Buderus-trade.ru

Теплотехника Будерус
1 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Соответствие газоизмерительного оборудования требованиям ГОСТ Р -2011 и ГОСТ Р -2011

Соответствие газоизмерительного оборудования требованиям ГОСТ Р 8.741-2011 и ГОСТ Р 8.740-2011

Нормативная база, определяющая специфику правовых отношений Поставщика и Потребителя природного газа, а также общие требования к контрольно-измерительным приборам на узлах учета, определяется следующими правовыми документами:

  • Федеральным Законом N 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты РФ», 2009 г.
  • Федеральным Законом № 102-ФЗ «Об обеспечении единства измерений», 2008 г. (с изменениями 2012 г.).
  • Правилами поставки газа в Российской Федерации, утвержденными Постановлением Правительства РФ, № 162 от 5.02.98.
  • «Правилами пользования газом и предоставления услуг по газоснабжению в Российской Федерации», утвержденными Постановлением Правительства РФ от 17.05.2002 г. № 317,
  • Правилами учета газа, зарегистрированными в Минюсте РФ, № 1198 от 15.11.96.
  • Федеральным законом от 31.03 1999 г. № 69-ФЗ «О газоснабжении в Российской Федерации».
  • ГОСТ Р 8.563-2009 Государственная система обеспечения единства измерений. Методики (Методы) измерений.
  • Договором на поставку газа между контр-агентами (поставщиком и потребителем газа), который носит статус юридических взаимоотношений.

Отдельно хотелось бы отметить два основополагающих документа, определяющих правовую базу и которые в обязательном порядке необходимо учитывать, в случае поставки газа для обеспечения коммунально-бытовых нужд граждан и предоставления коммунальных услуг населению:

  • ПРАВИТЕЛЬСТВО РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ. Постановление от 21 июля 2008 г. N 549 «О порядке поставки газа для обеспечения коммунально-бытовых нужд граждан (в ред. Постановлений Правительства РФ от 06.05.2011 N 354, и изменений от 14.05.2013 N 410);
  • ПРАВИТЕЛЬСТВО РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ. Постановление от 6 мая 2011 года N 354 «О предоставлении коммунальных услуг собственникам и пользователям помещений в многоквартирных домах и жилых домов (с изменениями на 14 мая 2013 года).

Все вышеперечисленные нормативные документы предъявляют лишь самые общие требования к Средствам измерений, применяемым при учете природного газа. В документах отсутствуют какие-либо нормы точности учета природного газа, как в промышленном, так и в коммунально-бытовом секторе. Так, например, в Правилах учета газа отмечается:

«П.2.5. Измерение и учёт количества газа, осуществляемые по узлам учёта потребителя газа и поставщика, производятся по методикам выполнения измерений, аттестованным в установленном порядке.

Определение количества газа должно проводиться для нормальных условий. По согласованию поставщика и потребителя газа определение количества газа может проводиться по приборам с автоматической коррекцией по температуре или по температуре и давлению.

П.2.6. Нормы точности учета количества газа определяются Минтопэнерго России совместно с Госстандартом России».

Для наиболее распространенных в настоящее время методов измерений — с использованием сужающих устройств, турбинных, ротационных и вихревых счетчиков, а также ультразвуковых расходомеров — разработаны или разрабатываются нормативные документы в виде технических регламентов, государственных стандартов или стандартизованных/индивидуальных методик измерения, как того требует Федеральный Закон «Об обеспечении единства измерений» № 102-ФЗ и «Правила учета газа». Таковыми, например, являются:

  • ГОСТ 8.586.1-5 2005 Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Части 1-5
  • МИ 3213-2009 Расход и объем газа. Методика выполнения измерений с помощью ультразвуковых преобразователей расхода
  • ГОСТ 8.611-2013 ГСИ. Расход и количество газа. Методика (метод) измерений с помощью ультразвуковых преобразователей расхода (дата введения с 01.04.2014 г.)
  • ГОСТ Р 8.740 — 2011 Расход и количество газа. Методика выполнения измерений с помощью турбинных, ротационных и вихревых расходомеров и счетчиков. (введен в действие с 01.01.2013 г., взамен ПР 50.2.019-2006)
  • Государственная система обеспечения единства измерений. Количество газа. Методика измерений комплексами для измерения количества газа СГ-ТК модификации СГ-ТК-Д № 181-560-01.00270-2013 (регистрационный номер по Федеральному реестру ФР.1.29.2013.15864).

