Расчет при использовании метода переменного перепада давления

          1. При проведении измерений с помощью сужающих устройств расход и количество газа вычисляют согласно ГОСТ 8.586.5, при помощи осредняющих трубок – по Pекомендации МИ 2667-2004 [3].

          2. Если плотность газа при стандартных условиях является условно-постоянной величиной, то значение количества газа, рассчитанное при этом условно-постоянном значении, при необходимости (см. 8.3.1.3) корректируют.

            Выбор формулы, по которой производят корректировку объема, зависит от выполнения или невыполнения следующего условия:

            image image (8.1)

            где image – значение плотности газа при стандартных условиях, принятое за условно-постоянную величину;

            сmax и сmin – максимальное и минимальное значения плотности при стандартных условиях за период использования условно-постоянного значения image;

            image

            image (8.2)

            Δсmax и Δсmin – максимальное и минимальное значения перепадов давлений за период использования условно-постоянного значения image;

            image image image

            = 0,25; = –0,072.

            Значения коэффициентов aij приведены в таблице 8.3.


             

            Таблица 8.3


             

            i

            j

            aij

            0

            0

            –2,3376

            0

            1

            2,6964

            0

            2

            0,17071

            1

            0

            –3,1968

            1

            1

            3,9413

            1

            2

            –1,9305

            2

            0

            –1,3061

            2

            1

            2,1209

            2

            2

            –0,81958

            Примечание – Допускается проверку выполнения условия (8.1) проводить с использованием ожидаемых или прогнозируемых значений на основе раннее выполненных измерений или общих знаний об условиях измерений.

            image

            Если условие (8.1) выполняется, то объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям, корректируют по формуле

            image (8.3)


             

            где image – объем, приведенный к стандартным условиям, рассчитанный по image, подлежащий корректировке;

            image – плотность газа при стандартных условиях, принятая в качестве условно-постоян-

            ной;


             

            c – плотность при стандартных условиях в текущий момент времени.

            Если условие (8.1) не выполняется, то объем газа, приведенный к стандартным услови-

            image

            image

            ям, корректируют по формуле


             

            (8.4)


             

            где image – коэффициент сжимаемости газа, рассчитанный при средних значениях давления и температуры газа, а также значениях плотности газа при стандартных условиях, долей диоксида углерода и азота в газе, принятых за условно-постоянные величины при расчете image;

            K – коэффициент сжимаемости газа, рассчитанный при средних значениях давления и

            температуры газа, а также значениях плотности газа при стандартных условиях, долей диоксида углерода и азота в газе.

        3. Расчет при использовании преобразователей объемного расхода

          1. При измерениях с использованием преобразователей объемного расхода объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям, определяют по формуле

            image

            image (8.5)

            где q и qc – объемный расход газа при рабочих и стандартных условиях, м3/ч;

             и с – плотность газа при рабочих и стандартных условиях, кг/м3.

            Объемный расход газа при рабочих условиях вычисляют по формуле

            image (8.6)

            где – частота импульсов, формируемых ПР, Гц;

            Kпр – коэффициент преобразования ПР (задается предприятием – изготовителем ПР или определяется при поверке), имп/м3.

            Количество газа определяют по формулам:

            • при прямом измерении плотности


               

              image image image

            • при расчетном определении плотности


               

              (8.7)


               

              (8.8)


               

              image

              image

              image

              image

              где Vc – количество газа за отчетный период;

              pc и Tc – давление и температура газа при стандартных условиях;

              и сi – плотность газа при рабочих и стандартных условиях в i-й интервал времени; pи Tvi – давление и температура газа при рабочих условиях в i-й интервал времени; K– коэффициент сжимаемости газа при рабочих условиях в i-й интервал времени; ΔVi– объем газа, прошедший через ПР за i-й интервал времени;

              N– число импульсов за i-й интервал времени;

              – число i-х интервалов времени.

          2. Если плотность газа при стандартных условиях является условно-постоянной величиной, то значение количества газа, рассчитанное при этом условно-постоянном значении, при необходимости (см. 8.3.1.3) корректируют. Установление необходимости корректировки и ее проведение регламентированы в ПР 50.2.019-2006 [23].

