Средства измерений и требования к их монтажу (Р Газпром 5.7-2009)

Главная Учебники - Газпром Р Газпром 5.7-2009

Средства измерений и требования к их монтажу (Р Газпром 5.7-2009)

Общие положения

Для измерения расхода и количества природного газа и контроля условий применения метода измерений необходима информация о параметрах состояния и физико-химических показателях природного газа, перечень которых представлен в таблице 7.

Таблица 7 – Перечень параметров состояния и физико-химических показателей газа, подлежащих определению в зависимости от применяемого уравнения расхода

Уравнение расхода

Перечень измеряемых параметров

Формула (5.4) ГОСТ 8.586.5

Δр, р, Т, с, ха и ху или

Δр, р, Т, полный компонентный состав газа

Формула (5.8) ГОСТ 8.586.5

Δр, р, Т, , с, ха и ху или

Δр, р, Т, , полный компонентный состав газа

Физико-химические показатели газа, используемые для расчета расхода и объема газа, определяют по показаниям потоковых газовых хроматографов или по результатам анализов проб в аккредитованных (аттестованных) химико-аналитических лабораториях.

Для определения плотности газа при стандартных и рабочих условиях могут быть ис-пользованы потоковые плотномеры.

При применении потоковых плотномеров газа при стандартных и рабочих условиях не требуется высокая точность определения состава газа, так как в данном случае состав газа используется для расчета вязкости и показателя адиабаты газа, неопределенность определения которых вносит незначительный вклад в неопределенность результата расчета расхода газа.

Выбор типа СИ осуществляют с учетом требуемой точности измерений, необходимой периодичности измерений, характеристик среды, реализуемой системы сбора данных, вклю-чая вычислительное устройство, схемы монтажа и расположения СИ.

СИ должны устанавливаться таким образом, чтобы избежать передачи механического напряжения через крепления или через подсоединение к импульсным трубам.

СИ не должны подвергаться механической вибрации в пределах, установленных в спецификациях производителя.

СИ рекомендуется устанавливать в местах, где обеспечивается поддержание темпера-туры окружающей среды в пределах, обеспечивающих воспроизведение их нормируемых ме-трологических характеристик.

С целью снижения неопределенности результатов измерений рекомендуется примене-ние СИ с цифровыми протоколами связи.

Средства измерений перепада давления и давления
1. Измерение перепада давления на сужающем устройстве
  
  Расчет максимального и минимального значений перепада давления на СУ по задан-ному диапазону расхода среды выполняют в соответствии с требованиями ГОСТ 8.586.1 (под-раздел В.4).
  
  Если измерение перепада давления требуется выполнять в широком диапазоне, то вы-бор необходимого количества дополнительных ППД и их верхнего предела измерений реко-мендуется проводить с учетом требований к максимально допустимой погрешности измерений расхода среды. Данная задача, как правило, выполняется с помощью программных средств. При ручных расчетах может быть применена следующая процедура:
  
  а) из стандартного ряда чисел (см. ГОСТ 18140) выбирают число, равное максимально-му значению перепада давления на СУ или ближайшее меньшее к нему, которое принимают за верхний предел ППД (Δpв);
  
  б) по заданному значению допустимой погрешности измерений расхода среды (q)
  
  определяют допустимую погрешность измерения перепада давления:
  
  (5.53)
  
  где  – погрешность измерения расхода среды без учета составляющей, обусловленной по-грешностью измерений перепада давления;
  
  в) определяют нижнюю границу рабочего диапазона ППД, при котором погрешность измерения перепада давления не превысит ∆p. Если нормирована приведенная погрешность ППД, то нижнюю границу его рабочего диапазона определяют по следующим формулам:
  
  для ППД с линейной функцией преобразования
  
  Δpн1 = Δpв o /Δp; (5.54)
  
  для ППД с квадратичной функцией преобразования
  
  Δpн1 =4Δpв (5.55)
  
  где o – предел допускаемой приведенной погрешности ППД;
  
  г) если Δpн1 не превышает минимального значения перепада давления на СУ, то для из-мерения перепада давления достаточно одного ППД.
  
  Если Δpн1 превышает нижнее значение предела изменений перепада давления, то не-обходимо применение дополнительного ППД;
  
  д) верхний предел дополнительного ППД выбирают из стандартного ряда чисел (см. ГОСТ 18140). Равное или ближайшее меньшее к Δpн1 число из этого ряда чисел принимают за верхний предел перепада давления дополнительного ППД;
  
  е) определяют нижнюю границу рабочего диапазона дополнительного ППД, при кото-ром погрешность измерения перепада давления не превысит Δp. Применяя вместо характери-стик основного ППД характеристики дополнительного (см. перечисление в), рассчитывают нижнюю границу рабочего диапазона дополнительного ППД.
  