В каждом методе измерений используются значения тех или иных физических параметров газа, которые либо измеряются соответствующими приборами, либо вычисляются в соответствии с ГОСТ 30319.0. 3 — 96 « Газ природный. Методы расчета физических свойств ».

Точность Средств измерений, применяемых при учете природного газа, была заявлена в ГОСТ Р 8.618-2006. Государственная система обеспечения единства измерений. Государственная поверочная схема для средств измерений объемного и массового расходов газа:

«. П. 5.2 Пределы допускаемой относительной погрешности Δo рабочих средств измерений составляют от 0,3% до 4,0%».

Необходимо отметить, что ГОСТ Р 8.618-2006 определял точность применяемых СИ в рабочих условиях.

Первая попытка увязать пределы допускаемой относительной погрешности (расширенной неопределенности измерений) измерения объема газа, приведенного к стандартным условиям, в зависимости от производительности УУГ (узел учета газа) была сделана в МИ 3082 — 2007 (Государственная система обеспечения единства измерений. Выбор методов и средств измерений расхода и количества потребляемого природного газа в зависимости от условий эксплуатации на узлах учета. Рекомендации по выбору рабочих эталонов для их поверки) — см. табл. 1.

В 2013 г. введены в действие два значимых документа ГОСТ Р 8.741-2011 «ОБЪЁМ ПРИРОДНОГО ГАЗА. Общие требования к методикам измерений» и ГОСТ Р 8.740-2011 «Государственная система обеспечения единства измерений. РАСХОД И КОЛИЧЕСТВО ГАЗА. Методика измерений с помощью турбинных, ротационных и вихревых расходомеров и счетчиков».

Читайте так же:
Какие разрешают счетчик газа

ГОСТ Р 8.741-2011 фактически подтвердил нормы погрешности, определенные в МИ 3082-2007 (см. табл. 1).

В отличие от ПР 50.2.019-2006, новый ГОСТ Р 8.740-2011 является стандартизованной методикой измерений объемного расхода и объема, приведенных к стандартным условиям, природного, нефтяных товарных и других однокомпонентных и многокомпонентных газов с помощью турбинных, роторных (ротационных) и вихревых расходомеров и счетчиков газа и устанавливает нормы точности УУГ.

Таблица1 Нормы погрешности

Пределы допускаемой относительной погрешности или расширенной неопределенности измерений объема газа, приведенного к стандартным условиям, %, в зависимости от производительности УУГ

свыше 10 5 м 3 /ч, вкл.

от 20 тыс. до 10 5 м 3 /ч, вкл.

от 1 тыс. до 20 тыс. м 3 /ч, вкл.

до 1 тыс. м 3 /ч, вкл.

ГОСТ Р 8.741-2011

1,5

2,0

2,5

3,0

ГОСТ Р 8.741-2011 обеспечивает единство и повышает точность измерений объема природного газа в условиях эксплуатации с применением различных методов и средств измерений, применяемых в «. сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, за исключением методик (методов) измерений, предназначенных для выполнения прямых измерений, с применением средств измерений утвержденного типа, прошедших поверку» путем установления единых требований к методикам измерений.

Новый ГОСТ Р 8.741-2011, также как и ранее опубликованная МИ 3082-2007, регламентирует измерение объема природного газа, приведенного к стандартным условиям, с погрешностью не выше 3%. Все утвержденные и вновь разрабатываемые методики измерения должны соответствовать требованиям нового ГОСТ Р 8.741-2011, включая и погрешность УУГ в зависимости от их производительности.

2. Соответствие комплексов СГ-ЭК, СГ-ТК требованиям ГОСТ Р 8.740 и ГОСТ Р 8.741

Применительно к комплексам для измерения количества газа СГ-ЭК и СГ-ТК, выполненных на базе турбинных (TRZ, СГ) и ротационных (RVG, RABO) счетчиков, ГОСТ Р 8.740 является стандартизованной методикой измерения.

Для комплексов СГ-ТК-Д, выполненных с применением диафрагменных счетчиков типа ВК G и корректоров объема газа ТС215, ТС220, разработана индивидуальная Методика измерений № 181-560-01.00270-2013 (регистрационный номер по Федеральному реестру ФР.1.29.2013.15864).