        1. Расчет при использовании преобразователей массового расхода

          1. При применении кориолисова ПР расчет расхода, приведенного к стандартным условиям, выполняют по формуле (4.9), расчет количества газа – по формуле

            image

            image (8.9)

            где Δmi – масса газа, прошедшего через ПР за i-й интервал времени.

            При применении кориолисовых ПР массовый расход и массу газа вычисляют с учетом поправок на температуру и давление газа в соответствии с указаниями изготовителя ПР.

          2. Если плотность газа при стандартных условиях является условно-постоянной величиной, то значение объема газа, рассчитанное при этом условно-постоянном значении, при необходимости (см. 8.3.1.3) корректируют по формуле

    image

    image (8.10)


     

    image

    *Клеймо наносят на СИ или в технической документации на СИ.

    image

    Kорректировка необходима в случае нарушения условия


     

    (8.11)


     

    где qmmaxqmminimage – максимальное, минимальное и среднее за отчетный период значения массового расхода.


     

      1. Представление результатов измерений и расчета

        1. Результаты измерений и расчета расхода и количества газа представляют в виде объемного расхода и объема, приведенных к стандартным условиям.

        2. Единицы физических величин, в которых должны быть представлены результаты измерений и расчета параметров потока и среды, а также минимальное число значащих цифр и цифр после запятой, приведены в таблице 8.4.

    Таблица 8.4


     


     

    Параметр


     

    Единица величины

    Минимальное число цифр после запятой

    Минимальное число значащих цифр

    Температура

    °С

    1

    -

    Давление

    МПа, кгс/см2

    -

    4

    Перепад давления

    кПа·кгс/см2, кгс/м2

    -

    4

    Плотность газа при стандартных и рабочих условиях

    кг/м3

    -


     

    4

    Компонентный состав

    Мольные или объемные доли

    См. ГОСТ 31371.7


     

    -

    Объем газа при стандартных и рабочих условиях

    м3

    1

    -

    Объемный расход газа при стандартных условиях

    м3

    -


     

    4


     


     

      1. Контроль точности результатов измерений

        1. На всех узлах измерений первого класса и на всех узлах коммерческих измерений CИ основных параметров подлежат поверке органами государственной метрологической службы в порядке, установленном ПР 50.2.006-94 [29], в соответствии с методиками поверки на данный тип СИ. Остальные СИ подлежат калибровке согласно требованиям ПР 50.2.016-94 [30] и методикам калибровки. При отсутствии методики калибровки метрологические характеристики СИ определяют в соответствии с методикой поверки.

        2. СИ параметров потока и среды должны иметь действующие свидетельства о поверке (сертификаты о калибровке) или поверительные (калибровочные) клейма*.


           

          image

          *Клеймо наносят на СИ или в технической документации на СИ.

          СИ дополнительных параметров допускается подвергать только калибровке.

        3. Регламент контроля точности измерений на узле измерений излагают в инструкции по эксплуатации узла измерений (см. приложение Е).

        4. В процессе эксплуатации узла измерений контролируют:

          • отсутствие сбоев показаний СИ, установленных на ИТ, путем их периодического сличения с показаниями аналогичных СИ, установленных на других ИТ;

          • отсутствие расхождений показаний измерительных каналов основной системы с показаниями измерительных каналов дублирующей системы (при ее наличии), превышающих допускаемые пределы;

          • отсутствие расхождений показаний основной и дублирующей систем измерений расхода и количества газа с использованием альтернативных методов измерений (при их использовании), превышающих допускаемые пределы;

          • МХ преобразователей объемного и массового расхода, ПП, измерительных каналов давления, перепада давления и температуры, потокового хроматографа в соответствии с требованиями приложения Г;

          • герметичность соединений ИТ и соединительных трубок (см. 8.5.7);

          • скорость звука, количество непригодных измерений, чувствительность приема, отношение сигнал/шум и других параметров, предусмотренных регламентными проверками ультразвуковых ПР;

          • геометрические характеристики сужающих устройств и осредняющих напорных трубок;

          • состояние внутренней поверхности ИТ и проточной части ПР;

          • расход газа через ИТ, рабочие давление и температуру, которые должны находиться в пределах установленных диапазонов;

          • выполнение требований 4.2.3 к условиям измерений;

          • проверку установки «нуля» СИ;

          • перепады давлений на фильтрах, УПП и ПР;

          • корректность конфигурирования вычислительного устройства;

          • наличие масла в гильзах ПТ;

          • наличие и качество масла в редукторах турбинных и камерных ПР.

