Крупнейшая бесплатная информационно-справочная система онлайн доступа к полному собранию технических нормативно-правовых актов РФ. Огромная база технических нормативов (более 150 тысяч документов) и полное собрание национальных стандартов, аутентичное официальной базе Госстандарта. GOSTRF.com - это более 1 Терабайта бесплатной технической информации для всех пользователей интернета. Все электронные копии представленных здесь документов могут распространяться без каких-либо ограничений. Поощряется распространение информации с этого сайта на любых других ресурсах. Каждый человек имеет право на неограниченный доступ к этим документам! Каждый человек имеет право на знание требований, изложенных в данных нормативно-правовых актах!

  


|| ЮРИДИЧЕСКИЕ КОНСУЛЬТАЦИИ || НОВОСТИ ДЛЯ ДЕЛОВЫХ ЛЮДЕЙ ||
Поиск документов в информационно-справочной системе:
 

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ УНИТАРНОЕ
ПРЕДПРИЯТИЕ

ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ
ИНСТИТУТ МЕТРОЛОГИЧЕСКОЙ СЛУЖБЫ
(ФГУ
П ВНИИМС)
ГОССТАНДАРТА РОССИИ

 

РЕКОМЕНДАЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Методика выполнения измерений количества
природного газа в Московской области
измерительными комплексами на базе сужающих
устройств с регистрацией результатов измерений на
диаграммах самопишущих приборов и использования
этих результатов при распределении небаланса между
поставщиком и потребителями

 

МИ 2578-2003

 

 

Москва

2003

 

РАЗРАБОТАНА по поручению НТК по метрологии и измерительной технике Госстандарта России (протокол № 4 от 14 марта 2000 года): ГУП «Мособлгаз»

ЗАО «Аскон»

ФГУП ВНИИМС

Исполнители:

от ГУП «Мособлгаз»                             В.Н. Царьков

от ЗАО «Аскон»                                     В.А. Шиляев

от ФГУП ВНИИМС                               Б.М. Беляев, к.т.н.

                                                                 А.И. Вересков, к.т.н.

                                                                 Н.Е. Горелова

                                                                 В.Г. Патрикеев, д.т.н. (рук. темы)

                                                                 А.М. Шаронов

УТВЕРЖДЕНА                                 ФГУП ВНИИМС                   2003 г.

ЗАРЕГИСТРИРОВАНА                  ФГУП ВНИИМС                   2003 г.

ВЗАМЕН МИ 2578-2000

 

СОДЕРЖАНИЕ

1. Условные обозначения. 2

2. Термины и их определения. 3

3. Общие положения. 4

4. Методика выполнения измерений и учета объема природного газа. 5

4.1. Формирование исходных данных. 5

4.2. Выполнение расчетов средних значений абсолютных давлений, температуры и перепада давления на сужающем устройстве по планиметрическим числам.. 6

4.3. Расчет объема природного газа за сутки или за отчетный период по данным приборного контроля. 6

4.4. Расчет погрешности измерений расхода и объема за сутки или за отчетный период. 7

4.5. Сведение баланса объема газа, измеренного поставщиком и потребителями за сутки или за отчетный период. 7

Приложение А. Формирование параметров измерительных каналов. 9

Приложение Б. Методика определения погрешности измерения объема в реальных условиях эксплуатации узлов учета с первичными преобразователями расхода различного типа. 11

Приложение В.. 16

Расчет количества природного газа и абсолютной погрешности его измерений за сутки и отчетный период и примеры составления баланса (примеры) 16

Приложение Г. Формирование результатов расчета учитываемого количества между участниками учетных операций. 24

Приложение Д. Планиметры.. 25

Приложение Е. Порядок расчета абсолютной погрешности с использованием паспортных табличных данных на узел учета. 27

 

 

Государственная система обеспечения единства измерений.

Методика выполнения измерений количества природного газа в Московской области измерительными комплексами на базе сужающих устройств с регистрацией результатов измерений на диаграммах самопишущих приборов и использования этих результатов при распределении небаланса между поставщиком и потребителями

МИ 2578-2003

Настоящая рекомендация (МИ) устанавливает методику выполнения измерений (МВИ) объема природного газа в Московской области измерительными комплексами на базе сужающих устройств с регистрацией результатов измерений на диаграммах самопишущих приборов или других первичных преобразователей или с помощью вычислителей, или расходомеров и счетчиков различного типа и использования этих результатов при распределении небаланса между поставщиком и потребителями.

1. Условные обозначения

D - внутренний диаметр измерительного трубопровода при рабочих условиях, мм;

D20 - внутренний диаметр измерительного трубопровода при 20 °С, мм;

d20 - диаметр отверстия или горловины сужающего устройства при 20 °С, мм;

Rш - эквивалентная шероховатость измерительного трубопровода, мм;

τ - установленный интервал времени при планиметрировании суточной диаграммы по приложению Г ГОСТ 8.563.1-97, час;

τij - период времен, в пределах которого все средние значения и перепад давления, и абсолютное давление, и температура и компонентный состав остаются (индекс j) условно-постоянными, час;

ρс - действительное среднесуточное значение плотности в стандартных условиях для i-того узла учета по данным пикнометра или хроматографического анализа и расчету по ГОСТ 30319.0/3-96, кг/м3;

с)n - договорное значение плотности в стандартных условиях за отчетный период по сертификату поставщика, кг/м3;

Кс - поправка к показаниям ИК за объемом на изменение состава природного газа, вызванного изменением плотности в стандартных условиях за отчетный период;

Кz - поправка к показаниям ИК за объемом на изменение состава природного газа, вызванного изменением коэффициента сжимаемости за отчетный период;

δ(ρc)n - относительная погрешность измерений договорной плотности в стандартных условиях, %;

Vij - измеренный объем природного газа по показаниям i-того узла учета за время τij, м3 в стандартных условиях;

Vi - измеренный суточный объем природного газа i-того узла учета, м3 в стандартных условиях;

Vi - абсолютная погрешность суточного объема природного газа, м3 в стандартных условиях i-того узла учета с учетом Кс;

δVi - относительная погрешность по объему по данным паспорта на узел учета i-того узла учета с учетом Кс, %;

Vnc - объем природного газа за отчетный период, полученный на узле учета поставщика, м3 в стандартных условиях;

Vnm - объем природного газа за отчетный период, полученный на узле учета потребителя, м3 в стандартных условиях;

Vбу - объем природного газа за отчетный период, назначаемый для бесприборного учета, определяется в соответствии с нормативными документами Мособлгаза, м3 в стандартных условиях;

(Vбу)доп - значение объема бесприборного контроля, не содержащего компонентов, распределение которых осуществляется за счет приборного контроля;

Vнб - значение величины исходного небаланса за отчетный период по данным измерений, м3 в стандартных условиях;

Σ - знак суммирования;

(Vnc)у - оценка значения объема учитываемого природного газа поставщика за сутки и за отчетный период, м3 в стандартных условиях;

(Vnm)iy - оценка значения объема учитываемого природного газа для i-го потребителя за сутки и за отчетный период, м3 в стандартных условиях;

knmi - коэффициент коррекции измеренного значения суточного объема природного газа для i-го потребителя;

i, j - индексы для обозначения номера потребителя и номера суточного сектора, в котором все параметры являются условно-постоянными.

2. Термины и их определения

Вычислитель - специализированный микроконтроллер, предназначенный для выполнения расчетов расхода и количества вещества и энергосодержания.

Счетчик количества - специализированный преобразователь (турбинный, ротационный, барабанный, вихревой, ультразвуковой, кориолисовый, корреляционный и др.), на выходе которого формируется объем (или масса) в рабочих или стандартных условиях за интервал времени, исчисляемый от начала отсчета.

Небаланс - разница между количеством вещества, поступившим в трубопроводную сеть и отобранным из нее участниками коммерческого учета (Unaccounted for gas) за сутки или за отчетный период.

Сведение баланса - распределение небаланса между участниками коммерческого учета за сутки и за отчетный период.

Условно-постоянная величина (на заданном интервале времени τ) - величина параметра, отклонение которого от среднего значения на заданном интервале времени можно оценить как дополнительную систематическую погрешность по формуле (5.26) ГОСТ 8.563.2-97. Если значение этой погрешности не удовлетворяет установленной норме, то интервал времени уменьшают, пока не будет достигнута требуемая точность (п. 5.2.3. ГОСТ 8.563.2-97).

Учет - переход от результатов измерений к значениям величин, используемым для взаиморасчетов между поставщиком и потребителями, на основании взаимосогласованных правил.

3. Общие положения

3.1. При разработке данной рекомендации баланс сводится в пределах газораспределительной станции (ГРС) и ее потребителей (далее «устойчивая структура газораспределения» (УСГР)). УСГР - условное наименование минимальной структуры, в пределах которой составляют баланс на основе приборного и бесприборного контроля полученного природного газа. При этом предполагают, что баланс может быть сведен на основании следующих допущений:

1) Практика учета объема природного газа в Московской области сопровождается изменением суточного состава газа из-за снабжения Европейской части РФ из различных месторождений, имеющих широкий диапазон изменения компонентного состава и влагосодержания. Учет этих изменений при выполнении балансных задач находится в компетенции продавца природного газа. При сведении баланса вводят поправку к показаниям средств измерений на изменение состава природного газа за отчетный период.

2) В пределах УСГР рассчитывают устойчивые во времени оценки распределения небаланса между поставщиком и потребителями, зависящие от объема природного газа и погрешности его измерений на узлах учета, которые позволяют ввести коэффициент, корректирующий показания каждого измерительного комплекса из-за наличия погрешности измерений, обеспечивающий сведение баланса к нулю, и, как правило, не корректирующий показания узлов учета поставщика по требованию «Правил поставки газа в РФ».

При этом скорректированные значения объема ни у одного узла учета не должны превышать величины его абсолютной погрешности.

3) Задача сведения баланса является комплексной, включающей в себя:

- определение технических и метрологических характеристик узлов учета, входящее в компетенцию Госстандарта РФ;

- сведение баланса природного газа в пределах УСГР, требующего задания величины плотности в стандартных условиях, молярных долей диоксида углерода и азота и их погрешностей в реальном режиме измерений, относящиеся к компетенции Трансгаза, Мосгаза и Мособлгаза.

4) Каждый измерительный комплекс (узел учета) обладает абсолютными погрешностями, максимальные значения которых в зависимости от режима работы зафиксированы в табличной форме в комплекте технической документации и они остаются неизменными в течение межповерочного интервала.

5) Абсолютная погрешность измерительного комплекса является случайной величиной.