  Если нижняя граница рабочего диапазона дополнительного ППД не превышает мини-мального значения перепада давления на СУ, то для измерения перепада давления достаточно двух ППД.
  
  Если Δpн1 превышает нижнее значение перепада давления, то необходимо применение второго дополнительного ППД.
  
  Выбор верхнего предела измерений второго дополнительного ППД, определение его рабочего диапазона и проверка условия, что нижняя граница рабочего диапазона второго до-полнительного ППД не превышает нижнее значение перепада давления, проводят по анало-гичной процедуре, изложенной выше для первого дополнительного ППД.
  
  Применение более двух дополнительных ППД не рекомендуется.
  
  При эксплуатации ППД необходимо учитывать, что данные СИ чувствительны к из-менениям как статического давления, так и температуры окружающей среды.
  
  Для узлов учета высокого давления рекомендуется использовать преобразователи пере-пада давления, прошедшие поверку при статическом давлении.
  
  При этом статическое давление должно быть равным среднему рабочему давлению газа
  
  с допускаемым отклонением
  
  ш ш
  
  ш
  
  где Δр – средний перепад давления при выполнении измерений;
  
  (5.56)
  
  о – дополнительная погрешность СИ, обусловленная смещением нуля при изменении статического давления на величину ро;
  
  ш – дополнительная погрешность СИ, обусловленная влиянием давления среды на диапазон измерений ППД при изменении статического давления на величину рш;
  
  Δро, Δрш – перепад давления, относительно которого в технической документации указывается дополнительная погрешность (предел измерений, показания СИ или диапазон шкалы).
  
  Если поверка ППД проводилась при атмосферном давлении в его минусовой камере, то рекомендуется установку нуля производить при статическом давлении. Использование та-кой процедуры позволяет устранить влияние погрешности, связанной с «уходом нуля» при статическом давлении.
  
  Рекомендуется выбирать ППД с верхним пределом измерений не более 63 кПа. Осно-ванием к применению ППД с верхним пределом измерений свыше 63 КПа может быть необ-ходимость увеличения пропускной способности узла измерений без его реконструкции.
  
  По данным статьи [30] при уменьшении значения перепада давления газа на СУ снижа-ется абсолютное значение среднеквадратического отклонения амплитуды пульсаций перепада давления, вызванных турбулентными и динамическими флуктуациями потока, но возрастает относительное значение среднеквадратического отклонения амплитуды пульсаций. В связи с этим не рекомендуется применять ППД с верхним пределом измерений менее 2,5 кПа.
2. Разъединительные краны
  
  Разъединительные (присоединительные) краны ППД при измерении должны быть пол-ностью открыты. Следует применять такие типы кранов, в проточной части которых исклю-чается скапливание газа или жидкости, приводящее к ложному перепаду давления. В связи с этим предпочтительно размещение кранов на вертикальных участках соединительных трубок или участках, имеющих большой уклон относительно горизонта. Рекомендуется по возмож-ности обеспечивать равенство внутренних диаметров соединительных трубок и кранов.
3. Уравнительные (конденсационные) сосуды
  
  В комментариях не нуждается.
4. Отстойные камеры
  
  В комментариях не нуждается.
5. Газосборные камеры
  
  В комментариях не нуждается.
6. Способы защиты соединительных трубок при низкой температуре окру-жающей среды
  
  В комментариях не нуждается.
7. Разделительные сосуды
  
  В комментариях не нуждается.
8. Очистная система
  
  В комментариях не нуждается.
9. Соединительные трубки (линии)
  
  При передаче давления от СУ к ППД необходимо исключить возможные источники погрешности измерений перепада давления. Наиболее характерными причинами искажений показаний ППД являются:
  - наличие конденсата в соединительных трубках (для газа);
  - наличие газовых пробок в соединительных трубках (для жидкости);
  - инерционность показаний из-за применения длинных трубок, большого объема га-зосборных или отстойных камер и существенного уменьшения проходного сечения соедини-тельных трубок;
  - негерметичность соединительных линий.

Одиночные капли жидкости или пузырьки газа вызывают ложный перепад давления только в случае, если они полностью заполняют проходное сечение трубки. В связи с этим не следует использовать трубки с внутренним диаметром менее 6 мм. Рекомендуемое значение внутреннего диаметра импульсных трубок – 10 мм.