          При разработке регламента контроля точности измерений указанный перечень конкретизируют в зависимости от применяемых СИ, вспомогательных устройств и других специфических особенностей узла измерений.

        5. Частоту контроля геометрических характеристик устанавливают с учетом условий эксплуатации СИ и требований к точности измерений по согласованию заинтересованных сторон. Внеочередной контроль проводят по требованию одной из сторон при представлении аргументированного обоснования.

          Регламент контроля геометрических характеристик сужающих устройств разрабатывают на основании требований ПР 50.2.022-99 (раздел 7) [31], осредняющих напорных трубок – Рекомендации (подраздел 6.2) [32]. В зависимости от требований к точности измерений и условий эксплуатации операции, указанные в документах [31] или [32], могут быть исключены, дополнены или заменены на другие.

        6. Периодический или непрерывный контроль изменений перепада давления обязательно проводят на всех фильтрах турбинных и камерных ПР узлов измерений первого класса, при необходимости – на фильтрах турбинных и камерных ПР узлов измерений второго класса.

          На УПП и кориолисовых ПР данный контроль проводят при наличии опасности скопления больших загрязнений.

          Если в технической документации изготовителя отсутствует информация о процедуре контроля технического состояния ПР, фильтров и УПП, руководствуются ниже приведенными критериями.

          1. Отклонение в процессе эксплуатации перепада давления на ПР от контрольного значения, превышающее допускаемое значение, свидетельствует о наличии засорения проточной части, загрязнения или износа подшипников ПР, или иного дефекта, приводящего к торможению подвижных частей. Необходимо предпринять меры по устранению загрязнения или дефекта.

          2. Перепад давления на фильтре не должен превышать допускаемого значения, указанного в его паспорте.

          3. Если перепад давления на УПП превышает контрольное значение более чем на 10 %, необходимо провести его очистку.

          4. Контрольный перепад давления [Δp] на ПР или УПП для текущих условий в месте размещения ПР или УПП рассчитывают по формуле

            image

            image (8.12)

            где pc и – давление, плотность при стандартных условиях и расход газа в текущих условиях в месте размещения ПР или УПП;

            Δp0 – перепад давления, установленный в технической документации на ПР (УПП) или измеренный в начале их эксплуатации, при давлении p0, плотности 0c и расходе q0.

            В качестве Δp0p00c и q0 рекомендуется отдавать предпочтение зарегистрированным в начале эксплуатации ПР или УПП значениям перепада давления, давления, плотности газа при стандартных условиях и расхода газа при наиболее характерных режимах работы ПР и УПП.

          5. Если конструкции ПР и УПП не предусматривают отверстий для измерений перепада давления и в технической документации на ПР и УПП, а также в МВИ расхода и количества газа отсутствует информация о месте их расположения, то отборы давления располагают до и после ПР на расстоянии от 1 до 3 DN от корпуса ПР.

        7. Периодическую проверку герметичности соединений ИТ проводят не реже одного раза в месяц путем обмыливания или с помощью течеискателя.

    Герметичность соединительных трубок проверяют путем измерения скорости падения давления. Время измерения при этом должно быть не менее 30 мин. Герметичность соединительной трубки признается удовлетворительной, если скорость падения давления окажется не более величины 5DN-1 %/ч, где DN – условный проход соединительной трубки, мм. Например, если DN = 10 мм, то скорость падения давления должна быть не более 0,5 %/ч. Обнаружение мест утечек проводят путем обмыливания или с помощью течеискателя.


     

      1. Техническое обслуживание

        1. Различают техническое обслуживание плановое (предусмотренное утвержденным графиком) и внеочередное (обусловленное непредвиденными обстоятельствами).