6) Источником информации о значении объема являются диаграммы регистрирующих приборов, отражающие средние значения за некоторый промежуток времени перепада давления на сужающем устройстве, абсолютного (или избыточного и барометрического) давлений, температуры и компонентного состава природного газа, или вычислители и счетчики количества, измеряющих значения объема по рекомендациям нормативных документов.

3.2. Исходными данными для сведения баланса являются пределы абсолютной погрешности определения объема природного газа с учетом реальных условий эксплуатации узлов учета поставщика и потребителей и изменения компонентного состава природного газа. Для потребителей, не имеющих приборного контроля, используют нормы, определяемые в нормативных документах, регламентирующих правила учета количества газа.

3.3. Измерения объема природного газа с помощью измерительных комплексов с сужающими устройствами регламентируются ГОСТ 8.563.1/3-97 и МИ 2588-2000. Последовательность выполнения измерений изложена в разделе 5 ГОСТ 8.563.1-97 и п.п. 8.1 и 8.3 ГОСТ 8.563.2-97, а также разделе 7 МИ 2588-2000. Исходными данными при выполнении измерений объема газа за сутки являются диаграммы регистрирующих приборов при условии принятия измеряемых величин в качестве «условно-постоянных». Расчет абсолютной погрешности измерений с использованием других средств измерений, зарегистрированных в Государственном реестре, осуществляется на базе их паспортных характеристик и рекомендаций (приложения А, Б и В). Узлы учета поставщика и потребителей подлежат метрологическому контролю и надзору.

4. Методика выполнения измерений и учета объема природного газа

Последовательность измерений объема проводят следующими операциями:

4.1. Формируют исходные данные для выполнения расчетов.

4.2. Выполняют расчеты средних значений абсолютного давления, температуры и перепада давления на сужающем устройстве по планиметрическим числам.

4.3. Рассчитывают объем природного газа за время τij и за сутки по данным приборного контроля.

4.4. Рассчитывают погрешности измерений расхода и объема за сутки или за отчетный период.

4.5. Сводят балансы объема газа, измеренного поставщиком и потребителями за сутки и за отчетный период.

4.1. Формирование исходных данных

4.1.1. При выборе средств измерений для формирования информационных каналов основное внимание уделяют согласованию входных и выходных сигналов в нормированной форме и верхних пределов измерений (приложение А).

По каждому каналу необходимо иметь информацию о верхнем пределе измерений, пределах допускаемой основной приведенной погрешности, типе преобразования выходного сигнала (линейная или квадратичная) и виде диаграммы. Необходимо указать тип планиметра, который используют в зависимости от вида диаграммы и типа выходного сигнала преобразователей.

Для счетчиков количества, типы которых зарегистрированы в Государственном реестре, необходимо иметь технические и метрологические характеристики, указанные в сертификате на счетчик.

4.1.2. Диаграммы суточных записей с отметками времени от начала измерений давления, температуры, перепада давления.

4.1.3. Плотность в стандартных условиях (ρс) и погрешность ее измерения δ(ρс) принимают постоянной за отчетный период.

4.1.4. Комплект технической документации на узел учета по ПР 50.2.022-99 и МИ 2638-2001 содержит следующую информацию:

4.1.4.1. Средний состав природного газа или плотность в стандартных условиях и мольных долях диоксида углерода и азота в течение суток и погрешности их измерения в зависимости от метрологических характеристик информационных каналов по абсолютному давлению, температуре и определению состава и плотности в стандартных условиях. Эта оценка проводится с использованием программного комплекса «ФЛОУМЕТРИКА».

4.1.4.2. Характеристики узла учета:

- внутренний диаметр измерительного трубопровода D20;

- диаметр отверстия диафрагмы d20;

- эквивалентная шероховатость Rш;

- состав местных сопротивлений (первого и второго против направления течения) на длине 100D до СУ и 10D после СУ;

- размер гильзы термометра и место его расположения;

- положение точек отбора давления, температуры, состава и перепада давления.

4.1.4.3. Таблицу из паспорта измерительного комплекса с техническими и метрологическими характеристиками.

4.1.5. При применении в учетных операциях расходомеров и счетчиков различных типов используют их нормированные метрологические характеристики при измерениях объема природного газа с учетом режима работы узла учета.

4.1.5.1 Методика определения относительной и абсолютной погрешностей узлов учета в этом случае изложена в приложении Б.

4.2. Выполнение расчетов средних значений абсолютных давлений, температуры и перепада давления на сужающем устройстве по планиметрическим числам

4.2.1. На основании анализа диаграммных записей выделяют периоды времени τ, в течение которых параметры считают неизменными во времени (условно-постоянными), в соответствии с приложением Г ГОСТ 8.563.1-97.

4.2.2. Проводят планиметрирование в секторах, где промежутки времени соответствуют τ.

4.2.3. В зависимости от типа планиметра по приложению Г ГОСТ 8.563.2-97 находят средние значения абсолютного давления, температуры и перепада давления по времени, где их принимают условно-постоянными величинами.

4.2.4. Определяют промежутки времени (сектор), в течение которых все параметры (абсолютное или избыточное давление, температура и перепад давления) одновременно остаются условно-постоянными - τij. Эти промежутки времени и средние значения параметра фиксируют в табличной форме.

4.3. Расчет объема природного газа за сутки или за отчетный период по данным приборного контроля

4.3.1. Рассчитывают объемы природного газа за заданный промежуток времени τij - (Vij)n и за отчетный период по алгоритмам, изложенным в п. 8.2.3 ГОСТ 8.563.2-97 и разделу 7 МИ 2588-2000, при помощи программного комплекса «ФЛОУМЕТРИКА», либо по показаниям вычислителей или счетчиков.

4.3.2. Вычисляют поправку для i-того узла учета к показаниям ИК за отчетный период, связанную с изменением состава природного газа, вызванную изменением плотности в стандартных условиях

Kc = ρc/(ρc)n.                                                                         (1a)

Вычисляют поправку для i-того узла учета к показаниям ИК за отчетный период, связанную с изменением состава природного газа, вызванную изменением коэффициента сжимаемости

Kz = Kp/K,                                                                             (1б)

где Кр и К коэффициенты сжимаемости, рассчитанные по ГОСТ 30319, соответственно при (ρc)п и ρс.

4.3.3. Объемы, полученные по показаниям на i-том узле учета, корректируются с помощью поправок Кс и Kz:

- для измерительных комплексов с сужающими устройствами

Vij = (Vij)n(Кz/Кc)0,5;                                                              (2а)

- для остальных методов измерений расхода и объема

Vij = (Vij)nКzКcч,                                                                    (2б)

где Ксч = K[(ρc)c, Pi, Ti]/K{[ρci)], Pi, Ti} - поправка, вызванная различием в коэффициентах сжимаемости при среднечасовой [ρс(τi)] и среднесуточной (ρc)c плотности реального газа в стандартных условиях. Для Московской области при Р < 1 МПа, Ксч = 1,002.

4.3.4. Полученные в п. 4.3.3 результаты суммируют и определяют количество природного газа за сутки или за отчетный период Т0 для i-того узла учета потребителя - Vi (приложение В)

                                                                   (3)

Полученный результат Vi - это значения объема за отчетный период по показаниям i-того узла учета в результате приборного контроля у потребителя.

4.3.5. Объем газа, отпущенного поставщиком за отчетный период вычисляют как сумму объемов за отчетный период каждого узла учета поставщика (k - номер узла учета поставщика) по формуле

                                                                     (4)

4.4. Расчет погрешности измерений расхода и объема за сутки или за отчетный период

4.4.1. В каждом секторе τij определяют абсолютную погрешность измерений объема ∆Vi по данным паспорта на узел учета в зависимости от величины перепада давления (нагрузки на узел учета). Абсолютную погрешность рассчитывают либо с использованием программного комплекса «ФЛОУМЕТРИКА» в режиме обратного расчета, либо линейной интерполяцией паспортных данных на узел учета. В приложении Е даны рекомендации по порядку выполнения линейной интерполяции. В приложении В приведена методика расчета погрешности за сутки.

4.4.2. Значение абсолютный погрешности узла учета за отчетный период определяется суммированием в зависимости от количества суток в периоде Т0.

4.4.3. Абсолютная погрешность поставщика определяется суммированием абсолютных погрешностей каждого k-того узла учета поставщика за отчетный период по формуле

                                                                 (5)

4.5. Сведение баланса объема газа, измеренного поставщиком и потребителями за сутки или за отчетный период

4.5.1. Определяют значение небаланса ∆Vнб в пределах УСГР за отчетный период

                                             (6)

где Vnc и (Vnm)i - соответственно объем поставщика из п. 4.3.5 (формула 4) и потребителя из п. 4.3.4 (формула 3); Vбу - значение количества, назначаемое для бесприборного учета и определяемое в соответствии с нормативными документами Мособлгаза и Мосгаза.

4.5.1.1. Условием баланса является

                                  (7)

где (Vnc)y и (Vnm)iy результаты учета соответственно поставщика и потребителей. Здесь возможны два варианта:

- показания узла учета поставщика не корректируют в соответствии с «Правилами поставки газа в РФ» (Vnc)y = Vnc;

- показания узла учета поставщика корректируют в соответствии с «Правилами учета газа» (Vnc)y определяют по данным п. 4.5.6.

4.5.2. Определяют постоянную ГРС по формуле

                                                        (8)

4.5.3 Определяют значение результата учета

(Vnm)iy = knmi(Vnm)i,                                                               (9)

где корректирующий коэффициент, отражающий наличие погрешности в результатах измерений ИК потребителей,

kптi = 1 + Агрсδптi/100.

Значения относительной погрешности i-того ИК за отчетный период, %

δптi = (∆Vnm)i100/(Vnm)i,

где (∆Vnm)i - абсолютная погрешность i-того ИК за отчетный период, тыс. м3.

4.5.4. Проверка отсутствия в небалансе компонентов объема бесприборного контроля, который распределяют между участниками приборного контроля.

4.5.4.1. Определение оптимального значения αопт.

4.5.4.1.1. Определяют максимальное значение корректирующего коэффициента среди всех потребителей

                             (10)

где (∆Vнб)1 = 0,25Σ(∆Vnm)j. Значение фактора α отражает оценку формы распределения небаланса между потребителями за отчетный период, которое заключено между 1 (корректирующий коэффициент прямо пропорционален погрешности по паспортным данным ИК) и 2 (корректирующий коэффициент определяют по принципу максимального правдоподобия, который приводит к «методу наименьших квадратов»).

4.5.4.1.2. Из равенства (10) определяют такое значение α, которое придает значениям max(knmi) минимальное значение. Это значение является оптимальным αопт.