Запаздывание в передаче импульса в соединительных трубках возрастает с увеличе-нием длины трубок, числа и вида установленных на них МС (вентилей, уравнительных и разделительных сосудов и т.п.). С целью уменьшения нелинейности демпфирования сигна-ла при использовании длинных трубок рекомендуется увеличивать их внутренний диаметр [см. ГОСТ 8.563.2 (таблица 4)]. Однако во всех случаях следует стремиться к возможному уменьшению длины трубок, так как увеличение объема соединительных трубок приводит к демпфированию сигнала. При измерении пульсирующих потоков следует обеспечивать ра-венство сопротивлений плюсовой и минусовой трубок ППД, а также применять полностью открытые прямоточные краны.

Запорная арматура измерительного преобразователя перепада давления или дифманометра

Для монтажа ППД рекомендуется применять трехвентильные или пятивентильные блоки (манифольды). Вентильные блоки обеспечивают подключение ППД к импульсным ли-ниям, позволяют осуществлять продувку импульсных трубок, обнулять перепад давления в условиях статического или атмосферного давления. Пятивентильные блоки, дополнительно, обеспечивают возможность подключения калибратора с целью метрологического контроля ППД.

При применении вентильных блоков следует отдавать предпочтение тем типам, где при продувке импульсных трубок газ движется в корпусе манифольда в направлении, указанном на схеме рисунка 29 (варианты а) и в)).

5.5. 6.2.11 Измерение давления среды

Абсолютное давление газа необходимо для выполнения расчетов физических свойств измеряемой среды: плотности, коэффициента сжимаемости, вязкости и показателя адиабаты, а также в случае измерения газа – контроля условия ГОСТ 8.586.1 (пункт 6.3.3).

ППД ППД

Газ от СУ

а) б)

Корпус манифольда

Газ от СУ

К ППД

в)

Корпус манифольда

Газ от СУ

а) допускаемый; б) не рекомендуемый; в) рекомендуемый

Рисунок 29 – Варианты продувки импульсных трубок через манифольд

Абсолютное давление должно быть измерено перед СУ. Отбор давления осуществля-ют в сечении ИТ, в котором осуществляется отбор давления для измерения перепада дав-ления. При угловом методе измерения перепада давления в случае применения кольцевых камер отверстие для отбора давления размещают на плюсовой камере. Независимо от мето-да измерения перепада давления допускается присоединение ПД к плюсовой импульсной трубке ППД.

Абсолютное давление может быть измерено с помощью СИ абсолютного давления или рассчитано по результатам измерений атмосферного и избыточного давления по формуле (6.2) ГОСТ 8.586.5.

При этом необходимо учитывать, что при малых значениях избыточного давления со-ставляющая погрешность от измерения атмосферного давления становится существенной в общей погрешности определения абсолютного давления. Вместо измеренного атмосферного давления обычно к измеренному избыточному давлению прибавляют принятое условно по-стоянным значение атмосферного давления. Однако, когда колебания атмосферного давле-ния приводят к изменению расхода на 0,1 %, рекомендуется заменить СИ избыточного давле-ния на СИ абсолютного давления.

Если измерение абсолютного давления выполняют с помощью СИ атмосферного и избыточного давления, то рекомендуется, чтобы абсолютная погрешность СИ атмосферного давления удовлетворяла условию

Δpa  0,005pиpи (5.57)

где pи – предел основной допускаемой приведенной погрешности СИ избыточного давле-ния, %.

Абсолютное и избыточное давление измеряют с учетом разности высот установки СУ и СИ давления. Однако корректировка показаний ПД имеет значение только при измерении расхода газа или пара в случае применения конденсационных сосудов. Так, например, при расположении ПД ниже СУ показания ПД завышены на величину давления, создаваемого столбом жидкости в импульсной линии. Действительное значение давления должно рассчи-тываться по формуле

p = pп – Hg, (5.58)

где рп – показание манометра, Па;

Н – разница высот установки СУ и ПД, м;

 – плотность конденсата в импульсной линии, кг/м3;

g – ускорение свободного падения, м/с2.

Необходимо отметить, что погрешность измерения давления существенно влияет на погрешность измерения расхода и количества газа. Так, например, при погрешности измере-ний давления, равной 1 % , составляющая погрешности расхода от погрешности измерения давления будет равна 0,5 %.

При монтаже ПД рекомендуется применение двухвентильных блоков, которые обеспе-чивают подключение ПД к импульсным линиям, блокировку и сброс давления в импульсных линиях, подсоединение эталонных СИ для контроля метрологических характеристик ПД.