          Сведения о результатах проведения технического обслуживания приводят в журнале учета проведения технического обслуживания.

        2. Техническое обслуживание проводят в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации узла измерений (см. приложение Е).

        3. При повреждении пломб или оттисков клейм подлежат извещению диспетчерские службы принимающей и сдающей сторон.

          При повреждении пломб или оттисков поверительных клейм на СИ данное СИ подлежит внеочередной поверке.

        4. Периодически или при превышении допускаемого перепада давления на фильтрах или УПП (см. 8.5.6) фильтры промывают или заменяют, УПП очищают и промывают. ПР очищают, промывают и при необходимости подвергают внеочередной поверке при превышении допускаемого перепада давления (см. 8.5.6).

        5. На узлах измерений, эксплуатирующихся более 20 лет, должна проводиться диагностическая проверка состояния металла трубопроводов и оборудования. По результатам проверки назначается срок проведения следующей проверки, но не позднее чем через 5 лет.


     

      1. Требования к персоналу

        1. Состав персонала узла измерений устанавливают в зависимости от категории, степени автоматизации, телемеханизации, формы обслуживания узла измерений и местных условий, с учетом необходимости обеспечения его безопасной эксплуатации и охраны.

        2. К проведению работ по метрологическому и техническому обслуживанию узла измерений допускаются лица не моложе 18 лет, имеющие необходимое профессиональнотехническое образование, прошедшие инструктаж на рабочем месте, инструктаж по охране труда, технике безопасности, пожарной безопасности, проверку знаний, медицинский осмотр и не имеющие противопоказаний для работы на узле измерений газа.

        3. Квалификационные требования к персоналу узла измерений должны быть определены должностными инструкциями.

        4. Программы проверки знаний персонала и порядок допуска к самостоятельной работе должны быть установлены документами организации.


     

      1. Требования к документации

        1. Перечень документов узла измерений приведен в приложении Ж. На узлах коммерческих измерений I, II и III категорий является обязательным наличие документов, указанных в перечне. Для узлов коммерческих измерений IV категории и узлов технологических измерений данный перечень является рекомендуемым.

        2. Форму документов, указанных в перечислениях д)-ц) приложения Ж, разрабатывает структурное подразделение дочернего общества ОАО «Газпром», отвечающее за организацию и состояние обеспечения единства измерений.

    Приложение А

    (справочное)


     

    Факторы, влияющие на точность измерений расхода и количества газа


     

    А.1 Искажения кинематической структуры потока

    А.1.1 Большинство типов ПР предназначены для работы при стабилизированном движении среды. Однако вблизи МС кинематическая структура потока искажается. Если длина прямого участка между ближайшими МС и ПР достаточно велика, кинематическая структура потока стабилизируется. В противном случае появляется дополнительная погрешность измерения расхода, значение которой зависит от чувствительности ПР к искажению кинематической структуры потока. Поэтому длины прямых участков между МС и ПР регламентируют в зависимости от типа ПР. Необходимые минимальные длины прямых участков до ПР существенно больше длин участков после них.

    А.1.2 Требования к длинам прямых участков во многих случаях оказывается возможным снизить с помощью УПП. Рекомендуемые конструкции УПП и необходимые длины прямых участков при их установке перед стандартными диафрагмами приведены в ГОСТ 8.586.2. Конструкции УПП, используемые для установки перед другими ПР, и место установки УПП указывают в технической документации изготовители ПР.


     

    А.2 Наличие механических примесей

    А.2.1 Наличие механических примесей (пыли, песка, смолистых веществ, ржавчины и пр.) в потоке газа может приводить:

    • к механическому износу элементов ПР: роторов, турбинок, кромок диафрагм и тел обтекания вихревых ПР;

    • накоплению осажденных частиц на поверхностях ПР и ИТ;

    • засорению соединительных трубок;

    • заклиниванию роторов ротационных ПР.

    Перечисленные факторы могут явиться причиной существенного возрастания погрешности измерений и выхода СИ из строя.

    Сведения о влиянии механических отложений на коэффициент истечения сужающих устройств приведены в техническом докладе ISO/TR 12767:2007 [33].