4.5.4.2. Определение максимального небаланса (∆Vнб)доп, распределение которого не содержит части объема бесприборного контроля, который распределяют между участниками приборного контроля.

4.5.4.2.1. Определяют минимальное значение корректирующего коэффициента, отражающего наличие погрешности в ИК, среди всех потребителей при значении α = αопт

                     (11)

4.5.4.2.2. Из равенства (11) определяют такое значение (∆Vнб)jk, которое приводит к выполнению условия при значении невязки ε = 5 · 10-4

                            (12)

Значение (∆Vнб)j = (∆Vнб)jk = (∆Vнб)доп, при котором выполняется условие (12) является предельно допускаемым значением небаланса, при котором небаланс не содержит части объема бесприборного контроля, который распределяют между участниками приборного контроля.

4.5.5. Значение объема бесприборного контроля, при котором небаланс не содержит части объема бесприборного контроля, который распределяют между участниками приборного контроля, обозначается (Vбу)доп и определяют из равенства

                                (13)

4.5.6. Если Vбу - (Vбу)доп < 0, то баланс сводят по первому варианту п. 4.5.1.1, когда показания узла учета поставщика не корректируют в соответствии с «Правилами поставки газа в РФ» баланс сводится по п. 4.5.1 ÷ 4.5.3.

Если Vбу - (Vбу)доп > 0, то:

1) баланс сводят по п. 4.5.1 ÷ 4.5.3 при Vбу = (Vбу)доп и (Vпс)y = Vпс;

2) баланс сводится по второму варианту п. 4.5.1.1, если (∆Vнб)доп < ∆Vнб показания узла учета поставщика корректируют в соответствии с «Правилами учета газа»

(Vпс)y = Vпс - [Vбу - (Vбу)доп].                                                (14)

Проверяют выполнение условия

[Vбу - (Vбу)доп] - ∆Vnc 0.                                                     (15)

Если условие (15) выполнено, то небаланс сводят при Vпс = (Vпс)y и (Vбу)доп, которые подставляют в формулу (6). Баланс сводят по п. 4.5.1 ÷ 4.5.3.

Если условие (∆Vнб)доп < ∆Vнб не выполнено, то выполняют работы по исключению такого положения.

4.5.7. Результаты расчета объема природного газа за отчетный период представляют в соответствии с рекомендациями СТ СЭВ 543-77, МИ 1317-86 и п. 8.4.6 ГОСТ 8.563.2-97, изложенными в приложении Г.

4.5.8. Примеры оценки пределов абсолютной погрешности узлов учета и примеры сведения балансов даны в приложении В.

Приложение А

ФОРМИРОВАНИЕ ПАРАМЕТРОВ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ КАНАЛОВ

(Типовые примеры)

А.1. Канал по измерениям избыточного давления (с указанием условий измерений, соответствующих основной относительной приведенной погрешности, и рабочих условий):

- Манометр самопишущий избыточного давления. Например, манометр с трубчатой пружиной самопишущий типа МТС-711 с верхним пределом измерений (Pи)в, основной относительной приведенной погрешностью δ1, линейной шкалой и диафрагменными дисками ДН250 (ГОСТ 7826-65) с оцифрованной линии отсчета от 0 до 100 %.

- Преобразователь избыточного давления с вторичным прибором. Например, манометр Сапфир ДИ с верхним пределом измерений pв1, основной относительной приведенной погрешностью δ1, выходным сигналом в нормированной форме (0...5 мА) и вторичный прибор ДИСК-250 с входным сигналом (0...5 мА), верхним пределом измерений pв1, основной относительной приведенной погрешностью δ2, линейной шкалой и диафрагменными дисками ДR-250 ГОСТ 7826-82 с оцифрованной линии отсчета от 0 до 100 %.

А.2. Канал по измерениям перепада давления (с указанием условий измерений, соответствующих основной относительной приведенной погрешности, и рабочих условиях):

- Дифманометр самопишущий. Дифманометр-расходомер самопишущий типа ДСС*, основной относительной приведенной погрешностью δ1, квадратичной шкалой, на избыточное давление (Pи)в и диафрагменными дисками ДR-250 ГОСТ 7826-82 с оцифрованной линии отсчета от 0 до 100 %.

Примечание* - В соответствии с ГОСТ 8.563.1...3-97 для коммерческих учетов его аттестуют как перепадомер с верхним пределом измерений, соответствующим квадратному корню из перепада давления ∆рв, на который настраивают прибор при поверке.

- Дифманометр-перепадомер самопишущий типа ДСС с верхним пределом измерений ∆рв, основной относительной приведенной погрешностью δ1, линейной шкалой, на избыточное давление (Ри)в и диафрагменными дисками ДR-250 ГОСТ 7826-82 с оцифрованной линии отсчета от 0 до 100 %.

- Преобразователь перепада давления с вторичным прибором.

- Дифманометр мембранный типа ДМ с верхним пределом измерений ∆pв, основной относительной приведенной погрешностью δ1 и вторичным прибором КСД2, КСД3, ЭПИД и др. с верхним пределом измерений ∆рв*, основной относительной приведенной погрешностью δ1, линейной шкалой, на избыточное давление (Pи)в и диафрагменными дисками ДR-250 ГОСТ 7826-82 с оцифрованной линии отсчета от 0 до 100 %.

Примечание* - При наличии у вторичного прибора (КСД2, КСД3, ЭПИД и др.) степенной шкалы следует использовать только квадратичную, что проверяют по заводскому клейму на лекале или при поверке, а верхний предел измерений указывают в виде корня квадратного из перепада давления, по которому поверен прибор.

- Дифманометр Сапфир ДД с верхним пределом измерений Dpв1, основной относительной приведенной погрешностью δ1, выходным сигналом в нормированной форме (0...5 мА) и вторичный прибор ДИСК-250 с входным сигналом (0...5 мА), верхним пределом измерений pв1, основной относительной приведенной погрешностью δ2, линейной шкалой и диафрагменными дисками ДR-250 ГОСТ 7826-82 с оцифрованной линии отсчета от 0 до 100 %.

А.3. Канал по измерениям температуры (с указанием условий измерений, соответствующих основной относительной приведенной погрешности, и рабочих условиях). Канал отличается большим разнообразием, начиная от промышленного ртутного термометра, который помещают в гильзу, и заканчивая сложными измерительными цепями - термопреобразователь различного типа, нормирующий преобразователь и вторичный прибор, или термопреобразователь и вторичный прибор с линейной (или квадратичной) шкалой.

А.4. Для всех измерительных каналов обязательными требованиями являются:

- проверка на совпадение верхних пределов измерений у первичного и вторичного преобразователей;

- при наличии нормированных сигналов выходной сигнал первичного преобразователя совпадает с входным сигналом вторичного прибора;

- указание типа (пропорциональный, корневой или полярный) планиметра, его марки и технических характеристик (тип диаграммы, который обрабатывают планиметром, допустимой погрешности и расчетный отсчет). В приложении Д приведена необходимая информация по планиметрам (по инструкции гД4.004.000 РЭ);

- выделение установленного промежутка времени τ, в течение которого параметр можно трактовать как условно-постоянную величину, среднее значение которого определяют планиметрированием соответствующей диаграммы по секторам, равным установленному промежутку времени τ. При этом следует руководствоваться приложением Г ГОСТ 8.563.2-97.

Приложение Б

Методика определения погрешности измерения объема в реальных условиях эксплуатации узлов учета с первичными преобразователями расхода различного типа

Б.1. Метрологические характеристики измерительных комплексов, указанные в сертификате, изменяются в реальных условиях эксплуатации благодаря отсутствию на стадии сертификации информации о погрешностях определения плотности в стандартных δρс и рабочих δρ условиях. Это связано с тем, что формулы по расчету относительной погрешности объема в стандартных условиях в общем случае имеют вид:

- для измерительных комплексов с сужающими устройствами

δVc = [δсч2 + 0,25*(δρc2 + δρ2)]0,5,                                        (Б.1а)

- для остальных методов измерений расхода и объема

δVc = [δсч2 + δρc2 + δρ2]0,5.                                                   (Б.1б)

Погрешность счетчика δсч определяют градуировкой и включают в сертификат на счетчик или расходомер (для измерительных комплексов с сужающими устройствами погрешность счетчика определяют расчетным путем по ГОСТ 8.563.2-97 и МИ 2588-2000), а погрешности плотности в стандартных и рабочих условиях зависят от среднесуточного состава природного газа и его влагосодержания и диапазонов изменения абсолютного давления и температуры, которые не могут входить в состав сертификата, так как условия эксплуатации и изменения состава природного газа и его влагосодержания не могут оставаться постоянными, а конкретном узле учета изменяются в некоторых пределах, неизвестных на стадии сертификации расходомера, вычислителя или счетчика.

Формулу (Б.1а) распространяют на метод переменного перепада давления с сужающими устройствами.

Формулу (Б.1б) распространяют на расходомеры и счетчики с первичными преобразователями турбинного, ротационного, барабанного, вихревого, ультразвукового, кориолисового, корреляционного и других типов.

Принципиально возможно задать величину договорной средней плотности в стандартных условиях (ρс)n и погрешность ее определения δ(ρc)n по сертификату на поставляемый газ. В этом случае появляется возможность использовать эти результаты при сертификации счетчиков и расходомеров, но этого в настоящее время не делают. В сертификате на счетчик отражают только относительную погрешность счетчика или расходомера, полученную при градуировке и округленную до значения из нормального ряда.

Б.2. Рассмотрим методику определения относительной и абсолютной погрешностей измерительных комплексов в реальных условиях эксплуатации.

Б.2.1 Проводят расчет погрешности плотности в рабочих условиях по рекомендациям ГОСТ 30319.0/3-96 и ГОСТ 8.563.2-97, с учетом задания договорной средней плотности в стандартных условиях и ее относительной погрешности:

δρc = δ(ρc)n,                                                                          (Б.2)

δρ = [δ(ρc)n2 + pδpa)2 + (θtδt)2 + (θKδK)2]0,5.                     (Б.3)

Функции влияния погрешностей абсолютного давления θр, температуры θt и коэффициента сжимаемости θК и относительную погрешность плотности в рабочих условиях δρ оценивают по результатам расчета по ГОСТ 30319.0/3-96 или программного комплекса ФЛОУМЕТРИКА.

Б.2.2 Относительную погрешность узла учета рассчитывают по равенствам (Б.1а) или (Б.1б) в зависимости от технических и режимных характеристик, указанных в сертификате при утверждении типа (при сертификации счетчика), или в реальных диапазонах изменения абсолютного давления, температуре и компонентном составе природного газа при оценке погрешности узла учета в реальных условиях эксплуатации.