Геометрические характеристики соединительных линий (трубок) ПД и их монтаж долж-ны соответствовать требованиям ГОСТ 8.586.5 (пункт 6.2.9).

При эксплуатации ПД необходимо учитывать, что данные СИ чувствительны к измене-ниям как статического давления, так и температуры окружающей среды.

Средства измерений температуры

Температура измеряемой среды необходима для определения ее плотности, коэффици-ента сжимаемости и вязкости, а также расчета диаметра отверстия СУ и внутреннего диаметра ИТ при рабочей температуре. Если измеряемая среда – газ, то температура среды использует-ся и для расчета показателя адиабаты.

В зависимости от определяемых параметров и методов их расчета может возникнуть необходимость измерения температуры в единицах °С или К.

Пересчет температуры, измеренной в °С, в К осуществляется по формуле (6.3) ГОСТ 8.586.5.

Для расчета физических свойств среды необходима информация о температуре потока перед СУ в сечении ИТ, предназначенном для отбора перепада давления. Размещение ПТ в этом сечении ИТ привело бы к искажению распределения скоростей потока и, следовательно, к изменению коэффициента истечения.

В связи с отсутствием равенства температуры по длине ИТ удаление точки измере-ния температуры от СУ неизбежно приводит к дополнительной погрешности измерений. Как правило, дополнительная погрешность пренебрежимо мала при малой разнице температуры измеряемой среды и окружающего воздуха, больших скоростях газа, отсутствии конденсата на поверхности ИТ, малом расстоянии ПТ от СУ, а также если приняты меры для защиты ИТ от воздействия ветра и атмосферных осадков.

При выборе точки измерения температуры следует учитывать необходимость исключе-ния влияния гильзы термометра на структуру потока перед СУ и обеспечения малой разности температуры в сечении для отбора давления и сечении, выбранном для ее измерения. Соблю-дение этих требований возможно путем правильного выбора расстояния от СУ до точки изме-рения температуры. Это расстояние зависит от наружного диаметра гильзы, применяемой для установки ПТ в ИТ, или от наружного диаметра ПТ, если он установлен в ИТ без гильзы.

Приведенные в ГОСТ 8.586.5 (подраздел 6.3) требования по установке ПТ гарантируют измерение температуры с приемлемой для практики неопределенностью.

С целью снижения методической неопределенности измерений температуры, обуслов-ленной теплообменом излучением, рекомендуется применять термоприемники с гладкой блестящей поверхностью.

Влияние теплообмена излучением, а также отводом или подводом тепла по термопри-емнику может быть сведено к минимуму, если наряду с общей тепловой изоляцией ИТ имеет-ся также изоляция бобышки, в которой закреплен ПТ.

С уменьшением скорости газа температура наружной стенки ИТ и, следовательно, температура ПТ или защитной гильзы (при ее наличии ) в месте ее соединения со стенкой ИТ приближается к температуре атмосферного воздуха. В связи с этим при увеличении разности температуры воздуха и газа возрастает неопределенность измерения температуры. Данный эффект возрастает с увеличением ветра и уменьшением внутреннего диаметра ИТ и давления газа.

С целью повышения точности измерения температуры газа при скоростях менее 0,1 м/с в ИТ с внутренним диаметром менее 0,1 м и давлении менее 0,3 МПа в месте соедине-ния ПТ или защитной гильзы (при ее наличии ) с бобышкой размещают теплоизоляционную прокладку. При этом теплоизолируют выступающую часть ПТ.

Если температура среды является непостоянной, то точность измерений зависит от интенсивности передачи тепла от среды на термочувствительный элемент. Для снижения за-держки (времени) реакции следует принять следующие меры:
- стенка гильзы должна обладать умеренно высокой теплопроводностью, а поверхность стенки, соприкасающаяся со средой, должна всегда быть чистой;
- термочувствительный элемент термометра должен иметь малый размер, малую массу и низкую теплоемкость.
  
  При выборе СИ температуры следует руководствоваться следующими рекоменда-
  
  циями:
- диапазон измерений СИ должен быть минимально достаточным;
- конструктивное исполнение ПТ (защищенность от внешних воздействий, наружный диаметр и длина его монтажной части) должны соответствовать установленным методикой измерений требованиям к измерению температуры газа;
- тип компенсационного кабеля для подключения ПТ к вторичному прибору и схему подключения (двух-, трех-или четырех проводную) для подключения термометра сопротив-ления выбирают с учетом условий эксплуатации и места размещения нормирующего и вто-ричного преобразователя.
  