    А.2.2 Для обеспечения необходимой чистоты газа устанавливают фильтры, которые должны удовлетворять следующим требованиям:

    • обеспечивать требуемую степень очистки;

    • обеспечивать необходимую пропускную способность при приемлемой потере дав-

    ления;


     

  • фильтрующий материал фильтра должен быть химически инертен к газу, не разруша-

ться под воздействием рабочей среды и в процессе периодической очистки фильтра.

А.2.3 Для визуального контроля состояния проточной части ПР, УПП, внутренней поверхности ИТ, запорной арматуры в процессе эксплуатации узла измерений рекомендуется использовать гибкие промышленные эндоскопы.

Примечание 1 – Различают гибкие волоконно-оптические эндоскопы (фиброскопы) и гибкие телевизионные эндоскопы (видеоскопы). Они имеют диаметр от долей до нескольких десятков миллиметров, длину рабочей части – от десятков сантиметров до нескольких десятков метров. Эндоскопы вводят через фланцы или технологические отверстия в стенках трубопроводов. Новейшие эндоскопы позволяют документировать полученную информацию в форме видеозаписи, фотоснимков или цифровых изображений. Основные диагностируемые дефекты: эрозия, коррозия, трещины, технологический мусор, наросты гидратов, отложения и грязь, дефекты уплотнений. С помощью эндоскопов возможен осмотр трубопроводов сложной формы – они выдерживают до пяти изгибов под прямым углом.

Примечание 2 – Помимо контроля в процессе эксплуатации эндоскопы могут найти применение:

  • при входном контроле качества новых устройств до их монтажа;

  • контроле качества монтажа узлов до проведения приемосдаточных испытаний;

  • периодическом контроле при проведении планово-предупредительного ремонта.


 

А.3 Наличие жидкости

А.3.1 Наличие жидкости может оказывать существенное влияние на показания ПР.

Сведения о влиянии пленки жидкости на коэффициент истечения сужающих устройств приведены в работе [34].

При использовании преобразователей объемного расхода в случае объемного газосодержания среды не менее 98 % дополнительную погрешность ориентировочно можно оценить по формуле

 = (1 – 0) 100 %, (А.1)


 

где 0 Vг/ (Vг Vж) – объемное газосодержание среды;

Vг и Vж – объемы газа и жидкости.

При большем содержании в потоке газа жидкости результаты измерений с помощью ПР, предназначенных для измерений расхода сухого газа, непредсказуемы.

При наличии в газе жидкости могут быть использованы ПР, техническая документация которых предусматривает возможность измерения расхода и количества газа при имеющемся содержании жидкости.

А.3.2 При повышении давления и понижении температуры газа с высоким влагосодержанием в ИТ могут образовываться гидраты, оседающие в виде твердых кристаллов на поверхностях ИТ и первичных преобразователей расхода, приводя к дополнительной погрешности измерений. Кроме того, гидраты блокируют СИ, забивая проходы соединительных трубок. Используют различные методы для предотвращения гидратообразования: подогрев газа выше температуры образования гидратов, ввод реагентов (ингибиторов), осушка газа [35].

А.3.3 При невозможности полного исключения появления жидкости должны быть приняты меры, препятствующие ее накоплению в ИТ и влиянию на показания СИ путем:

  • вертикального расположения ИТ;

  • оснащения ИТ конденсатосборниками и отстойными камерами;

  • периодической продувки ИТ и ПР.


 

А.4 Притупление входной кромки стандартной диафрагмы

К остроте входной кромки стандартной диафрагмы предъявляются жесткие требования (см. ГОСТ 8.586.2). Однако в процессе эксплуатации диафрагмы входная кромка притупляется. Это приводит к увеличению коэффициента истечения. Влияние притупления входной кромки диафрагмы компенсируют путем введения поправочного коэффициента (см. ГОСТ 8.586.2). С целью увеличения точности определения поправочного коэффициента при поверке диафрагмы рекомендуется определять радиус входной кромки путем измерения. Методы измерения радиуса кромки приведены в техническом докладе ISO/TR 9464:2008 [36].