Технический комитет по стандартизации ТК024 Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии дал следующие разъяснения относительно применения ГОСТ Р 8.740-2011(см. письмо ТК 024 № 2 от 18.01.2013 г.):

Во-первых, «. требования указанного выше нового стандарта к монтажу распространяются только на вновь создаваемые и реконструированные узлы учета газа».

Во-вторых, «. все расчеты, связанные с процессом измерения объемного расхода газа и определением относительной расширенной неопределенности измерения газа, выполняются в соответствии с требованиями стандарта ГОСТ Р 8.740-2011 независимо от времени ввода в эксплуатацию узлов учета газа. Сроки проведения расчетов по установлению соответствия требованиям стандарта ГОСТ Р 8.740-2011 должны быть согласованы владельцем узла учета газа с контрагентом и проведены в сроки не позднее срока окончания межповерочного интервала любого средства измерения, входящего в состав узла учета».

В дополнение к вышесказанному следует добавить, что значения расширенной неопределенности измерения объема газа, приведенного к стандартным условиям, для всех применяемых методов измерений в зависимости от производительности УУГ должны соответствовать нормам, установленным ГОСТ Р 8.741-2011 (см. табл.1, письмо ТК024 № 8 от 20.03.2014 г.).

В процессе подготовки к введению в действие новых стандартов была проведена большая конструкторско-технологическая работа, направленная на улучшение характеристик выпускаемых приборов и выводу на рынок нового газоизмерительного оборудования. Проведенные в течение 2012-2013 г.г. сертификационные испытания, новые продукты с улучшенными характеристиками и вновь разработанная Методика измерения для комплексов СГ-ТК-Д № 181-560-01.00270-2013 (регистрационный номер по Федеральному реестру ФР.1.29.2013.15864), обеспечивают полное соответствие комплексов СГ-ЭК и СГ-ТК, требованиям новых ГОСТов, включая и погрешность (расширенную неопределенность) приведения рабочего объема газа к стандартным условиям.

На практике часто задают вопрос относительно соответствия комплексов СГ-ЭК и СГ-ТК-Р(Т), введенных в эксплуатацию до 01.01.2013 г., требованиям ГОСТ Р 8.740-2011. Исчерпывающий ответ на этот вопрос содержится в письмах ТК 024 № 2 от 18.01.2013 г. и № 7 от 13.03.2013 г. С точки зрения монтажа на них распространяются требования ранее действующих ПР 50.2.019 (исключение составляют УУГ, подлежащие реконструкции), а расширенную неопределенность объема природного газа, приведенного к стандартным условиям, необходимо рассчитывать по формулам, указанным в п. 13.2 ГОСТ Р 8.740-2011.

Относительная погрешность, обусловленная алгоритмом вычисления объема газа и его программной реализацией — 0,05% (п. 7.2.12 ГОСТ Р 8.741; п. 9.2.1.5 ГОСТ Р 8.740) включена в величину относительной погрешности вычислений объема газа электронных корректоров ЕК260, ЕК270 и ТС210, ТС215, ТС220.

Пример расчета относительной расширенной неопределенности результатов измерений объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям, с помощью комплексов СГ-ЭК и СГ-ТК приведены в [1]. Полученные в [1] результаты могут быть использованы при проектировании и метрологической экспертизе узлов учета, выполненных с применением комплексов СГ-ЭК и СГ-ТК. При метрологической экспертизе проектов и вычислении расширенной неопределенности узлов учета для конкретных рабочих условиях в автоматическом режиме, с применением формул, приведенных в ГОСТ Р 8.740-2011 и Методике измерений для комплексов СГ-ТК-Д, могут применяться аттестованные программные комплексы, например, «Расходомер ИСО».

Читайте так же:
Электромагнитный клапан для газового счетчика

В таблицах 2 и 3 указаны основные области применения комплексов СГ-ЭК, СГ-ТК и диафрагменных счетчиков типа ВК в зависимости от производительности УУГ и норм точности измерений (расширенной неопределенности).

Таблица 2. Применение СГ-ЭК с учетом требований ГОСТ Р 8.740 и ГОСТ Р 8.741

Нормативный документ / комплекс / метод вычисления коэффициента сжимаемости

Пределы допускаемой относительной погрешности или расширенной неопределенности измерений объема газа, приведенного к стандартным условиям, %,

Обзор Обзор новых нормативных документов, распространяющихся на измерения расхода и количества природного газа

В 2006-2007 г.г. введены в действие новые документы, регламентирующие требования к измерению и учету природного газа. Разработка и введение в действие новых документов вызваны необходимостью гармонизации отечественных нормативных документов с международными стандартами, повышения точности измерений расхода и количества газа и энергоносителей, совершенствования парка приборов учета и программ обработки результатов измерений. Ниже указаны эти документы.