Б.3. Комплект технической документации на узел учета в реальных условиях эксплуатации приведен в разделе Б.5.

Б.4. Рекомендуемая форма выходного документа для счетчиков количества приведена в разделе Б.6.

Б.5. Комплект технической документации на измерительный комплекс с сужающим устройством в реальных условиях эксплуатации по ПР 50.2.022-99 и МИ 2638-2001.

(заполняют на ПК ФЛОУМЕТРИКА)

Паспорт измерительного комплекса для измерительного трубопровода ____________

Среда в трубопроводе

Среда в трубопроводе..................................................................................... природный газ

Заданный предел допускаемой погрешности измерений расхода, % _________________

1. Состав измерительного комплекса

1.1. Среднее значение внутреннего диаметра измерительного трубопровода при температуре _________________________ °С, мм ________________________________

1.2. Среднее значение внутреннего диаметра измерительного трубопровода при температуре 20 °С, мм _______________________________________________________

1.3. Наибольшее отклонение от среднего диаметра в контролируемых сечениях, мм ___________________________________________________________________________

1.4. Материал трубопровода __________________________________________________

1.5. Температурный коэффициент линейного расширения материала трубопровода при температуре измерений диаметра, 1/°С:

от ________________________________ до ______________________________________

1.6. Эквивалентная шероховатость стенок трубопровода, мм _______________________

1.7. Сужающее устройство ____________________________________________________

1.8. Средний диаметр отверстия сужающего устройства при температуре 20 °С ___________________________________________________________________________

1.9. Наибольшее отклонение от среднего диаметра, мм ____________________________

1.10. Относительное отверстие сужающего устройства: от ___________ до ___________

1.11. Материал сужающего устройства _________________________________________

1.11.1. Температурный коэффициент линейного расширения материала СУ - при температуре измерений диаметра, 1/°С:

от _________________________________ до _____________________________________

1.12. Коэффициент расхода при верхнем пределе измерений:

от _________________________________ до _____________________________________

1.13. Смещение оси входного торца диафрагмы относительно оси измерительного трубопровода, мм ___________________________________________________________

1.14. Смещение оси выходного торца диафрагмы относительно оси измерительного трубопровода, мм ___________________________________________________________

1.15. Коэффициент расширения среды: от __________________ до __________________

1.16. Межповерочный интервал диафрагмы, лет __________________________________

1.17. Термопреобразователь __________________ класс точности ___________________

1.18. Заводской № ___________________________________________________________

1.19. Дата последней поверки _________________________________________________

1.20. Вторичный прибор измерений температуры ________________________________

класс точности ______________________________________________________________

1.21. Заводской № ___________________________________________________________

1.22. Дата последней поверки _________________________________________________

1.23. Преобразователь избыточного давления ____________________________________

класс точности ______________________________________________________________

1.24. Заводской № ___________________________________________________________

1.25. Дата последней поверки _________________________________________________

1.26. Вторичный прибор измерений давления ____________________________________

класс точности ______________________________________________________________

1.27. Заводской № ___________________________________________________________

1.28. Дата последней поверки _________________________________________________

1.29. 1-й преобразователь разности давления ____________________________________

класс точности ______________________________________________________________

1.30. Заводской № ___________________________________________________________

1.31. Дата последней поверки _________________________________________________

1.32. 2-й преобразователь разности давления ____________________________________

класс точности ______________________________________________________________

1.33. Заводской № ___________________________________________________________

1.34. Дата последней поверки _________________________________________________

1.35. Промежуточный преобразователь разности давления _________________________

класс точности ______________________________________________________________

1.36. Заводской № ___________________________________________________________

1.37. Дата последней поверки _________________________________________________

1.38. Вторичный прибор измерений давления ____________________________________

класс точности ______________________________________________________________

1.39. Заводской № ___________________________________________________________

1.40. Дата последней поверки _________________________________________________

Примечание

Для характеристики любого преобразователя указывают тип, модификацию, верхний предел измерений и класс точности по Госреестру средств измерений

2. Схема первичного преобразователя

В схеме первичного преобразователя указывают: состав измерительного трубопровода до сужающего устройства, расстояния между сужающим устройством и первым местным сопротивлением (в мм и числе диаметров D), тип первого местного сопротивления, расстояние между первым и вторым местными сопротивлениями (в мм и числе диаметров D), расстояния между сужающим устройством и местным сопротивлением после сужающего устройства (в мм и числе диаметров D), точки отбора давления и разности давления.

3. Диапазоны изменения контролируемых параметров

3.1. Расход,............................................................. от ______________ до ______________

3.2. Состав природного газа наименьшей плотности (либо наименьшая плотность в стандартных условиях и молярные доли диоксида углерода и азота) и их погрешности

3.3. Состав природного газа наибольшей плотности (либо наибольшая плотность в стандартных условиях и молярные доли диоксида углерода и азота) и их погрешности

3.4. Плотность в стандартных условиях, кг/м3......................... от _________ до ________

3.5. Температуре среды, °С...................................... от _____________ до _____________

3.6. Абсолютное давление на входе в сужающее устройство (указать размерность)................................................................................................................................................... от _____________ до _____________

3.7. Атмосферное давление (указать размерность) от _____________ до _____________

3.8. Плотность в рабочих условиях, кг/м3............... от _____________ до _____________

3.9. Показатель адиабаты......................................... от _____________ до _____________

3.10. Коэффициент динамической вязкости (указать размерность)................................................................................................................................................... от _________________________________________ до _____________________________

3.11. Оценка реализуемого предела погрешности измерения расхода (по МИ 2634-2001)............................................................................ от ______________ до ____________

3.12. Оценка реализуемого предела погрешности измерений количества (по МИ 263 4-2001)........................................................................... от ______________ до ___________

4. Технические и метрологические характеристики измерительного комплекса

Перепад на сужающем устройстве, размерность

Расход, м3 в стандартных условиях

Средний относительный расход

Предел абсолютной погрешности м3 за час

Предел относительной погрешности

#1                                        ∆pв

от...... до....

 

 

 

 

от...... до....

 

 

 

pmin

от...... до....

 

 

 

 

от...... до....

 

 

 

!

от...... до....

 

 

 

Примечание. Таблицу составляют для каждого верхнего предела измерений дифманометра (номер дифманометра стоит за значком #). Минимальный перепад давления (∆рmin) определяют по МИ 2634-2001. Значок «!» указывает на перепад давления, соответствующий минимально допускаемому значению расхода при минимальном числе Рейнольдса.

Акт измерений внутреннего диаметра измерительного трубопровода и сужающего устройства составляют по форме, рекомендованной МИ 2638-2001.

Форма паспорта на сужающее устройство соответствует приложению Б ПР 50.2.022-99.

Б.6. Рекомендуемая форма выходного документа для счетчиков.

ГОССТАНДАРТ РОССИИ

ФГУП ВНИИМС

МЕТРОЛОГИЧЕСКАЯ ЭКСПЕРТИЗА
узла учета природного газа в реальных условиях эксплуатации

№ 106/0001-01

На экспертизу представлена документация на узел учета № 0001, установленный на предприятии ЗАО «Истра-хлебопродукт». Рабочий проект РП 00/109 ГВС

Состав узла учета и его технические характеристики:

1. Тип первичного преобразователя расхода газа - турбинный FLUXI NMTZ G250.

Номер по Госреестру 14350-98.

Фирма-изготовитель - Шлюмберже.

Диапазоны измерений объема: от 20 до 80 м3/ч,

                                                           от 80 до 400 м3/ч.

Верхний предел измерений счетчика (Vс)в     400 м3/ч.

Заводской № СЕ 465578. Дата последней поверки 30.06.2000 г.

Относительная погрешность объема в диапазоне расходов δVnn:

от 20 до 80 м3/ч                        ±2 %,

от 80 до 400 м3/ч                      ±1 %.

Расстояние от датчика до первого местного сопротивления, мм 303,5.

Тип первого местного сопротивления - задвижка.

Внутренний диаметр трубопровода перед датчиком, мм - 99,7.

2. Тип корректора - SEVC-D. Номер по Госреестру 13840-99.

Фирма-изготовитель - Шлюмберже.

Относительная погрешность коррекции объема δVк                           ±0,5 %.

Заводской № ЕР 010410. Дата последней поверки 30.08.2000 г.

Нормируемый диапазон измерений:

температуры газа                                                                     от -20 до +50 °С;

абсолютного давления                                                            от 2 до 10 бар.

Основная относительная приведенная погрешность:

канала измерений абсолютного давления                            ±0,3 %;

канала измерений температуры                                             ±0,1 %.

Тип датчика температуры                                                       Pt 1000.

В соответствии с приложением Б МИ 2578-2003 и ПР 50.2.019-96 технические и метрологические характеристики узла учета определяют с учетом допускаемого диапазона изменения состава природного газа и режимных показателей при эксплуатации узла учета, которые задает газоснабжающая организация в Московской области.

Диапазоны изменения параметров по рекомендациям ГУП «Мособлгаз»:

- диапазон изменения абсолютного давления 1,8 ÷ 12,4 кг/см2;

- диапазон изменения температуры - 10 ÷ +30 °С;

- диапазон изменения плотности в стандартных условия по сертификату Поставщика 0,676 ÷ 0,678 кг/м3;

- договорные данные:

- плотность в стандартных условиях (ρc)n = 0,676 кг/м3 с относительной погрешностью δ(ρc)п = ±2 %;

- молярные доли: диоксида углерода - 0,023 % с относительной погрешностью ±5 %; азота - 0,820 % с относительной погрешностью ±5 %.

Значения погрешностей узла учета в реальных условиях эксплуатации рассчитаны по ГОСТ 30319, рекомендаций ГУП «Мособлгаз» и по данным сертификата Поставщика на поставленный газ.

Заключение метрологической экспертизы

Таблица

Метрологические характеристики узла учета в реальных условиях эксплуатации в Московской области по приложению Б МИ 2578-2003

(диапазон изменения температуры газа от -20 до +50 °С)

Ра, бар

Пределы относительной погрешности плотности, ±δρ, %

Пределы максимальной погрешности измерений объема за час

Расход от 20 до 80 м3

Расход от 80 до 400 м3

Пределы абсолютной погрешности, ±Vс, м3

Пределы относительной погрешности ±δVc, %

Пределы абсолютной погрешности, ±Vс, м3

Пределы относительной погрешности ±δVc, %

2

2,53

15,31

3,83

13,65

3,41

3

2,28

14,67

3,67

12,93

3,23

4

2,19

14,45

3,61

12,68

3,17

5

2,16

14,38

3,59

12,60

3,15

6

2,15

14,35

3,59

12,57

3,14

7

2,15

14,35

3,59

12,57

3,14

8

2,15

14,35

3,59

12,57

3,14

9

2,16

14,38

3,59

12,60

3,15

10

2,17

14,40

3,60

12,62

3,16

Относительная погрешность узла учета - δVc = [δVсч2 + δ(ρс)n2 + δρ]0,5, где погрешность счетчика с корректором - δVсч = [δVnn2 + δVк2]0,5.