 

А.5 Несоответствие качества отверстий для отбора давления предъявляемым требованиям

Статическое давление в ИТ измеряют через отверстия в стенке. При этом возможны ошибки измерений, возникающие вследствие:

  • заусенцев, появившихся при сверлении отверстия;

  • нарушения требований к соотношению диаметра и глубины отверстия;

  • нарушения требований к форме кромки отверстия.

    Отверстия, оптимальные с точки зрения точности измерений статического давления, должны иметь:

  • острые прямоугольные кромки без заусенцев;

  • ось, перпендикулярную стенке ИТ;

  • глубину не менее 2,5 значения их диаметра.

Дополнительная погрешность в случае измерения давления газа при отклонении от указанных требований может быть в пределах 2 % динамического давления [37].

Заусенцы у переднего края отверстия уменьшают, а у заднего края увеличивают давление в отверстии. Для ликвидации заусенцев на внутренней кромке отверстия допускается создание фаски величиной не более 0,1 диаметра отверстия. Наличие фаски больше указанного значения приводит к дополнительной погрешности.

Требования к отверстиям для отбора давления при использовании сужающих устройств изложены в ГОСТ 8.586.2 – ГОСТ 8.586.4. При использовании ПР других типов отверстия для отбора рекомендуется изготавливать в соответствии с требованиями ГОСТ 8.586.2.


 

А.6 Факторы, влияющие на точность измерения температуры

А.6.1 Теплообмен измерительного трубопровода и преобразователя температуры с окружающим воздухом

А.6.1.1 В случае расположения ПТ на некотором расстоянии от ПР и при отсутствии теплоизоляции за время прохождения этого расстояния газ охлаждается или нагревается в зависимости от того, теплее или холоднее он окружающего воздуха. В результате температура газа в месте расположения ПТ несколько отличается от температуры в месте расположения ПР. Кроме того, существует теплообмен ПТ со стенкой трубопровода за счет теплопроводности и излучения. Обусловленная этими обстоятельствами погрешность расхода возрастает при увеличении разности температур газа и окружающего воздуха, снижении скорости потока, увеличении скорости ветра, появлении влаги на наружной поверхности трубопровода (вследствие атмосферных осадков или образования конденсата), воздействии прямых солнечных лучей.

А.6.1.2 Установление необходимости теплоизоляции и определение толщины теплоизоляции в случае ее необходимости проводят в соответствии СТО Газпром 5.33.

А.6.2 Защитная гильза преобразователя температуры

Весьма распространенной является установка ПТ в защитной гильзе, предохраняющей его от поломки и обеспечивающей возможность демонтажа ПТ без прекращения подачи газа.

Для снижения теплообмена окружающей среды и гильзы последняя должна быть изготовлена из металла, плохо проводящего тепло (например, из нержавеющей стали). Толщина стенки гильзы и размеры наружной части ПТ должны быть возможно меньше.

Уменьшение величины зазора между ПТ и гильзой, а также заполнение зазора маслом приводят к существенному уменьшению погрешности, обусловленной наличием гильзы [38].

Гильзу рекомендуется изготавливать и устанавливать с учетом требований ГОСТ Р EN 1434-2.

А.6.3 Линия связи ПТ со вторичным преобразователем

ГОСТ Р 8.625 рекомендует двух-, трехили четырехпроводные схемы соединений внутренних проводников термопреобразователей сопротивлений.

Линия связи создает дополнительную погрешность, обусловленную влиянием сопротивления соединительных проводов. Наибольшая дополнительная погрешность возникает при двухпроводной схеме соединения, наименьшая – при четырехпроводной. Для термометров сопротивления классов АА и А использование двухпроводной схемы не допускается.

Трехпроводная схема позволяет снизить влияние сопротивления соединительных проводов примерно на порядок [39]. При использовании цифровых вторичных СИ и выполнении соединительных линий из одинаковых проводов трехпроводная схема позволяет полностью исключить это влияние. Четырехпроводная схема обеспечивает возможность полного исключения влияния сопротивления соединительных проводов при использовании аналоговых вторичных СИ.