1. ГОСТ Р 8.618-2006

2. ГОСТ 8.586.1-2005 — ГОСТ 8.586.5-2005

4. ПР 50.2.019-2006

1. ГОСТ Р 8.618-2006

С 01.06.2006 г. введен в действие национальный стандарт Российской Федерации — ГОСТ Р 8.618-2006 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объемного и массового расхода газа». В качестве Государственного первичного эталона единиц объемного и массового расходов газа введен комплекс расходоизмерительных установок с диапазоном измерения от 3×10 -3 до 1×10 4 м 3 /ч. Эталон обеспечивает воспроизведение единиц объемного и массового расходов газа со средним квадратическим отклонением результата измерений, не превышающим 3,5×10 -4 при 11 независимых измерениях. Неисключенная систематическая погрешность не превышает 4×10 -4 . Передача размеров единиц массового и объемного расходов газа рабочим эталонам и рабочим средствам измерений осуществляется непосредственным сличением с помощью компаратора. Пределы допускаемой относительной погрешности рабочих эталонов 1 разряда составляют от 0,2% до 0,5%, а рабочих средств измерений от 0,3% до 4%, в отличие от отмененных ГОСТов, где пределы допускаемой относительной погрешности рабочих средств измерений составляли от 0,5% до 5%.

2. ГОСТ 8.586.1-2005 — ГОСТ 8.586.5-2005

С 01.01.2007 г. Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии № 237-ст от 31.10.2006 г. введен межгосударственный стандарт ГОСТ 8.586.1. 5-2005 «ГСИ. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств» в качестве национального стандарта в Российской Федерации. ГОСТ состоит из пяти частей и распространяется на измерение расхода и количества жидкостей и газов методом переменного перепада давления при применении следующих типов сужающих устройств: диафрагмы, сопла ИСА 1932, эллипсных сопел, сопла Вентури и трубы Вентури. Части 1-4 комплекса стандартов являются модифицированными по отношению к международным стандартам ИСО 5167:2003. В первой части изложены общие требования к условиям измерений при применении всех типов сужающих устройств. Вторая, третья и четвертая части устанавливают технические требования к конкретным типам сужающих устройств, а в пятой части приведена методика выполнения измерений с помощью указанных типов сужающих устройств.

Новый комплекс стандартов ГОСТ 8.586.1. 5-2005 не является точной копией международного стандарта ИСО 5167 и имеет следующие отличия:

а) ИСО устанавливает достаточно жесткие ограничения на шероховатость внутренней стенки измерительных трубопроводов и радиус входной кромки диафрагм. В ГОСТте используются поправочные коэффициенты, учитывающие шероховатость внутренней поверхности измерительного трубопровода и притупление входной кромки диафрагмы, что позволяет в отличие от международного стандарта, существенно расширить возможность применения ГОСТа путем введения дополнительных составляющих неопределенности расхода, обусловленных неточностью этих коэффициентов;

б) изменены требования к определению необходимой длины прямолинейных участков измерительных трубопроводов для ряда местных сопротивлений, не включенных в международный стандарт;

в) ГОСТ допускает применение труб Вентури в более широком диапазоне чисел Рейнольдса, чем устанавливает международный стандарт;

г) изменена формула для расчета коэффициента истечения. До последнего времени в России коэффициент истечения диафрагм определялся по уравнению Штольца. Исследования экспериментальных данных показали, что у равнение Штольца обладает методической погрешностью, поэтому было принято уравнение Ридера-Харриса-Галахера, которое позволяет повысить точность измерения расхода с помощью диафрагм.

Необходимость введения всех вышеперечисленных дополнений обусловлена спецификой эксплуатации измерительных комплексов с сужающими устройствами в РФ и в странах СНГ.

Среди целого ряда отличий нового ГОСТа от отмененного ГОСТа 8.563-1997 наиболее существенными являются:

— новый, более четкий, алгоритм расчета расхода;

— более жесткие требования к конструкции измерительного трубопровода;

— характеристика точности результата измерений выражена в терминах «неопределенность».

Введение ГОСТ позволит расширить область применения сужающих устройств и повысить точность результата измерений примерно на 0,2-0,3 процента.

Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии разъясняет, что требования нового ГОСТа распространяются только на вновь создаваемые и реконструируемые узлы учета газа и жидкости, однако все расчеты, связанные с процессом измерения расхода газа и жидкостей, должны быть выполнены в соответствии с требованиями ГОСТ 8.586.1. 5-2005, независимо от времени ввода в эксплуатацию узлов учета. 2007год установлен как переходный период, с целью разработки предприятиями различной формы собственности мероприятий по внедрению положений нового стандарта.

Введение нового ГОСТа влечет за собой необходимость изменения программ для вычислителей расхода и количества вещества. Для выполнения расчетов ВНИИ Расходометрии разработал программный комплекс «Расходомер ИСО», который рекомендован к применению в качестве базовой программы при использовании ГОСТа 8.586.1 — 5-2005. Вновь изготавливаемые вычислители должны иметь программу по алгоритму нового ГОСТа. Для вычислителей, находящихся в эксплуатации, предлагается два пути перехода на новый ГОСТ. Первый — изменение программы и замена ПЗУ. Второй путь внесение дополнительных погрешностей в результат измерений.

Читайте так же:
Как самому сделать ящик для газового счетчика

Для новых измерительных комплексов, конструкций измерительных трубопроводов, которые не соответствуют требованиям ГОСТа, должна быть экспериментально определена дополнительная погрешность. Для такого комплекса должна быть разработана и аттестована в установленном порядке индивидуальная МВИ с учетом дополнительной погрешности по причине несоответствия конструкции новым требованиям.

Экспериментальные исследования измерительных комплексов по выявлению дополнительной погрешности отражены в МИ 3018-2006 «ГСИ. Определение метрологических характеристик измерительных комплексов на базе сужающих устройств современными методами вычислительной гидродинамики», разработанных ВНИИ расходометрии.

3. ПР 50.2.022-99

Взамен правил по метрологии ПР 50.2.022-99 «ГСИ. Порядок осуществления государственного метрологического контроля и надзора за применением и состоянием измерительных комплексов с сужающими устройствами» разрабатываются новые правила. До принятия новых правил метрологический контроль и надзор за применением и состоянием измерительных комплексов осуществляется в соответствии с действующими правилами ПР 50.2.022-99.

4. ПР 50.2.019-2006

С 01.06.2007 г. Приказом № 325-ст от 21.12.2006 г. Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии введены в действие Правила по метрологии ПР 50.2.019-2006 «ГСИ. Методика выполнения измерений при помощи турбинных ротационных и вихревых счетчиков» взамен ПР 50.2.019-96. В новых правилах учтены требования международного стандарта ИСО 9951-93 «Измерение расхода газа в замкнутых трубопроводах. Турбинные счетчики» в части измерения расхода текучих сред. В правилах расширена область их применения не только на турбинные и ротационные счетчики, но и на вихревые расходомеры-счетчики газа.

Изменились требования к монтажу средств измерений. Контроль круглости измерительного трубопровода — ИТ проводится не только перед счетчиком, но и после счетчика. Результаты измерений не должны отличаться от среднего диаметра более чем на 2%. Внутренний диаметр ИТ допускается определять непосредственным измерением или методом измерения наружного диаметра ИТ и толщины его стенки с последующим вычислением. В случае отсутствия требований к длинам прямых участков до и после счетчика, установленных в технической документации на конкретный счетчик, длина прямого участка перед турбинными и вихревыми счетчиками должна быть не менее 40Д. Более жесткими стали требования к конусным переходам. Даны рекомендации по монтажу струевыпрямителей, фильтров, устройств подготовки потока. Приведены формулы расчета погрешности. В качестве предельного значения погрешности измерений объема газа, приведенного к стандартным условиям, и энергосодержания по каждой реализации данной МВИ подразумевается наибольшее значение относительная погрешность измерений в реальных условиях эксплуатации узла учета газа. Введен раздел «Проверка реализации МВИ». Проверку реализации МВИ проводят органы ГМС или метрологической службы юридических лиц, аккредитованные на право аттестации МВИ. Проверка проводится перед вводом в эксплуатацию или после внесения изменений в узел учета.