Погрешность плотности в рабочих условиях δρ определяют расчетом по ГОСТ 30319 с применением метода расчета коэффициента сжимаемости по формулам GERG-91 модифицированный.

Абсолютная погрешность определена по формуле

Vc = 0,01(Vс)вδVc.

М.П.

Начальник подразделения

«__» _________________ 200_ г.

Приложение В

РАСЧЕТ КОЛИЧЕСТВА ПРИРОДНОГО ГАЗА И АБСОЛЮТНОЙ ПОГРЕШНОСТИ ЕГО ИЗМЕРЕНИЙ ЗА СУТКИ И ОТЧЕТНЫЙ ПЕРИОД И ПРИМЕРЫ СОСТАВЛЕНИЯ БАЛАНСА

(ПРИМЕРЫ)

ПРИМЕР В.1

В.1.1. Исходные данные (узел учета поставщика).

В.1.1.1 Состав информационных каналов (в соответствии с требованиями приложения А).

- Канал по измерениям температуры:

Первичный измерительный преобразователь - термометр сопротивления, ТСП, градуировка 100П, класс точности - В.

Вторичный прибор - ДИСК-250, диапазон измерений 0 - 50 °С, класс точности по показаниям и записи 1,0. Дисковая диаграмма ДR-250 ГОСТ 7826-82 с оцифрованной линии отсчета от 0 до 100 %. Планиметр пропорциональный ППр-1, основная приведенная погрешность ±0,2 %.

- Канал по измерениям давления:

Первичный измерительный преобразователя - преобразователь избыточного давления САПФИР 22М-ДИ, верхний предел измерений 0,6 МПа, основная приведенная погрешность - 1,0 %.

Вторичный прибор - ДИСК-250, диапазон измерения 0 - 0,6 МПа, класс точности по показаниям и записи - 1,0. Дисковая диаграмма ДR-250 ГОСТ 7826-82 с оцифрованной линии отсчета от 0 до 100 %. Планиметр пропорциональный ППр-1, основная приведенная погрешность ±0,2 %.

- Канал по измерениям перепада давления - преобразователь перепада давления САПФИР 22М-ДД 2410, верхний предел измерений 1 кПа, основная приведенная погрешность - 0,5 %.

Вторичный прибор - ДИСК-250, верхний предел измерения 1,0 кПа, класс точности по показаниям и записи - 1,0. Дисковая диаграмма ДR-250 ГОСТ 7826-82 с оцифрованной линии отсчета от 0 до 100 %. Планиметр пропорциональный ППр-1, основная приведенная погрешность ±0,2 %.

В.1.1.2. Установленное время в секторе τi (п. 4.2), (см. табл. В.1а).

В.1.1.3. Средние абсолютное давление (Pабс)i, температура ti и перепад давления ∆рi в секторе τi (п. 4.4) (см. табл. В.1а).

Таблица В.1а

№ п/п

τi, час

(Pабс)i, Па

ti, град. С

рi, Па

1

12

400000

14

950

2

8

450000

12

650

3

4

500000

10

150

В.1.1.4. Технические и метрологические характеристики измерительного комплекса из паспорта узла учета поставщика

Таблица В.2а

Перепад на СУ, Па

Расход в стандартных условиях, м3

Средний относит. расход, %

Измерения количества за час

 

 

 

Предел абс. погрешности ∆, м3 ст. усл.

Предел относит. погр. δ, %

#1 > 1000,0

1878,2... 2099,5

100

21,5

1,08

800,00

1680,0... 1878,0

89,45

19,5

1,10

650,00

1514,4... 1692,9

80,63

18,0

1,12

500,00

1328,3... 1484,8

70,72

16,6

1,18

350,00

1111,3... 1242,3

59,17

15,4

1,31

250,00

939,20... 1049,9

50,01

15,1

1,52

150,00

727,41... 813,15

38,73

16,4

2,13

100,00

593,85... 663,85

31,62

18,7

2,98

72,266

504,76... 564,27

26,88

21,4

4,00

50,000

419,79... 469,28

22,35

* 25,3

* 5,68

20,000

265,38... 296,67

14,13

* 39,4

* 14

10,000

187,57... 209,69

9,99

* 55,6

* 28

3,0000

102,63... 114,72

5,46

* 101

* 43

2,1834

87,557... 97,867

4,66

* 136

* > 100

Значок с цифрой #1 означает границу начала действия преобразователя, значение верхнего предела измерения перепада которого указана справа от цифры; значок > отмечает заданный перепад давления; знак * - указывает на область, где погрешность превышает допустимое значение.

В.1.1.5. Состав природного газа за сутки (в скобках приведена погрешность определения компонентного состава):

метан - 97,79 (2,1); этан - 0,14 (4,3); пропан - 0,05 (4,6); н-бутан - 0,04 (4,6); азот - 0,94 (3,6); диоксид углерода - 1,04 (8,8).

Значение Кс = 1.

В.1.1.6. Диаметр измерительного трубопровода при 20 °С, D20 = 200,00 мм.

В.1.1.7. Диаметр диафрагмы при 20 °С, d20 = 98,555 мм.

В.1.1.8. Эквивалентная шероховатость трубопровода, Rш = 0,22 мм.

В.1.1.9. Материал: трубопровода - Сталь 25; диафрагмы - 12Х18Н10Т.

В.1.1.10. Межповерочный интервал τпп, лет - 1.

В.1.2.1. Методика выполнения измерений объема природного газа за сутки.

В.1.2.1.1. Расчет объема природного газа и погрешности его измерения по секторам по алгоритмам, изложенным в ГОСТ 8.563.1-97 (раздел 5) или МИ 2588-2000 (раздел 7).

Результаты расчета за сутки приведены в табл. В.3а.

Таблица В.3а

№ сектора (из табл. В.1а)

1

2

3

Расход за время τi, q0, м3/ч ст. усл

1820,00

1604,04

817,086

Объем за время τi, Vi, м3 ст. усл.

21839,8

12832,3

3268.34

δi = (∆Vi/Vi)100 %

1,08

1,11

2,11

Vi = δiVi/100, м3 ст. усл.

235,87

142,4

68,96

В.1.2.1.2. Расчет объема природного газа за сутки (по п. 4.3)

VΣ = ΣVi ≈ 37940 м3 ст. усл.

В.1.2.1.3. Расчет абсолютной суточной погрешности узла учета (по п. 4.4)

Vnc = Σ∆Vi = 447,23 ≈ 447 м3 ст. усл.

В.1.2.2. Исходные данные (узел учета потребителя)

В.1.2.2.1. Состав информационных каналов (в соответствии с требованиями приложения А).

- Канал по измерениям температуры:

- Термометр манометрический самопишущий, жидкостной типа ТЖС-711 с диапазоном измерений 0 - 50 °С и классом точности по показанию и записи - 2; Дисковая диаграмма по ГОСТ 7826-63 и абсолютной погрешностью хода диаграммы от синхронного микродвигателя ±3 мин за 24 часа.

- Канал по измерениям давления:

- Манометр самопишущий избыточного давления. Например, манометр с трубчатой пружиной самопишущий типа МТС-711 с верхним пределом измерений избыточного давления (Pи)н = 6 кг/см2, основной относительной приведенной погрешностью по показаниям и записи δ1 = 1,5 %, линейной шкалой и диафрагменными дисками ДН250 (ГОСТ 7826-65) с оцифрованной линии отсчета от 0 до 100 %. Планиметр пропорциональный ПП-1, допускаемая погрешность ±0,2 %.

Канал по измерениям перепада давления - дифманометр-расходомер ДСС-711-М1 с верхним пределом измерений по перепаду давления 10 кПа, с квадратичной шкалой по перепаду давления с классом точности по показаниям и записи - 1,5 %. Дисковая диаграмма ДR-250 ГОСТ 7826-82 с оцифрованной линии отсчета от 0 до 100 %. Планиметр пропорциональный ППр-1, допускаемая погрешность ±0,2 %.

В.1.2.2.2 Установленное время в секторе τi (п. 4.2), (см. табл. В.1б).

В.1.2.2.3. Средние абсолютное давление (Рабс)I, температура ti и перепад давления ∆рi в секторе τi (п. 4.4) (см. табл. В.1б).

Таблица В.1б

№ п/п

τi, час

(Рабс)i, кг/см2

ti, град. С

рi, кПа

1

12

3,900

14

9,40

2

8

4,400

12

6,40

3

4

5,000

10

14,5

В.1.2.2.4. Технические и метрологические характеристики измерительного комплекса из паспорта на узел учета потребителя.

Таблица В.

Перепад на СУ, КПа

Расход в стандартных условиях, м3

Средний относит. расход, %

Измерения количества за час

 

 

 

Предел абс. погрешности ∆, м3 ст. усл.

Предел относит. погр. δ, %

#1 > 10,000

1881,1... 2102,6

100

23,1

1,16

8,000

1685,0... 1883,4

89,57

21,6

1,21

6,500

1520,5... 1699,5

80,83

20,5

1,27

5,000

1335,0... 1492,1

70,97

19,8

1,40

3,500

1118,3... 1249,8

59,44

19,8

1,67

2,500

945,68... 1057,0

50,27

21,0

2,10

1,500

733,05... 819,34

38,97

24,8

3,19

1,169

647,41... 723,62

34,42

27,4

4,00

1,000

598,74... 669,23

31,83

* 29,4

* 4,63

0,500

423,53... 473,39

22,51

* 40,7

* 9,08

0,200

267,92... 299,46

14,24

* 64,0

* 22,6

0,100

189,46... 211,77

10,07

* 90,4

* 45,1

0,030

103,78... 116,00

5,52

* 165

* > 100

Значок с цифрой #1 означает границу начала действия преобразователя, значение верхнего предела измерений перепада которого указана справа от цифры; значок > отмечает заданный перепад давления; знак * - указывает на область, где погрешность превышает допускаемое значение.

В.1.2.2.5. Состав природного газа за сутки (в скобках приведена погрешность определения компонентного состава):

метан - 97,79 (2,1); этан - 0,14 (4,3); пропан - 0,05 (4,6); н-бутан - 0,04 (4,6); азот - 0,94 (3,6); диоксид углерода - 1,04 (8,8).