 

А.7 Нестационарность течения

А.7.1 Наличие нестационарности потока при использовании сужающих устройств

Основные правила, средства и порядок проведения работ для учета влияния нестационарности потока при измерениях с помощью сужающих устройств регламентированы в ГОСТ 8.586.5 (приложение Ж).

А.7.2 Влияние пульсаций потока*

А.7.2.1 Периодические пульсации потока могут создаваться:

  • поршневыми или вращающимися устройствами на частотах следования поршня или лопаток;

  • вибрациями трубопровода или элементов трубопроводной арматуры;

  • вихрями, возникающими при обтекании тел, создающих дополнительные возмущения потока, – фитингов, элементов трубопроводной арматуры, тупиковых ответвлений и т.д.

А.7.2.2 Необходимо учитывать, что пульсации могут распространяться как вниз, так и вверх по потоку, и, следовательно, источники пульсаций могут находиться с обеих сторон пер-


 

image

*Данный подраздел изложен на основе информации, представленной в техническом отчете ИSО/ТR 3313:1998 [40], где рассмотрены воздействия пульсирующего потока на ПР, наиболее чувствительные к пульсациям сужающие устройства, а также турбинные и вихревые ПР. Указания по учету влияния пульсаций при использовании сужающих устройств регламентированы ГОСТ 8.586.5.

вичного преобразователя расхода. По мере удаления от источника пульсаций амплитуды пульсаций уменьшаются.

А.7.2.3 Частоты пульсаций, обусловленных факторами, указанными в А.7.2.1, в расходомерных установках лежат в интервале от долей герца до нескольких десятков герц. Частоты акустических колебаний, генерируемых регулирующими клапанами, достигают десятков килогерц, звуковое давление – до нескольких сотен паскаль.

А.7.2.4 Пороговое значение синусоидальных пульсаций скорости при использовании турбинных ПР определяется условием

image (А.2)

image

image

где image– среднеквадратичное отклонение скорости от среднего значения ;

– число измерений скорости за интервал времени, принятый для оценки пульсаций;

– номер измерения;

ui – значение скорости при i-м измерении; image – среднее значение скорости.

А.7.2.5 При использовании вихревых ПР необходимо соблюдать исключительную осторожность в выводах о возможности применения ПР, если в потоке имеются периодические пульсации даже с очень небольшой амплитудой. Необходимо, чтобы частота пульсаций потока fv не была сравнима по величине с частотой отрыва вихрей или с половиной этой частоты. В противном случае возможно резкое возрастание погрешности измерений расхода (до 80 %).

Если Su  0,03image, то погрешности измерения расхода, обусловленные периодическими

пульсациями, будут пренебрежимо малы при любой частоте пульсаций*.

image

В случае если обеспечивается требование Su  0,02 при ограничении fv/< 0,25, погрешности измерения расхода, обусловленные периодическими пульсациями, cоставляют 1 %.

image

В случае если обеспечивается требование Su  (0,1...0,2) при ограничении fv >> 2 , погрешности измерения расхода, обусловленные периодическими пульсациями, cоставляют

±10 %.

А.7.2.6 Для определения параметров пульсаций скорости необходимо использовать малоинерционные измерители скорости (например, лазерные доплеровские анемометры или термоанемометры).


 

image

*Амплитуда случайных турбулентных пульсаций в потоке имеет порядок величины периодических пульсаций. В таких условиях для измерений и оценки периодических пульсаций необходимо использовать сложные аппаратуру и методику.

А.7.2.7 Пульсации потока газа могут быть демпфированы комбинацией емкостей и дросселирующих устройств, размещенных между источником пульсаций и ПР. Условие достаточности демпфирования пульсаций и указания по выбору параметров демпфирующих устройств приведены в ISO/ТR 3313:1998 (Г.1.4) [40].

А.7.2.8 Методы определения характеристик пульсирующих потоков изложены в ISO/ТR 3313:1998 (подраздел 5.5) [40].