  При выборе вторичного прибора следует учитывать номинальную статическую харак-теристику применяемого ПТ.
  
  Для измерения температуры рекомендуется применять термопреобразователи сопро-тивления, номинальное значение сопротивления которых при 0 °С – не менее 100 Ом. Реко-мендуемое значение номинального значения сопротивления при 0 °С – 500 Ом.
  
  Способ соединения термопреобразователя сопротивления и вторичного преобразова-теля по четырехпроводной линии связи (с двумя токовыми и двумя потенциальными прово-дниками) наиболее предпочтителен, поскольку принципиально независим от сопротивления проводников и, естественно, от его изменения в условиях эксплуатации.
  
  Для расчета снижения температуры в результате расширения среды при прохождении через СУ необходимо знать коэффициент Джоуля-Томсона. Данный коэффициент является функцией температуры, давления и состава газа. Расчет может быть выполнен с помощью уравнения состояния.
  
  При условии, что в молярном составе природного газа содержание метана составляет более 80 %, температура находится в диапазоне от 0 °C до 100 °C, а статическое давление на-ходится в диапазоне от 100 кПа до 20 МПа, коэффициент Джоуля-Томсона может быть рас-считан в соответствии с рекомендациями ИСО/ТР 9464:2008 [9] по формуле
  
  (5.59)
  
  где JT – коэффициент Джоуля-Томсона, К/ МПа;
  
  t – температура газа,°C;
  
  p – абсолютное статическое давление среды в МПа.
  
  Абсолютная расширенная неопределенность расчета коэффициента Джоуля-Томсона по формуле (5.59) может быть определена по формулам
  
  при p  7 МПа
  
  при p > 7 МПа
  
  (5.60)
  
  (5.61)
Средства измерений плотности, состава и влажности среды
1. Определение плотности среды при рабочих условиях
  
  При установке плотномера необходимо обеспечить следующее:
  - значения давления и температуры газа в чувствительном элементе плотномера долж-ны быть как можно ближе к их значениям в сечении ИТ, расположенном непосредственно перед СУ;
  - проба среды должна быть чистой, не содержать частиц и быть однофазной;
  - температура окружающего воздуха, солнечная радиация или ветер не должны оказы-вать существенного влияния на чувствительный элемент плотномера;
  - поток газа, проходящий через чувствительный элемент плотномера, должен быть до-статочным для обеспечения реакции на изменения состава, давления и температуры.
  Пробоотборный зонд плотномера может быть установлен непосредственно в ИТ либо в байпасной линии для отбора проб.
  
  Другой метод установки предполагает отвод среды через чувствительный элемент плотномера, смонтированного в гильзе, расположенной в ИТ. В этом случае рекомендуется, чтобы точка отбора пробы высокого давления располагалась на расстоянии не менее 8D по-сле СУ. Точка возврата пробы низкого давления должна находиться непосредственно за вы-
  
  ходным торцом диафрагмы. В этом случае пересчет показаний плотномера в соответствии с ИСО/ТР 9464:2008 [9] осуществляют по формуле
  
  (5.62)
  
  где 1 – плотность до первичного устройства (при p1,T1);
  
  m – показание плотномера;
  
  p1 – давление газа до СУ;
  
  p2 –давление газа в точке отбора пробы после СУ;
  
  T1 – температура газа до СУ;
  
  T3 –измеренная температура в точке ее восстановления после СУ;
  
  Z(p , T ) – фактор сжимаемости газа при p1, T1;
  
  1 1
  
  Z(p , T ) – фактор сжимаемости газа при p2, T2.
  
  2 2
  
  Ниже перечислены преимущества и недостатки установок обоих типов. Преимущества установки плотномера непосредственно в ИТ:
  - в точке измерения температура и давление всегда лучше соответствуют температуре и давлению среды;
  - данный метод подходит для ИТ как малого, так и большого диаметра;
  - метод менее чувствителен к наличию конденсата в газе. Недостатки зонда, вставляемого непосредственно в трубопровод:
  - при демонтаже и монтаже зонда требуется отключение ИТ;
  - может быть оказано воздействие на основной поток, что приведет к изменению коэф-фициента истечения СУ.
    