Значение Кс = 1.

В.1.2.2.6. Диаметр измерительного трубопровода при 20 °С, D20 = 200,00 мм.

В.1.2.2.7. Диаметр диафрагмы при 20 °С, d20 = 56,857 мм.

В.1.2.2.8. Эквивалентная шероховатость трубопровода, Rш = 0,22 мм.

В.1.2.2.9. Материал:    трубопровода - Сталь 25;

                                           диафрагмы - 12Х18Н10Т.

В.1.2.2.10. Межповерочный интервал τnn - 1 год.

В.1.2.3. Методика выполнения измерений объема природного газа за сутки

В.1.2.3.1. Расчет объема природного газа и погрешности его измерений по секторам по алгоритмам, изложенным в ГОСТ 8.563.1-97 (раздел 5) или МИ 2588-2000 (раздел 7).

Результаты расчета за сутки приведены в табл. В.3б.

Таблица В.3б

№ сектора (из табл. В.1б)

1

2

3

Расход за время τi, q0, м3/ч ст. усл

1790,38

1594,56

817,670

Объем за время τi, Vi, м3 ст. усл.

21484,5

12756,5

3270,68

δi = (∆Vi/Vi)100 %

1,19

1,26

3,19

Vi = δiVi/100, м3 ст. усл.

255,67

160,73

104,33

В.1.2.3.2. Расчет объема природного газа за сутки (по п. 4.3)

VΣ = ΣVi ≈ 37509, м3 ст. усл.

В.1.2.3.3 Расчет абсолютной суточной погрешности узла учета

Vnm = Σ∆Vi 521, м3 ст. усл.

В.1.2.3.4. Расчет предельной суммарной абсолютной погрешности

(∆Σ)доп = ∆Vnm + ∆Vnc = 968, м3 ст. усл.

В.1.3. Расчет величины небаланса

Vнб = Vnc - Vnm = 431, м3 ст. усл.

В.1.4. Определение корректирующего коэффициента потребителя (α = 1)

knm = 1 + {∆Vnm/[∆Vnm + ∆Vnc]}∆Vнб/Vnm = 1,00618.

В.1.5. Объем учитываемого газа потребителя за сутки

(Vnm)y = knmVnm = 37740,81 м3 в ст. усл.

В.1.6. Формирование результата учитываемого объема

1) Относительная погрешность определения объема δnm

δnm = ∆Vnm100/Vnm = 1,39 %.

2) Количество значащих цифр по формуле 8.1 ГОСТ 8.563.2-97

N = 4 - lg(2K · δ) = 4 - lg(2 · 3 · 1,39) = 4 - 0,921 = 3,08.

3) После округления получаем N = 3.

4) Результат по объему (Vnm)y = 37700 м3 в ст. усл.

В.1.7. Проверка сходимости баланса

В.1.7.1. Определение корректирующего коэффициента поставщика (α = 1)

knc = 1 - {Vnc/[∆Vnm + ∆Vnc]}∆Vнб/Vnc = 0,99475.

В.1.7.2. Объем учитываемого газа поставщика за сутки

(Vnc)y = kncVnc = 37740,82 м3 в ст. усл.

В.1.7.3. Формирование результата учитываемого объема.

1) Относительная погрешность определения объема δпс

δnc = ∆Vnc100/Vnc = 1,18 %.

2) Количество значащих цифр по формуле 8.1 ГОСТ 8.563.2-97

N = 4 - lg(2К · δ) = 4 - lg(2 · 3 · 1,18) = 4 - 0,850 = 3,15.

3) После округления получаем N = 3.

4) Результат по объему (Vnc)y = (Vnm)y = 37700 м3 в ст. усл.

Баланс сходится к нулю.

ПРИМЕР В.2

Контрольный пример по сведению баланса на УСГР с ГРС Егорьевск

В.2.1. Формируем исходную информацию о составе УСГР с ГРС Егорьевск в январе 2002 года.

В.2.2. Поправки на изменение состава природного газа за январь 2002 г. равны (формулы и п. 4.3.2)

Кс = 0,68/0,676 = 1,0059.

Кz = 1.

В.2.3. В таблице В.2.1. приведены составы каналов по верхнему пределу измерений разности давлений или верхний предел измерений расхода и тип счетчика (столбец 3), состав канала по измерениям избыточного или абсолютного давления на входе в первичный измерительный преобразователь (ПИП) (столбец 4) и канал измерений температуры (столбец 5). Эта информация является выпиской из паспортов на ИК или метрологической экспертизы счетчиков, которые выполнены в полном объеме в соответствии с требованиями ПР 50.2.022-99 для ИК со счетчиками и данными метрологической экспертизы в соответствии с рекомендациями приложения Б (п. Б.6).

В.2.4. На втором этапе внедрения МИ 2578-2000 решают вопрос о выборе методики выполнения измерений в реальных условиях эксплуатации. В данном случае используют рекомендации раздела 4.3.

В.2.5. В таблице В.2.2. приведены исходные данные и результаты сведения баланса в ГРС Егорьевск в январе 2002 г.

В столбце 1 приведен номер ИК, соответствующий столбцу 2 таблицы В.2.1. В столбце 2 приведены значения объема, соответствующего данным показания ИК Vn, соответствующие объему фиксированного природного газа.

Если учет ведут по производительности газогорелочных устройств (Vпггу)бал, что связано с погрешностью измерений объема в реальных условиях эксплуатации ИК, превышающей 5 %, значения объема фиксированного газа Vn, объема реального газа (Vс)изм, рассчитанного по формуле (3) (столбец 3), и предела абсолютной погрешности измерений объема (∆Vc)изм по рекомендациям, изложенным в приложении Б (пп. Б1 и Б2) (столбец 4), равны нулю.

Значения объема, на которые скорректированы результаты измерений (∆Vc)скор, представлены в столбце 5. Значения

(∆Vc)скор = (Vnm)iy - (Vci)изм,

где (Vnm)iy - результаты учета, представленные в столбце 8. Их вычисляют по формуле (9)

(Vnm)iy = knmi(Vnm)i.

Таблица В.2.1. Состав УСГР ГРС Егорьевск

Наименование юридического лица

ПИП (dРв или qв, кл. точности)

Ри

t

1

2

3

4

5

Поставщик ГТС Егорьевск

 

Суперфлоу (0,63 кг/см2; 0,5 %)

МТП; 7 кг/см2

ТСМ: -20 ÷ +50

Потребители с приборным учетом:

ОАО завод АТИ

1

СУ, Сапфир, Диск (0,16 ат; 1,5 %)

МТС; 4 кг/см2, 1,5 %

0 +100; Диск

ОАО завод «Комсомолец» кот.

2

СУ; ДСС (6,3 кПа; 1,5 %)

ДСС; 6 кг/см2; 1,5 %

ТГС; -50 +50

ОАО завод «Комсомолец» ГРП

3

СГ16М-400

МТС; 4 кг/см2; 1,5 %

-50 +50

ЗАО МД «Адамантан-мебель»

4

РГ-250 (РД)

ТДЖ; 4 кПа; 1,5 %

0 +100

АООТ «Любава-2»

5

РГ-400 (РД)

ТДЖ; 4 кПа; 1,5 %

0 +100

АООТ «Любава-2»

6

РГ-600 (РД)

ОБМ; 0,6 кг/см2; 2,5 %

-30 +60

ОАО фабрика пластмасс

7

РГ-100 (РД)

НМ; 4 кПа; 1,5 %

0 +100

ОАО обувная фабрика

8

СГ16М-400

МТС; 2 кг/см2; 1,5 %

-50 +50

ОАО ХБК кот. № 1

9

СУ; ДМ; КСД2 (0,25 ат, 1,5 %)

КСД2; 4 кг/см2; 1 %

КСМ2 -50 +50

кот. Меланжевой фабрики

10

СУ; ДМ; КСД2 (0,016 ат, 1,5 %)

КСД2; 0,04 кг/см2, 1 %

КСМ2 -50 +50

ОАО «Красная звезда»

11

РГ-400 (РД)

ОБМ; 1 кг/см2; 2,5 %

-30 +50

ОАО «Красная лента»

12

РГ-400 (РД)

U-об; 200 мм Hg; 1,5 %

0 +200

ЗАО хлебокомбинат

13

TZ-G250 + корр. STVS-D

Ра, 0,3 % + корр., 0,5 %

0,1 %

ОАО пиво-безалк. Завод

14

РГ-100 (2 шт.)//

U-об; 260 мм Hg; 1,5 %

-10 +70

АООТ «Русь-2»

15

РГ-600 (РД)

U-об; 400 мм Hg; 1,5 %

0 +60

27 ДОК КЭУ МВО

16

РГ-1000 (РД)

ОБМ; 1 кг/см2; 1,5 %

0 +200

ГП Егорьевский «Автодор» кот.

17

РГ-1000 (РД)

ОБМ; 1 кг/см2; 1,5 %

0 +200

ГП Егорьевский «Автодор» АБЗ

 

РГ-600, РГ-600

ОБМ; 1 кг/см2; 1,5 %

0 +200

АОЗТ Автоколонна 1416

18

РГ-400 (РД)

U-об; 320 мм Hg; 1,5 %

0 +150

ОП Автоколонна 1796

19

СГ16М-400

МПЗ; 2,5 ат; 1,5 %

-40 +50

ЗАО Егорьевская СХТ

20

СУ; ДМ; КСД2 (0,16 ат; 1 %)

МТС; 6 кг/см2; 1 %

КСМ3 -50 +50

Егорьевское ДРСУ

21

РГ-250, РГ-600 (2)

U-об; 3100 Па; 1,5 %

-10 +400

МУП ПТО ГХ кв. кот. ДКВР

22

СУ; ДМ; КСД2 (0,16 ат; 1 %)

МТС; 6 кг/см2; 1 %

КСМ2 -50 +50

МУЛ ПТО ГХ кв. кот. ПТВМ

23

СУ; ДМ; КСД2 (0,25 ат; 1 %)

МТС; 6 кг/см2; 1 %

КСМ2 -50 +50

МУП ПТО ГХ кот. 5 - 8 мик-на

24

СГЭК16М-2500 (2) кор.; 0,5 %

Ра, 7,5 бар; 0,3 %

0,1 %

МУП ПТО ГХ кот. Больничного к-са

25

СУ; ДМ; КСД2 (0,25 ат; 1 %)

МТС; 6 кг/см2; 1 %

КСМ3 -50 +50

МУП ПТО ГХ котельная ЕМ3

26

СУ; ДМ; КСД2 (0,25 ат, 1 %)

МТС; 4 кг/см2; 1 %

КСМ3 -25 +25

МУП ПТО ГХ кот. ул. Ленинская

27

СУ; ДМ; КСД2 (0,25 ат; 1 %)

МТС; 4 кг/см2; 1 %

КСМ3 -50 +50

МУП ПТО ГХ кот. ул. Жукова гора

28

РГ-400 (РД)

ОБМ; 0,6 кг/см2; 1,5 %

-4 +50

МУП ПТО ГХ кот. ул. Нечаевская

29

РГ-250 (РД)

ОБМ; 1 кг/см2; 1,5 %

-4 +50

МУП ПТО ГХ кот. ул. Пролетарская

30

РГ-600 (РД)

ОБМ; 1 кг/см2; 1,5 %

-40 +50

МУП ПТО ГХ кот. Верхнепрудная

31

РГ-250 (РД)

ОБМ; 0,6 кг/см2; 1,5 %

-40 +50

МУП ПТО ГХ кот. ул. Гражданская

32

РГ-600 (РД)

ОБМ; 1 кг/см2; 1,5 %

-4 +50

МУП ПТО ГХ кот. ул. Островского

33

РГ-400 (РД)

ОБМ; 0,6 кг/см2; 1,5 %

-4 +50

МУП ПТО ГХ кот. Прачечной

34

РГ-250 (РД)

U-об; 260 мм Hg; 1,5 %

-20 +60

МУП ПТО ГХ кот. Бани

35

РГ-250 (РД)

МПТ; 0,6 кг/см2; 1,5 %

-4 +50

МУП ПТО ГХ кот. медсклады

36

РГ-400 (РД)

ОБМ; 1 кг/см2; 1,5 %

-4 +50

МУП ПТО ГХ кот. ул. Владимирская

37

РГ-250 (РД)

ОБМ; 0,6 кг/см2; 1,5 %

-4 +50

МУП ПТО ГХ кот. Авиатех-кол-джа

38

РГ-600 (РД)

ОБМ; 0,6 кг/см2; 1,5 %

-4 +50

МУП ПТО ГХ кот. ул. Бронницкая

39

РГ-250 (РД)

МПТ; 0,6 кг/см2; 1,5 %

-4 +50

МПХО «Радуга»

40

РГ-100 (РД)

U-об; 250 мм Hg; 1,5 %

0 +60

ЗАО «ТЕХОС»

41

СУ; ДСС-711 (0,063 ат; 1 %)

МТС; 10 кг/см2; 1 %

КСМ2 -50 +50

ЗАО АП «Кристалл»

42

СГЭК16М-400, кор. 0,5 %

Ра; 2 кг/см2; 0,4 %

-20 +50; 0,1 %

МУП «Новь» кот.п. Селиваниха

43

РГ-600 (РД)

ОБМ; 1 кг/см2; 2,5 %

0 +200

МУП «Новь» кот.д. Иваново

44

СГ16М-400

ОБМ; 1 кг/см2; 2,5 %

0 +100

МУП «Алникс»

45

СУ; ДМ; КСД2 (0,25ат; 1 %)

МТС; 6 кг/см2; 1 %

КСП3 -50 +50

ООО «Время»

46

СГЭК16М-1000 кор. 0,5 %

Ра; 7,5 бар; 0,4 %

-20 +50; 0,1 %

Таблица В.2.2. Исходные данные и результаты сведения баланса УСГР ГРС Егорьевск в январе 2002 года

№ ИК

Vn

(Vс)изм

(∆Vc)изм

(∆Vc)скор

Vc)изм

knmi

Vyi

(Vпггу)бал

тыс. м3

тыс. м3

тыс. м3

тыс. м3

%

Б.р

тыс. м3

тыс. м3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

0

0

0

0,00

0,00

1

700

700

2

886,611

884

34,12

7,56

3,86

1,0086

892

0

3

0

0

0

0,00

0,00

1

10

10

4

90,000

90,533

2,927

0,65

3,23

1,0072

91

0

5

43,001

43,255

1,511

0,33

3,49

1,0077

44

0

6

130,001

130,77

4,958

1,10

3,79

1,0084

132

0

7

21,000

21,124

0,684

0,15

3,24

1,0072

21

0

8

83,004

83,495

3,239

0,72

3,88

1,0086

84

0

9

1072,2

1069

38,48

8,53

3,60

1,008

1078

0

10

1457,3

1453

61,32

13,59

4,22

1,0094

1467

0

11

0

0

0

0,00

0,00

1

31

31

12

59,001

59,35

2,077

0,46

3,50

1,0078

60

0

13

196,000

197,16

7,806

1,73

3,96

1,0088

199

0

14

33,000

33,195

1,073

0,24

3,23

1,0072

33

0

15

0

0

0

0,00

0,00

1

44

44

16

232,000

233,37

7,545

1,67

3,23

1,0072

235

0

17

0

0

0

0,00

0,00

1

46

46

18

55,001

55,326

1,933

0,43

3,49

1,0077

56

0

19

65,000

65,385

2,942

0,65

4,50

1,01

66

0

20

0

0

0

0.00

0,00

1

382

382

21

29,000

29,172

1,019

0,23

3,49

1,0077

29

0

22

0

0

0

0,00

0,00

1

1484

1484

23

2922,61

2914

90,33

20,02

3,10

1,0069

2934

0

24

2605,19

2620,6

84,72

18,78

3,23

1,0072

2639

0

25

0

0

0

0,00

0,00

1

223

223

26

0

0

0

0,00

0,00

1

289

289

27

493,88

496,8

17,88

3,96

3,60

1,008

501

0

28

70,000

70,414

2,277

0,50

3,23

1,0072

71

0

29

45,001

45,267

1,475

0,33

3,26

1,0072

46

0

30

83,002

83,493

3,757

0,83

4,50

1,01

84

0

31

96,001

96,569

3,823

0,85

3,96

1,0088

97

0

32

249,007

250,48

10,96

2,43

4,38

1,0097

253

0

33

64,000

64,379

2,608

0,58

4,05

1,009

65

0

34

0

0

0

0,00

0,00

1

11

11

35

63,000

63,373

2,049

0,45

3,23

1,0072

64

0

36

63,000

63,373

2,645

0,59

4,17

1,0092

64

0

37

45,0013

45,267

1,876

0,42

4,14

1,0092

46

0

38

272,001

273,61

11,22

2,49

4,10

1,0091

276

0

39

36,00

36,213

1,512

0,34

4,18

1,0093

37

0

40

0

0

0

0,00

0,00

1

7

7

41

169,00

168,5

5,561

1,23

3,30

1,0073

170

0

42

0

0

0

0,00

0,00

1

32

32

43

230,00

231,36

8,328

1,85

3,60

1,008

233

0

44

67,002

67,398

3,202

0,71

4,75

1,0105

68

0

45

299,73

301,5

14,77

3,27

4,90

1,0109

305

0

46

577,03

580,44

18,84

4,18

3,25

1,0072

585

0

 

 

12921,17

Сумма (Vс)nm, тыс. м3

16284

3258,5

 

 

5202

Население, тыс. м3

5202

 

 

 

212

Комбыт, тыс. м3

212

 

 

 

21593,67

Сумма ГРО, тыс. м3

21698

 

 

 

21696

Поставщик Vпс, тыс. м3

21696

 

 

 

102,329

Небаланс ∆Vнб, тыс. м3

-2

 

Значения объема, на которые скорректированы результаты измерений (∆Vc)скор, представлены в столбце 5. Значения получены по формуле

(∆Vc)скор = (Vnm)iy - (Vc)изм,

где (Vnm)iy - результаты учета, представленные в столбце 8. Их вычисляют по формуле (9)

(Vnm)iy = knmi(Vnm)i,

где корректирующий коэффициент (столбец 7), отражающий наличие погрешности в показаниях ИК потребителей, определяют по формуле

knmi = 1 + Агрсδnmi/100.

Значение постоянной ГРС рассчитывают по формуле (8)

 102,33/459,47 = 0,2227.

Значения относительной погрешности δnmi = (∆Vnm)i100/(Vnm)i приведено в столбце (6), %; (∆Vnm)i - абсолютная погрешность i-того ИК за отчетный период (столбец 4), тыс. м3.

В.2.6. Проводят проверку по п. 4.5.4. отсутствия в небалансе части объема бесприборного контроля, который распределяют между участниками приборного контроля.

Выполняем рекомендации п. 4.5.4.1. Проверку осуществляют при значении небаланса

(∆Vнб)1 = 0,25 = 0,25 · 459,47 = 114,87 тыс. м3.

Варьируя значения α от 1 до 2 и анализируя значения max(knm)i, получаем, что минимальное значение максимального коэффициента равно

min{max(knm)i} = 1,011194 при α = αопт = 1,105.

Решаем задачу определения максимального значения небаланса, в котором значение объема бесприборного контроля не содержит объема, который распределяют между участниками приборного контроля (по п. 4.5.4.2).

Фиксируем значение α = αопт = 1,105, которое подставляем в формулу (11) и варьируем значение (∆Vнб)j. В результате получаем (∆Vнб)jk = (Vнб)доп = 415,767 тыс. м3, при котором условие (12) выполнено с точностью 1,3 · 10-5.

В.2.7. По формуле (13) имеем (Vбy)доп = 4888,562 тыс. м3, что меньше Vбу = 5202 тыс. м3 и баланс сведен в допускаемой области, не требующей коррекции Vбу.

Приложение Г

ФОРМИРОВАНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ РАСЧЕТА УЧИТЫВАЕМОГО КОЛИЧЕСТВА МЕЖДУ УЧАСТНИКАМИ УЧЕТНЫХ ОПЕРАЦИЙ

Г.1. Порядок представления результата

Г.1.1. Результаты формируют на основе формулы (8.1) ГОСТ 8.563.2-97:

- задают относительную погрешность определения объема, равную величине δ = Z;

- считают количество значащих цифр по формуле 8.1 ГОСТ 8.563.2-97 (К - числовое значение первой значащей цифры учитываемого числа) N = 4 - lg(2К · δ);

- округляют число N по правилам, изложенным в СТ СЭВ 543-77.

Если необходимо оценить величину относительной погрешности по известному количеству значащих цифр, формулу (8.1) ГОСТ 8.563.2-97 приводят к виду

δ = (0,5/K)104-N.                                                                   (Г.1)

При этом:

- определяют значение К как величину первой значащей цифры величины, погрешность которой оценивают;

- число N считают равным количеству значащих цифр у величины, погрешность которой оценивают;

- проводят расчет относительной погрешности по формуле (Г.1);

- округляют полученный результат до двух значащих цифр в соответствии с рекомендацией МИ 1317-86 (правила округления изложены в СТ СЭВ 543-77).