 

А.7.3 Наличие нестационарности потока при использовании турбинных счетчиков*

А.7.3.1 Прерывистый поток

При наличии прерывистого потока (характерного для отопительных котлов с периодическим включением и отключением газового потока) использование турбинного счетчика приводит к большой неточности из-за инерционности турбинки. При выключении потока счетчик в течение нескольких минут продолжает работать по инерции. Движение турбинки по инерции длится значительно дольше, чем после появления потока. Это приводит к тому, что счетчик регистрирует количество газа больше истинного. Указанное превышение количества газа больше у турбинок с большим моментом инерции, а также в случае работы при низком давлении.

При наличии нескольких отопительных котлов рекомендуется избегать появления прерывистого потока путем выбора режима, при котором хотя бы один котел работал постоянно с полной нагрузкой, а другие котлы периодически включались и отключались. В таком случае возникает перемежающийся поток, который по сравнению с прерывистым потоком более благоприятен для проведения измерений.

При наличии прерывистого потока рекомендуется использовать счетчики, более пригодные по сравнению с турбинными для работы в прерывистом режиме: ротационные – в случае средних значений расходов и вихревые – в случае больших значений расходов.

С увеличением продолжительности эксплуатации счетчика без отключения потока погрешность определения количества газа уменьшается. Минимальное время непрерывной эксплуатации турбинных газовых счетчиков, обеспечивающее относительную погрешность, обусловленную наличием прерывистости потока, равную 1 %, приведено в Рекомендации МИ 3082-2007 [20].


 

image

*Данный подраздел изложен на основе информации, представленной в документе [41].

А.7.3.2 Перемежающийся и пульсирующий потоки

Как и в случае прерывистых потоков, при использовании турбинных счетчиков для перемежающихся и пульсирующих потоков появляется дополнительная погрешность, обусловленная тем, что турбинка быстрее разгоняется, чем останавливается.

Для счетчиков небольшого размера с пластмассовой турбинкой в документе [41] приведены следующие данные. При частотах ниже 0,02 Гц наличие перемежаемости не приводит к увеличению погрешности даже при относительной высоте всплеска А= (q

– q2)/q1 = 0,5 (здесь q1 и q2 – предельные значения изменений расхода). Если Аq лежит в пределах значения 0,2, то погрешность не превышает 1 % независимо от частоты. В противном случае необходимо уменьшать или устранять влияние пульсаций. При использовании компрессоров и ротационных счетчиков можно установить буферные емкости, звукопоглотители и/или шумоглушители. Возмущения, обусловленные наличием тупиковых ответвлений, следует устранить. Вибрацию регулятора можно устранить путем переналадки или замены регулятора.

А.7.3.3 Звуковые колебания

Точного разграничения между пульсациями потока и звуковыми колебаниями нет. Однако высокие частоты оказывают на турбинные счетчики совсем другое влияние, чем низкие. Звуковые колебания обычно воспринимаются как шум. Давление и частоты звуковых колебаний измеряют с помощью микрофонов, выдерживающих большие давления.

В результате измерений, проведенных на стенде высокого давления, установлены погрешности от плюс 1 % до плюс 2 %, обусловленные влиянием сильного звука. Звук был вызван истечением газа из дросселирующего органа регулятора давления газа, в самом узком месте которого скорость течения была равна скорости звука.

Влияние звука можно предотвратить путем установки шумоглушителя и/или звукопоглотителя.

А.7.4 Наличие акустических шумов при использовании ультразвуковых расходомеров*

А.7.4.1 Акустические шумы могут оказывать существенное влияние на показания ультразвуковых ПР. К числу источников сильного акустического шума относятся регуляторы давления. При установке ультразвукового ПР вблизи регулятора давления акустические шумы, создаваемые регулятором давления, могут представлять собой помехи приему сигнала ПР. Возможность использования ультразвукового ПР должна оцениваться в каждом конкретном случае в зависимости от потерь давления и расхода газа. Ниже указан способ оценки возможности использования ультразвукового ПР путем расчета отношения сигнал/шум.


 

image

*Данный подраздел изложен по материалам статей [42] и [43].

А.7.4.2 Уровень давления акустических шумов, генерируемых регулятором давления, на ультразвуковой ПР описывается следующей формулой:

image

image (А.3)

где Δ– потеря давления на клапане, Па;

qc – расход, приведенный к стандартным условиям, м3/ч;