В настоящее время для учета газа применяются как отдельные средства измерения, так и измерительные комплексы, внесенные в Госреестр СИ. Основной задачей МВИ является получение результатов измерений объема газа, приведенного к стандартным условиям, и энергосодержания в реальных условиях эксплуатации. Организациям, эксплуатирующим узлы учета газа, необходимо разработать МВИ. ФГУ «Тест-С.-Петербург» планирует проводить работы для организаций по разработке МВИ и расчету погрешности измерения объема газа, приведенного к стандартным условиям и его энергосодержания.

В настоящее время парк приборов учета газа развивается и в количественном, и в качественном направлениях, и для обеспечения их точности необходимо совершенствовать не только эталонную базу, но и нормативные документы. Введение в действие новых документов способствует дальнейшему совершенствованию метрологического обеспечения учета природного газа.

ГОСТ Р 8.740-2011 Государственная система обеспечения единства измерений. Расход и количество газа. Методика измерений с помощью турбинных, ротационных и вихревых расходомеров и счетчиков

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:
ГОСТ Р 8.654-2009 Государственная система обеспечения единства измерений. Требования к программному обеспечению средств измерений. Основные положения
ГОСТ Р 8.662-2009 (ИСО 20765-1:2005) Государственная система обеспечения единства измерений. Газ природный. Термодинамические свойства газовой фазы. Методы расчетного определения для целей транспортирования и распределения газа на основе фундаментального уравнения состояния AGA8
ГОСТ 8.566-99 Государственная система обеспечения единства измерений. Межгосударственная система данных о физических константах и свойствах веществ и материалов. Основные положения
ГОСТ 2939-63 Газы. Условия для определения объема
ГОСТ 6651-2009 Государственная система обеспечения единства измерений. Термопреобразователи сопротивления из платины, меди и никеля. Общие технические требования и методы испытаний
ГОСТ 15528-86 Средства измерений расхода, объема или массы протекающих жидкости и газа. Термины и определения
ГОСТ 17310-2002 Газы. Пикнометрический метод определения плотности
ГОСТ 17378-2001 (ИСО 3419-81) Детали трубопроводов бесшовные приварные из углеродистой и низколегированной стали. Переходы. Конструкция
ГОСТ 31369-2008 (ИСО 6976:1995) Газ природный. Вычисление теплоты сгорания, плотности, относительной плотности и числа Воббе на основе компонентного состава
ГОСТ 31370-2008 (ИСО 10715:1997) Газ природный. Руководство по отбору проб
ГОСТ 31371.1-2008 (ИСО 6974-1:2000) Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 1. Руководство по проведению анализа
ГОСТ 31371.2-2008 (ИСО 6974-2:2001) Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 2. Характеристики измерительной системы и статистические оценки данных
ГОСТ 31371.3-2008 (ИСО 6974-3:2000) Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 3. Определение водорода, гелия, кислорода, азота, диоксида углерода и углеводородов до С8 с использованием двух насадочных колонок
ГОСТ 31371.4-2008 (ИСО 6974-4:2000) Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 4. Определение азота, диоксида углерода и углеводородов С1-С5 и С6+ в лаборатории и с помощью встроенной измерительной системы с использованием двух колонок

Читайте так же:
Нужен ли газовый счетчик при одной газовой плите

ГОСТ 31371.5-2008 (ИСО 6974-5:2000) Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 5. Определение азота, диоксида углерода и углеводородов С1-С5 и С6+ в лаборатории и при непрерывном контроле с использованием трех колонок
ГОСТ 31371.6-2008 (ИСО 6974-6:2002) Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 6. Определение водорода, гелия, кислорода, азота, диоксида углерода и углеводородов С1-С8 с использованием трех капиллярных колонок
ГОСТ 31371.7-2008 Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 7. Методика выполнения измерений молярной доли компонентов
Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный стандарт заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться заменяющим (измененным) стандартом. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

Инструкция государственная система обеспечения единства измерений счетчики газа турбинные

___________________ Г.И. Реут
«____»________ 2010 г.

ИНСТРУКЦИЯ
ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
СЧЕТЧИКИ ГАЗА ТУРБИННЫЕ

СЯМИ. 407221 – 448 МП

1 ВВЕДЕНИЕ

Настоящая методика поверки распространяется на счётчики газа турбинные СТГ (далее — счетчики) и устанавливает методику их первичной и периодической поверки при использовании поверочных установок с критическими соплами.

Периодическая поверка на поверочных установках другого типа – в соответствии с ГОСТ 8.324-2002.

Межповерочный интервал — 6 лет.