    Преимущества установки плотномера в байпасной линии:
  - простота и удобство фильтрации или очистки фильтра, находящегося в байпасной ли-нии, если это необходимо;
  - возможность регулировки расхода для приведения его в соответствие требованиям эксплуатации плотномера;
  - удобный доступ для технического обслуживания и проверки (испытаний). Недостатки установки плотномера в байпасной линии:
  - большая тепловая масса может привести к длительному времени реакции на измене-ния температуры;
  - при отсутствии теплоизоляции как байпасной линии, так и самого датчика темпера-тура и давление в плотномере могут существенно отличаться от температуры и давления среды в ИТ;
  - в гильзе возможно наличие конденсата, что может отразиться на точности показа-ний плотности.
2. Определение плотности газа при стандартных условиях
  
  С целью исключения попадания конденсата и механических примесей в камеры по-токовых плотномеров при их подключении к ИТ необходимо в соединительных линиях ис-пользовать фильтры и отстойные камеры.
3. Определение компонентного состава
  
  Измерение компонентного состава должно осуществляться с применением аттестован-ных методик измерений.
  
  При определении места отбора проб руководствуются требованиями ГОСТ 31370 и ГОСТ 8.586.5 (подпункт 6.4.2.2) и следующими дополнительными рекомендациями:
  - ПЗ располагают на участках трубопровода перед входным коллектором или после вы-ходного коллектора узла измерений. Допускается располагать ПЗ в ИТ;
  - при монтаже ПЗ устанавливают в верхней части горизонтального участка трубопро-вода. Конец ПЗ располагают на расстоянии 1/3 диаметра трубопровода от стенки;
  - при установке ПЗ на участках трубопровода перед входным коллектором или после выходного коллектора рекомендуется, чтобы расстояние между ПЗ и ближайшим МС, рас-положенным выше по потоку, было не менее 20 внутренних диаметров трубопровода;
  - расстояния между ПЗ и любым ближайшим МС должны быть не менее 2DN при раз-мещении ПЗ перед МС, и 5DN – при размещении ПЗ после МС.
  Компонентный состав природного газа определяют в соответствии с требованиями ГОСТ 31371.7.
4. Определение влажности газа
  
  В комментариях не нуждается.
5. Дополнительная рекомендация

В комментариях не нуждается.

5.5.6.5 Вычислительные устройства

При выборе вычислительных устройств следует отдавать предпочтение тем типам, у которых погрешность или неопределенность результатов измерений и расчетов нормиро-вана с учетом погрешности или неопределенности СИ параметров потока и среды.

Подготовка к измерениям

При положительных результатах проверки все СИ и технические средства вводят в ра-бочий режим эксплуатации.

Во избежание деформации диска диафрагмы должна быть обеспечена плавная подача газа в ИТ.

Соединительные линии должны подвергаться проверке на герметичность. Контроль герметичности проводят по результатам падения давления в соединительных линиях. Резуль-таты испытания соединительных линий на герметичность считают положительными, если па-дение давления в них не превышает значений, указанных в таблице 8.

Таблица 8 – Скорость падения давления в соединительной линии

Скорость падения давления, % / ч, для рабочих сред

Газы и сжиженные газы (токсичные горючие)

Газы и сжиженные газы (горючие)

Воздух и инертные газы

0,05

0,1

0,2

Указанные в таблице 8 нормы относятся к соединительным линиям с условным про-ходом 50 мм. При испытании соединительных линий с другими условными проходами норма падения давления в них определяется произведением приведенных в таблице 8 значений па-дения давления на коэффициент, рассчитанный по формуле

(5.63)

где DN — условный проход соединительной линии, мм.

Указанные нормы установлены на основе требований СНиП 3.05.07-85 [31] к безо-пасности эксплуатации систем автоматизации и обеспечивают с большим запасом отсутствие влияния утечек газа на показания СИ давления и перепада давления.

Абсолютная погрешность измерений давления или перепада давления, обусловленная наличием утечки газа в соединительной линии, может быть оценена по формулам

(5.64)

(5.65)

где  – коэффициент гидравлического трения внутренней поверхности соединительной линии, рассчитываемый в соответствии с [7];

i – коэффициент гидравлического сопротивления i-го МС, установленного на соеди-нительной линии между ИТ и местом утечки, рассчитываемый в соответствии с [7];

l – длина соединительной линии от ИТ до места утечки;

D – внутренний диаметр соединительной линии;

Т – температура газа;

М – молярная масса газа, кг/кмоль;

V – внутренний объем участка соединительной линии, на котором контролируется па-дение давления, м3;

p1 – давление газа в соединительной линии до начала испытаний, Па;

p2 – давление газа в соединительной линии по истечении времени , Па;

 – время между измерениями давлений p1 и p2, с.

Абсолютная погрешность измерений перепада давления, обусловленная наличием утечки газа через уравнительный кран, может быть оценена по формулам

(5.66)

(5.67)

где +1 – коэффициент гидравлического сопротивления i-го МС, установленного на плю-совой соединительной линии, рассчитываемый в соответствии с [7];

–i – коэффициент гидравлического сопротивления i-го МС, установленного на мину-совой соединительной линии, рассчитываемый в соответствии с [7];

l – сумма длин плюсовой и минусовой соединительной линий от ИТ до уравнительно-го крана;

V1, V2 – внутренний объем плюсовой и минусовой соединительной линии, соответ-ственно, м3;

Δp1 – перепад давления газа до начала испытаний, Па;

Δp2 – перепад давления газа по истечении времени , Па;

 – время между измерениями перепада давления Δp1 и Δp2, с.

При проведении испытаний следует убедиться, что на показания СИ, применяемых для контроля падения давления, не воздействуют внешние факторы (температура и давление окружающей среды, магнитные и электрические поля, колебания напряжения и частоты тока и т.п.). Изменения в показаниях СИ, обусловленные данными факторами, могут быть оши-бочно приняты за результат падения давления в соединительных линиях.

Места утечек обнаруживают путем обмыливания поверхностей или с помощью тече-искателей.

С целью проверки отсутствия влияния кабельных соединений, магнитных и электри-ческих полей, колебаний напряжения и частоты тока питания и т. п. на показания измери-

тельных каналов параметров потока необходимо удостовериться в выполнении следующего условия:

(5.68)

где y – контролируемый параметр;

yэ – показание рабочего эталона;

n – число последовательно соединенных измерительных преобразователей или изме-рительных приборов, используемых для измерения параметра;

i – коэффициент чувствительности i-го измерительного преобразователя или измери-тельного прибора;

yi – относительная погрешность, вносимая i-м измерительным преобразователем или измерительным прибором с учетом дополнительных составляющих;

уэ – относительная погрешность рабочего эталона, применяемого для контроля метро-логических характеристик измерительного канала.

Для данной проверки допускается применять рабочие эталоны, относительная погреш-ность которых не превышает

Обработка результатов измерений

Для расчета физических свойств среды – плотности при рабочих и стандартных усло-виях, коэффициента сжимаемости и показателя адиабаты (для газов), динамической вяз-кости – применяют формулы или таблицы из соответствующих нормативных документов [см. ГОСТ 8.586.1 (пункт 5.4.1)].

Значение вязкости измеряемой среды необходимо для расчета числа Re, от которого зависит коэффициент истечения СУ. Вязкость среды может быть непосредственно измерена или рассчитана с помощью эмпирических или теоретических уравнений или определена гра-фоаналитическим методом.

Учитывая, что область применения СУ ограничена числами Re, при которых величина коэффициента истечения изменяется незначительно, определения вязкости для измерения расхода веществ с высокой точностью не требуется.

В настоящее время для определения показателя адиабаты применяются в основном расчетные методы.

Погрешность определения показателя адиабаты вносит малый вклад в погрешность измерения расхода. Так, ориентировочно, ошибка в определении показателя адиабаты в 1 % приводит к дополнительной погрешности расхода, в худшем случае (Δp/p = 0,25 и  = 0,75)

равной 0,1 %. С уменьшением величины  и отношения Δp/p вклад погрешности показателя адиабаты в погрешность расхода еще менее значителен.

При отсутствии данных по значениям показателя адиабаты допускается выполнение расчетов по следующей формуле:

(5.69)

где сp, сv – удельные теплоемкости при постоянном давлении и объеме.
Требования безопасности и требования к квалификации оператора

В комментариях не нуждается.
Оценка неопределенности результатов измерений
1. Общие положения
  
  Неопределенность измерений – параметр, связанный с результатом измерений и ха-рактеризующий рассеяние значений, которые могли бы быть обоснованно приписаны изме-ряемой величине.
  
  Неопределенность характеризует интервал вокруг результата измерения, в пределах ко-торого с достаточно высокой вероятностью находится действительное значение измеряемой величины – значение, которое могло бы быть обоснованно приписано измеряемой величине. Параметром, характеризующим неопределенность количественно, может быть стан-
  
  дартная неопределенность или расширенная неопределенность.
  
  Основными особенностями применения неопределенности при оценке точности из-мерений, как показано в работе [32], являются следующие.
  
  Понятие «неопределенность» устраняет некорректность использования понятия «по-грешность» при оценке точности результата измерения. Оценка погрешности результата из-мерения – это оценка отклонения результата измерения Xизм от действительного значения измеряемой величины Xд (см. рисунок 30).
  
  Рисунок 30 – Оценка погрешности измерения
  
  На рисунке 30 на оси X отложено действительное значение измеряемой величины Xд и указана область Δ, в пределах которой с какой-то вероятностью, близкой к единице, находит-ся измеренное значение Xизм.
  
  За исключением поверки и калибровки при измерениях действительное значение из-меряемой величины всегда неизвестно, а известен только результат измерения Xизм.
  
  Неопределенность характеризует некоторую область, находящуюся вокруг результата измерения Xизм, в которой может с какой-то вероятностью находиться действительное значе-ние измеряемой величины Xд(см. рисунок 31).
  
  ±U
  
  X
  
  Xизм Xд
  
  Рисунок 31 – Оценка неопределенности измерения
  
  На оси X отложено измеренное значение величины Xизм и указана область U, в преде-лах которой с какой-то вероятностью, близкой к единице, находится действительное значение измеряемой величины Xд.
  
  Оценка неопределенности – это оценка возможного отклонения действительного зна-чения измеряемой величины Xд от ее измеренного значения Xизм.
  
  Результат измерения после введения поправок на систематические эффекты является наилучшей оценкой значения измеряемой величины. Полная формулировка результата изме-рения должна включать информацию о неопределенности.
2. Формулы для расчета неопределенности расхода среды
  
  В разделе приведены формулы для расчета относительной стандартной неопределен-ности расчета расхода среды. Относительную расширенную неопределенность расчета рас-хода среды вычисляют по ГОСТ 8.586.5 [формула (10.1)].
3. Составляющие неопределенности расхода среды
  
  При оценке относительной стандартной неопределенности параметров потока и среды необходимо учитывать дополнительные составляющие неопределенностей СИ, обусловлен-ные условиями их применения. Например, для ППД необходимо учитывать дополнительные составляющие неопределенности, обусловленные влиянием температуры окружающей среды и статического давления измеряемой среды.
  
  При применении СИ с аналоговым сигналом необходимо учитывать неопределенность его преобразования вычислительным устройством.
4. Оценка неопределенности результатов определения количества среды

В разделе приведены формулы для расчета относительной стандартной неопределен-ности количества среды. Относительную расширенную неопределенность расчета количества среды вычисляют по ГОСТ 8.586.5 [формула (10.1)].

При определении количества среды путем планиметрирования диаграмм неопреде-ленность результата определения количества среды, например в случае зависимости  от

с, рассчитывают по формуле

(5.70)

При этом необходимо учесть, что при оценке стандартной относительной неопределен-ности результата измерения Δр [см. ГОСТ 8.586.5, формула (10.19)] составляющую неопреде-ленности, обусловленную планиметром, не учитывают.

5.5 Приложение А (справочное) Соотношение между единицами теплофизических величин

В комментариях не нуждается.

5.5 Приложение Б (обязательное) Зависимости, используемые при расчете расхода и количества cухой части влажного газа

В комментариях не нуждается.

5.5 Приложение В (справочное) Схемы установок разделительных сосудов

В комментариях не нуждается.

5.5 Приложение Г (справочное) Схемы присоединения измерительного преобразователя перепада давления или дифманометра

В комментариях не нуждается.

5.5 Приложение Д (справочное) Примеры расчета расхода и количества среды

В комментариях не нуждается.

5.5 Приложение Е (обязательное) Планиметрирование диаграмм и обработка показаний интегрирующих устройств

См. приложение В (раздел В.5).

5.5 Приложение Ж (рекомендуемое) Измерение количества среды при нестационарном потоке

На объектах учета газа при редуцировании газа возможно возникновение существен-ных звуковых колебаний, которые могут приводить к дополнительной погрешности измере-ний расхода и количества газа. На рисунке 32 приведены результаты исследований, проведен-ных авторами работы [33]. Из представленных на рисунке 32 данных видно, что при уровне звукового давления, превышающем 145 дБ, коэффициент истечения диафрагмы изменяется.

1,0

0,5

ΔCd, %

0,0

+0,23 %

 = 0,40

-0,5

–0,23 %

при наличии гасителя шума без гасителя шума

-1,0

110

120

130

140

150 160 170

ДБ

Рисунок 32 – Влияние уровня звукового давления

на коэффициент истечения диафрагмы при  = 0,4 и DN = 600

Для исключения данной дополнительной погрешности следует либо выбирать двухсту-пенчатый регулятор давления, либо применить двухступенчатое редуцирование, при котором первым регулятором давление снижается до промежуточного значения, а вторым — до необ-ходимого, либо установить гаситель шума (перфорированный патрубок) сразу после редуци-рования газа.

содержание .. 1 2 3 4 5 6 7 ..