Пример. Требуется оценить относительную погрешность определения плотности в стандартных условиях δр, если дано численное значение этой величины ρс = 0,679 кг/м3.

Величина первой значащей цифры К = 6.

Число значащих цифр N = 3.

Расчет величины относительной погрешности плотности в стандартных условиях по формуле (Г.1)

δр = (0,5/К)104-N = (0,5/6)104-3 = 0,8333333.

Округление результата расчета до двух значащих цифр δр = 0,83 %.

Г.2. Правила записи чисел по СТ СЭВ 543-77.

Г.2.1. Значащие цифры данного числа - все цифры от первой слева, не равной нулю, до последней справа. При этом нули, следующие из множителя 10, не учитывают.

Примеры.

1. Число 12,0 имеет три значащие цифры.

2. Число 30 имеет две значащие цифры.

3. Число 120 · 103 имеет три значащие цифры.

4. Число 0,514 · 101 имеет три значащие цифры.

5. Число 0,0056 имеет две значащие цифры.

Г.2.2. Если необходимо указать, что число является точным, после числа указывают слово «точно» или последнюю значащую цифру печатают жирным шрифтом. Например, в печатном тексте: 1 кВт · ч = 3600 Дж (точно).

Г.2.3. Различают записи приближенных чисел по количеству значащих цифр.

Примеры.

1. Различают числа 2,4 и 2,40. Запись 2,4 означает, что верны только целые и десятые доли, истинное значение числа может быть, например, 2,43 и 2,38. Запись 2,40 означает, что верны и сотые доли: истинное значение числа может быть 2,403 и 2,398, но не 2,41 и не 2,382.

2. Запись 382 означает, что все цифры верны: если за последнюю цифру ручаться нельзя, то число должно быть записано 3,8 · 102.

3. Если в числе 4720 верны лишь две первые цифры, оно должно быть записано 47 · 102 или 4,7 · 103.

Г.2.4. Число, для которого указывают допустимое отклонение, должно иметь последнюю значащую цифру того же разряда, как и последняя значащая цифра отклонения.

Примеры.

1. Правильно: 17,0 ± 0,2. Неправильно: 17 ± 0,2 или 17,00 ± 0,2.

2. Правильно: 12,13 ± 0,17. Неправильно: 12,13 ± 0,2.

3. Правильно: 46,40 ± 0,15. Неправильно: 46,4 ± 0,15 или 46,402 ± 0,15.

Г.2.5. Числовые значения величины и ее погрешности (отклонения) целесообразно записывать с указанием одной и той же единицы величины.

Например, 80,555 ± 0,002 кг.

Г.2.6. Интервалы между числовыми значениями величин целесообразно записывать: от 60 до 100, свыше 120 до 150.

Г.3. Правила округления чисел по СТ СЭВ 543-77.

Г.3.1. Округление числа представляет собой отбрасывание значащих цифр справа до определенного разряда с возможным изменением цифры этого разряда.

Г.3.2. В случае, если первая из отбрасываемых цифр (считая слева направо) менее 5, то последнюю сохраняемую цифру не меняют.

Пример. Округление числа 12,23 до трех значащих цифр дает 12,2.

Г.3.3. В случае, если первая из отбрасываемых цифр (считая слева направо) равна 5, то последнюю сохраняемую цифру увеличивают на единицу.

Пример. Округление числа 0,145 до двух цифр дает 0,15.

Примечание. В тех случаях, когда следует учитывать результаты предыдущих округлений, поступают следующим образом.

Если отбрасываемая цифра получена в результате округления в меньшую сторону, то последнюю оставшуюся цифру увеличивают на единицу (с переходом при необходимости в следующие разряды).

Пример. Округление числа 0,25 (полученного в результате предыдущего округления числа 0,252) дает 0,3.

Г.3.4. В случае, если первая из отбрасываемых цифр (считая слева направо) более 5, то последнюю сохраняемую цифру увеличивается на единицу.

Пример. Округление числа 0,156 до двух значащих цифр дает 0,16.

Г.3.5. Округление выполняют сразу до желаемого количества значащих цифр, а не по этапам.

Пример. Округление числа 565,46 до трех значащих цифр дает 565.

Г.3.6. Целые числа округляют по тем же правилам, что и дробные.

Пример. Округление числа 23456 до двух значащих цифр дает 23 · 103.

Приложение Д

ПЛАНИМЕТРЫ

Выписка из руководства по эксплуатации гД4.004.000 РЭ

Д.1. Назначение

Планиметры предназначены для обработки записи измеряемой величины на диаграммных дисках регистрирующих приборов типа ДR по ГОСТ 7826-82.

Посредством пропорциональных планиметров ППр1, ППр-2 определяют среднее значение радиуса записи.

Посредством корневых планиметров ПК-1, ПК-2, ПК-3 определяют среднее значение корня квадратного из радиуса записи.

Планиметры предназначены для работы в помещениях с температурой от 10 до 35 °С и относительной влажности 80 %.

Д.2. Технические данные.

Д.2.1. Основные параметры и размеры указаны в таблице Д.1.

Таблица Д.1

Тип

Радиус окружности линии отсчета измеряемого параметра, мм

Радиус линии отсчета времени, мм

Габаритные размеры, мм не более

Масса, кг не более

 

начальный

конечный

 

 

 

ПК-2

22,5

115

170

127×110×26

0,25

ППр-1

 

 

 

140×135×26

0,28

ПК-1

22,5

115

110

127×110×26

0,25

ПК-3

28,75

135

133

144×110×26

0,27

ППр-2

 

-

 

140×135×26

0,28

Д.2.2. Цена деления барабана планиметров, об:             0,01.

Д.2.3. Цена деления лимба планиметров, об:                  1.

Д.2.4. Пределы допускаемой основной приведенной погрешности для различных радиусов окружностей линии отсчета при температуре окружающей среды (20 ± 2) °С указаны в таблице Д.2.

Таблица Д.2

Планиметры пропорциональные

Планиметры корневые

Номер точки на линейке

Радиус окружности линии отсчета измеряемого параметра R, % об. Максимального значения

Нормирующее значение, соответствующее одному обороту по данному радиусу, деления лимба

Предел допускаемой основной приведенной погрешности, %

Номер точки на линейке

Радиус окружности линии отсчета измеряемого параметра R, % об. Максимального значения

Нормирующее значение, соответствующее одному обороту по данному радиусу, деления лимба

Предел допускаемой основной приведенной погрешности, %

1

10

1

±0,2

1

9

2,25

 

2

20

2

2

16

3,00

±0,3

3

30

3

3

25

3,75

 

4

40

4

 

 

 

 

5

50

5

 

 

 

 

6

60

6

 

 

 

 

7

70

7

 

 

 

 

8

80

8

 

 

 

 

9

90

9

 

 

 

 

10

100

10

 

 

 

 

 

 

 

 

4

36

4,50

±0,2

5

49

5,25

6

64

6,00

7

81

6,75

8

100

7,50

Д.2.5. Пределы допускаемой дополнительной приведенной погрешности измерений, вызванной изменением температуры окружающей среды: ±0,8 % на каждые 10 °С.

Д.3. Устройство и принцип работы

Д.3.1. Планиметры представляют собой плату с направляющим пазом, на котором винтами неподвижно закреплено основание, представляющее собой счетный механизм.

Плата имеет иглу, поводок, две ножки с полированными сферическими поверхностями.

Начало направляющего паза и поводок с иглой находятся на одной плоскости, перпендикулярной плоскости барабана.

Счетный механизм включает в себя отсчетный барабан с червяком и барабаном, имеющим 100 равных делений, оцифрованных через каждые 10 делений.

Д.3.2. Для отсчета числа оборотов барабана через червячную передачу с передаточным числом 1:10 его обороты передаются червячному колесу и лимбу, имеющему 10 оцифрованных делений, установленному перпендикулярно плоскости вращения отсчетного барабана. Отсчет по лимбу проводят по риске на скобе, отсчет по барабану - по риске на секторе, укрепленном на основании.

Д.3.3. Положение основания фиксируют на плате двумя штифтами после продольной регулировки и фиксации положения отсчетного барабана винтами.

Планиметры по принципу работы принадлежат к типу катучих математических приборов, т.е. при планиметрировании диаграммный диск неподвижен, а планиметр обводят вокруг кнопки, размещенной в центре диаграммного диска, таким образом, чтобы игла не отклонялась вдоль линии записи.

Д.3.4. Направляющие паза планиметров имеют криволинейную форму и профиль их выполнен таким образом, что при повороте планиметра на 360° число оборотов барабана счетного механизма в пропорциональных планиметрах пропорционально среднему значению радиуса записи в процентах, а в корневых планиметрах - среднему значению корня квадратного из радиуса записи в процентах от верхнего предела.

Приложение Е

ПОРЯДОК РАСЧЕТА АБСОЛЮТНОЙ ПОГРЕШНОСТИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПАСПОРТНЫХ ТАБЛИЧНЫХ ДАННЫХ НА УЗЕЛ УЧЕТА

При определении значения абсолютной погрешности узла учета ∆V с помощью таблицы при промежуточном значении перепада давления ∆Р используют формулу для линейной интерполяции данных

V = ∆V1 + [(∆V2 - ∆V1)/(∆Р2 - ∆Р1)]×(∆Р - ∆Р1),                   (Е.1)

где ∆Р2 и ∆P1 - ближайшие к ∆Р в таблице большее и меньшее значения перепада давления, ∆V2 и ∆V1 - соответствующие им значения абсолютной погрешности.

Пример. Найти значение абсолютной погрешности по данным табл. Б.2а (см. Приложение Б) при перепаде давления ∆Р = 721 Па.

Ближайшее большее значение ∆Р2 = 800 Па, ближайшее меньшее значение ∆Р1 = 650 Па.

Абсолютная погрешность, соответствующая ∆Р2, ∆V2 = 19,5 м3.

Абсолютная погрешность, соответствующая ∆Р1 и ∆V1 = 18,0 м3.

Абсолютная погрешность, соответствующая ∆Р, по формуле (Е.1) равна 18,7 м3.

 

 

 






ГОСТЫ, СТРОИТЕЛЬНЫЕ и ТЕХНИЧЕСКИЕ НОРМАТИВЫ.
Некоммерческая онлайн система, содержащая все Российские Госты, национальные Стандарты и нормативы.
В Системе содержится более 150000 файлов нормативно-технической документации, действующей на территории РФ.
Система предназначена для широкого круга инженерно-технических специалистов.

Рейтинг@Mail.ru Яндекс цитирования

Copyright © www.gostrf.com, 2008 - 2016