2 ОПЕРАЦИИ ПОВЕРКИ
2.1 При поверке выполняют операции, перечисленные в таблице 1.

Таблица 1

2.2 Выполнение операции по пункту 7.2 настоящей методики проводить одновременно при выполнении пункта 7.3.
3 СРЕДСТВА ПОВЕРКИ
3.1 Средства поверки приведены в таблице 2.

Таблица 2

3.2 Допускается использование других средств измерений, обеспечивающих необходимую погрешность измерения, прошедших поверку в органах метрологической службы в установленном порядке.

4 ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ

4.1 При проведении поверки счётчиков соблюдают требования безопасности в соответствии с «Правилами безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей» и «Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей» и условиями безопасности, указанными в эксплуатационной документации на счётчики и средства поверки.

4.2 К поверке счетчика допускают лиц, аттестованных на проведение поверочных работ и имеющих опыт поверки средств измерений расхода и объёма газов, опыт работ с персональным компьютером и прошедшие инструктаж по технике безопасности в установленном порядке.
5 УСЛОВИЯ ПОВЕРКИ
5.1 При проведении поверки соблюдают следующие условия:

— поверочная среда — воздух;

— температура окружающего воздуха и поверочной среды — от 15 до 25 0 С;

— относительная влажность воздуха — от 30 до 80 %;

— атмосферное давление — от 84 до 106,7 кПа (от 630 до 800 мм рт.ст.);

— изменение температуры поверочной среды в течение поверки не более 1 0 С;

— длина прямого участка трубопровода (равного со счетчиком диаметра) до счетчика должна быть не менее 10 Ду и после него не менее 5 Ду;

— рабочее положение счетчика горизонтальное;

— отсутствие внешних магнитных полей, кроме земного, вибрации, тряски, ударов, влияющих на работу счетчика.

5.2 Перед поверкой счетчики и средства поверки выдерживают в помещении, где проводится поверка, не менее 3 часов.

6 ПОДГОТОВКА К ПОВЕРКЕ

6.1 Подготовка к работе средств поверки и счетчика проводится согласно прилагаемой к ним эксплуатационной документации.
7 ПРОВЕДЕНИЕ ПОВЕРКИ
7.1 Внешний осмотр

При проведении внешнего осмотра устанавливают соответствие поверяемого счетчика следующим требованиям:

— наличие протокола приемо-сдаточных испытаний ( в том числе протоколов испытаний на прочность и герметичность и потерю давления при максимальном расходе);

— соответствие комплектности требованиям РЭ;

— отсутствие на счетчике механических повреждений, препятствующих его применению;

— четкость надписей и обозначений на счетчике.

Счетчик считают выдержавшим проверку, если он отвечает вышеперечисленным условиям.
7.2 Опробование

Опробование счётчика производят, пропуская поток воздуха на расходе Qмакс при этом убеждаются в смене показаний отсчётного устройства счётчика.

7.3 Определение основной относительной погрешности счётчика

Читайте так же:
Расходомер счетчик для газа

Определение основной относительной погрешности счётчика проводят на установке поверочной на расходах Qmax., 0,15 (0,25) Qmax. и Qmin. в зависимости от варианта исполнения счетчика методом сравнения объема, прошедшего через счетчик, с объемом, задаваемым соплом установки. При поверке проводят по одному измерению на каждом расходе.

7.3.1 Расчет основной относительной погрешности на расходах Qmax., 0,15 (0,25) Qmax. и Qmin. в процентах производится по формуле:
d = , (1)
где

Vсч – объём прошедший через счётчик, м 3 ;

Vуст – объём прошедший через сопло поверочной установки, м 3 .

К – градуировочный коэффициент сопла установки при температуре поверочной среды 20 ºС и относительной влажности окружающего воздуха 60 % (по свидетельству о поверке сопла), м 3 / (ч × Т 1/2 );

Т= (273,15 + t) – температура поверочной среды, К;

t – температура поверочной среды, 0 С;

t – время работы измерительного механизма счётчика, с;

3600 – коэффициент перевода К в с;

Ратм – атмосферное давление в месте проведения поверки, Па;

DРсч – потеря давления на счётчике при поверочных расходах, Па;

k t,φ – поправочный коэффициент на влажность воздуха, значения которого приведены в таблице 3.
Таблица 3

Температура воздуха, t, °СОтносительная влажность воздуха, φ, %
30405060708090
101,001771,001561,001351,001141,000931,000721,00051
121,001671,001431,001181,000941,000701,000451,00023
141,001571,001301,001021,000751,000471,000190,9999
161,001461,001141,000721,000521,000210,99990,9996
181,001331,000971,000511,000260,99990,99950,9992
201,001201,000801,000401,000000,99960,99920,9988
221,001031,000571,000120,99960,99920,99880,9983
241,000851,000340,99980,99930,99880,99830,9978
261,000661,000080,99950,99890,99830,99780,9972
281,000440,99980,99920,99840,99780,99720,9965
301,000220,99950,99880,99800,99730,99650,9959

Значение температуры измеряемой среды, при которой производят поверку, определить по термометру, значение атмосферного давления определить по барометру-анероиду, значение относительной влажности воздуха определить по гигрометру психрометрическому, значение потери давления на счетчике определить по мановакуумметру. Время работы измерительного механизма счётчика определяется таймером ПК.

7.3.2 Подключить устройство согласования поверочной установки к магнитному (или оптическому) датчику, установленному на счётчике газа.

7.3.3 В диалоговом режиме ввести с клавиатуры ПК в окно программы

для поверки следующие данные:

а) значение температуры измеряемой среды, °С;

б) значение атмосферного давления, Па;

в) значение относительной влажности воздуха, %;

г) передаточное отношение шестерён (при использовании оптического датчика);

е) номер счётчика;

7.3.4 Включить установку, установить сопло, соответствующее поверяемому расходу.

7.3.5 После установления критического режима течения воздуха через сопло ввести с клавиатуры ПК значение потери давления на счетчике и начать отсчет относительной погрешности, нажав клавишу «Пуск» на экране ПК.

7.3.6 На экране отобразится относительная погрешность.

Допускается автоматизированный съем значений потери давления на счетчике, атмосферного давления, температуры измеряемой среды и относительной влажности воздуха.

7.3.7 Нажать клавишу «ОК», на экране появится диалоговое окно «Еще расход?». Нажать клавишу «Yes» и повторить пункты: 7.3.3.ж) … 7.3.6 для каждого поверяемого расхода.

7.3.8 Для получения печатной формы протокола поверки нажать клавишу «Печать» на экране ПК.

7.3.9 По окончании работы отсоединить счётчик от устройства согласования и снять с установки. Выключить компрессор.

Счётчик считается годным к применению, если основная относительная погрешность не превышает:

-вариант исполнения 1

±2,0 % на расходе Qmin.

— вариант исполнения 2

±2,0 % на расходе Qmin.

Вариант исполнения указывается в разделе 9 руководства по эксплуатации.

При проведении периодической поверки допускается изменение варианта исполнения счетчика с соответствующей отметкой Госповерителя в паспорте (руководстве по эксплуатации).Проведение периодической поверки производится по предъявлению паспорта ( руководства по эксплуатации).

ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ПОВЕРКИ

9.1 Результаты поверки оформляют протоколом поверки, рекомендуемая форма которого приведена в приложении А.

9.2 При положительных результатах поверки счетчик клеймят в соответствии с ПР 50.2.007-2001 и в разделе 9 руководства по эксплуатации ставят поверительное клеймо и подпись поверителя.

9.3 При отрицательных результатах поверки счетчик к применению не допускают, в протоколе делается запись о его непригодности к эксплуатации, и выдают извещение о непригодности соответствующей формы.
ПРИЛОЖЕНИЕ А

(рекомендуемое)
ПРОТОКОЛ № _____
поверки счетчика газа турбинного СТГ _________________ № ___________
Поверочная установка ____________________ № _________

1 Условия поверки
Температура окружающей среды ______ º С

Барометрическое давление ________ Па
Относительная влажность воздуха _______ %.
2 Внешний осмотр

Внешний вид, маркировка, комплектность соответствует (не соответствует) ТУ
3 Опробование

Общее функционирование и работоспособность счетчика соответствует (не соответствует) требованиям, указанным в эксплуатационной документации.
4 Определение основной относительной погрешности счетчика

Расход воздуха при поверке,

Основная относительная погрешность счетчика,

Допускаемая основная относительная погрешность не должна превышать:

-вариант исполнения 1

±2,0 % на расходе Qmin.

— вариант исполнения 2

±2,0 % на расходе Qmin.

Счетчик газа годен (не годен)

Поверитель _____________________ (подпись)
«___» «__________» 201__ г.

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector