Введение в действие ГОСТ Р 8.740-2011 взамен ПР 50.2.019-2006 В.П.Горский, СКБ «Промавтоматика»

С 01.01.2013 г. взамен ПР 50.2.019-2006 «Объем и энергосодержание природного газа. Методика выполнения измерений при помощи турбинных, ротационныхи вихревых счетчиков»(далее — Правила) введен в действие ГОСТР 8.740-2011«Расход и количество газа. Методика измерений с помощью турбинных, ротационныхи вихревых расходомеров и счетчиков»(далее — Стандарт). Кроме этого Стандарта существуют еще два документа, регламентирующие требования кузлам учета газа (далее - УУГ), в частности, с использованием турбинных, ротационныхи вихревых счетчиков:
- ГОСТР 8.733-2011 «Системы измерения количества и параметров свободного нефтяного газа. Общие метрологическиеитехнические требования», введенный в действие с 01.03.2012г.;
- ГОСТР 8.741-2011 «Объём природного газа. Общие требования к методикам измерений», который вводится в действие с 01.07.2013г.
Порядок введения Стандарта разъяснен в письме технического комитета Росстандарта. В этом письме сказано следующее:
1. Требования стандарта к монтажу распространяются только на вновь создаваемые и реконструируемые УУГ.
2. Все расчеты, связанные с процессом измерения расходагаза и определением неопределенности этих измерений, выполняются в соответствии с требованиями Стандарта независимоот времени ввода в эксплуатацию узлов учета газа. Сроки проведения расчетов действующих УУГ на соответствие требованиям Стандарта должны быть проведены в сроки не позднее срока окончания межповерочного интервала любого средства измерений (далее - СИ), входящегов состав узла учета. В случае несоответствия УУГ требованиям Стандарта необходимо устранить несоответствия в согласованные с поставщиком газа сроки.
В связи с этим актуальным является вопрос отличий требований кУУГ, предъявляемых Стандартом и Правилами. Рассмотрим эти основныеотличия конкретно по разделам.

Область применения Стандарта расширена в части измеряемых сред. Если в Правилах измеряемой средой был только природный газ, то в Стандарте включены также такие измеряемые среды, как однокомпонентные и многокомпонентные газы.

Основное существенное дополнение -— введение термина неопределенность, который далее по тексту Стандарта является основным критерием оценки точности выполнения измерений УУГ (ранее в Правилах для оценки точности: измерений УУГ использовали термин погрешность). Формально в Стандарте приведены следующие определения терминов погрешность и неопределенность. Погрешность измерения: Результат измерения (измеренное значение величины) минус опорное значение величины.
Неопределённость(измерений): Параметр, связанный с результатом измерений и характеризующий рассеяние значений, которые могли бы быть обоснованно приписаны измеряемой величине. Стандартная неопределённость (и): Неопределённость результата измерений, выраженная в виде среднего квадратического отклонения (СКО). Расширенная неопределённость (И): Величина, определяющая интервал вокруг результата измерений, в пределах которого, как можно ожидать, находится большая часть распределения значений, которые с достаточным основанием могли бы быть приписаны измеряемой величине.

В Правилах требования к точности измерений выражались в терминах погрешность, в Стандарте - в терминах неопределенность. В стандарте введены уровни точности измерений: А,Б,В, Г.Д - в зависимости от величины расширенной неопределенности: 0,75; 1,0; 1,5; 2,5; 4,0 соответственно. В Стандарт не включены требования к погрешности измерений энергосодержания газа.

Такого раздела в Правилах не было. В Стандарте здесь классифицированы методы приведения объемного расхода и объема газа к ст.у.(Т, РТ, РТ, р пересчеть) и условия их применения в зависимости от точности, максимального расхода, максимального давления и типа измеряемого газа. В Правилах аналогичные методы приведения объемного расхода и объема газа к ст.у. также были допустимы, но отсутствовала их классификация.
Три косвенных метода измерений классифицированы так:
— Тпересчет - это приведение к ст.у. при условно-постоянных значениях абсолютного давления и коэффициента сжимаемости;
- рТ-пересчет - это приведение к ст.у. при условно-постоянном значении коэффициента сжимаемости;
- рТZ-пересчет - это приведение к ст.у. при отсутствии условно-постоянных значений избыточного давления и температуры.
Прямой метод измерения (при непрерывном измерении плотностив ру.) классифицирован как р-пересчет.

В Правилах расчет коэффициентов сжимаемости выполнялся по ГОСТ 30319.2 (методы GERG-91, NХ19, АGА8-92DС, ВНИЦ СМВ). В Стандарте допускается расчет коэффициентов сжимаемости по любым действующим нормативным документам. Например, коэффициент сжимаемости нефтяного газа может быть рассчитан в соответствии с ГСССД МР 113,а влажного природного газа — по ГОСТР 8.662.

В Правилах такого раздела не было.В Стандарте приведенсостав СИ взависимости от метода пересчета при приведении к сту.(см. вышеп.6.3 Стандарта). В Приложении А приведена таблица рекомендуемых областей применения типов счетчиков (турбинный, ротационный, вихревой) в зависимостиот диаметра измерительного трубопровода(далее - ИТ), давления газа, отношения максимального расхода к минимальному, потока газа(переменный, пульсирующий, прерывистый), уровня точности УУГ. В Приложении А приведена также процедура выбора типоразмера счетчика. Стандарт предусматривает возможность установки нескольких счетчиков газа, в т.ч. рабочих, контрольных и резервных.
Дополнительные рабочие счетчики устанавливаются по коллекторной схеме для расширения диапазона измерений расхода. Резервные счетчики обязательно устанавливаются на объектах, где недопустимо прекращение подачи газа и прерывание измерений. Эти счетчики используются во время ремонта или поверки рабочих счетчиков. Контрольные счетчики (также контрольные датчики давления и температуры) устанавливаются при измерениях с уровнем точности измерений А.В период между поверками этих СИ, не реже одного раза в месяц, производят сличение рабочих СИ с показаниями контрольных для оценки пригодности рабочих СИ к дальнейшей эксплуатации. Контрольные счетчики устанавливаются последовательно с рабочим счетчиком непосредственно на рабочем ИТ или на контрольном (с обеспечением последовательного соединения трубной обвязкой).

Кроме классификации по уровням точности измерений (см. вышео разделе 5) в Стандарте конкретизированы пределы неопределенности всех составляющих расширенной неопределенности для каждого уровня: А, Б,В,Г, Д, а именно:
- неопределенность измерений объемного расходаи объемагаза при ру.;
- неопределенность процедуры приведения расхода в ру.к ст.у. в целом, в т.ч. обусловленная алгоритмом вычислений и его программной реализацией(эта погрешность вычислений корректора должна быть не более 0,05 %);
- неопределенность измерения температуры;
- неопределенность измерения давления;
- неопределенность измерения/вычисления плотностигаза в ру.и сту;
- неопределенность расчета коэффициента сжимаемости.
Кроме этого, в стандартах ГОСТР 8.741-2011. и ГОСТР 8.733-2011 оговорены пределы относительной расширенной неопределенности/погрешности измерений объёма газа природного/свободного нефтяного газа соответственно, приведенного к ст.у. в зависимости от верхнего значения диапазона измерений объёмного расходагаза: Указанные требования к точности измерений приведеныдля УУГ, предназначенных для взаиморасчетов между предприятиями-контрагентами. По Стандарту основные СИ должны иметь унифицированный аналоговый и/или цифровой выходной сигналы. Рекомендуется применять основные СИ с цифровым выходным сигналом. Это актуальная рекомендация, так как в настоящее время многие датчики расхода и давления имеют цифровой выходной сигнал с интерфейсом RS-232, RS-485 (как правило,с протоколом Modbus) или синтерфейсом НАКТ. Многие вычислители имеют возможность приематакихсигналов. Например, к вычислителям УВП-280А.О1,Б.01. можно подключить датчики по цифровому протоколу Modbus через порты RS-232, RS-485 и по протоколу HART через адаптер КР-НАRТ. Использование СИ с цифровым протоколом позволяет повысить точность измерения во входных каналах УУГ и точность УУГв целом.

По Стандарту длины прямолинейных участков ИТдо и после турбинных и вихревых счетчиков должныбытьне менееустановленныхизготовителем. В Стандарте, в отличие от Правил, нет требований к прямым участкам в случае отсутствия требований к прямолинейным участкам в документации изготовителя (что практически ине бывает). По Стандарту, как и по Правилам, прямолинейные участки ИТ до и после ротационного счетчика не требуются, если измерение давления и/или температуры осуществляется в его корпусе. При измерении давления и/или температурывне корпуса ротационного счетчика при давлении газа более 0,7 МПа требуются прямолинейные участки ИТ длиной не менее 2DN (в зависимостиот места установки датчиков — до или после счетчика).
четчика). Кроме этого, при измерении давления и/или температурывне корпуса счетчика любого типа необходимы прямолинейные участки, которые определяются требованиями к установке датчиков давления и/или температуры(эти требования будут рассмотреныниже). По Правилам отклонения диаметров счетчика и ИТ должны были соответствовать документации на счетчик. В случае отсутствия требований в техдокументации высота уступа перед счетчиком не должна была превышать 0,5 % внутреннего диаметра счетчика для турбинных и вихревых и 1 % — для ротационных счетчиков; высота уступа после счетчикане должна была превышать 1% внутреннего диаметра счетчика для турбинных и вихревыхи 2 % - для ротационных счетчиков. По Стандарту средние внутренние диаметрысечений ИТ до и после счетчика, непосредственно примыкающихк нему, должны находиться в допускаемых пределахот Dmin До Dmax, Установленных изготовителем счетчика.
Отдельно приведено требование к уступам в месте непосредственного соединения счетчикаи ИТ. Если изготовителем неустановлены требования к уступам в местахсоединения счетчика и ИТ, непосредственно примыкающегок нему, то величина уступа в месте соединения счетчикас ИТ не должна превышать:
- если средний внутренний диаметр сечения ИТв месте его соединения с счетчиком не менее его условного прохода 0,75(Dax - DN);
- если средний внутренний диаметр сечения ИТ в месте его соединения со счетчиком менее его условного прохода 0,75(Dax - DN);,
где DM — условный проход счетчика.
Практически, указанное в этих формулах требование означает, что ИТ и счетчик могут иметь в месте их соединения смещение соосности до 0,25(Dax - DN) или 0,25(Dax - DN).

В УУГ формуле расчета расхода используется значение абсолютного давления, которое возможно измерить тремя способами:
1) датчик избыточного давления плюсусловно-постоянное значение атмосферного давления;
2) датчик абсолютного давления;
3) датчик избыточного давления плюс датчик атмосферного давления.
Достаточно часто, исходя из простоты эксплуатации датчика избыточного давления, используют 1-й способ. Но при использовании этого способа при малых значениях избыточного давления существенно возрастает вклад неопределенности измерения атмосферного давления в суммарную стандартную неопределенность определения абсолютного давления. В отличие от Правил в Стандарте приведен критерий выбора способа измерения абсолютного давления. Рекомендуется применять способы2 и 3 в случае нарушения условия:
где: Pamax, Pаmin — Наибольшее и наименьшее атмосферное давлениев условиях эксплуатации УУГ: U'p — Минимальное абсолютное давление газа в условиях эксплуатации УУГ; 0 — относительная расширенная неопределенность измерения абсолютного давления, указанная в п.9.2.1 Стандарта для соответствующего уровня точности измерений. При выборе способа 3 в Стандарте приведено также условие выбора датчикаатмосферного давления:
где: ра, р, ри — атмосферное, абсолютное, избыточное давление соответственно; U'pa, U'p U'pи — относительные расширенные неопределенности измерения атмосферного, абсолютного, избыточного давления соответственно.
В Стандарте рекомендуется в целях минимизации влияния температуры окружающей среды на результаты измерения давления датчики давления устанавливать в помещении или в утепленном обогреваемом шкафу с температурой (20 +10)°С.Это связано с тем, что даже современные датчики давления чувствительны к температуре окружающей среды, т.е. имеют существенную дополнительную погрешность, связанную с отклонением от 20°С. Эта погрешность часто не учитывается вообще,а она бывает сравнима с основной погрешностью датчиков давления и может внести существенный вклад в точность измерений расхода УУГ.
Требования Стандарта к местам отбора давления по сравнению с Правилами практически не изменились. Отбор давления, как по Правилам, так и по Стандарту, производятв корпусе счетчикаили на прямолинейном участке до или после счетчика на расстоянии от 1DМ до ЗDМ от его корпуса для турбинныхи ротационных счетчиков, на расстоянии не более 5DМ - для вихревых. В Стандарте введено уточнение приотборе давления на прямолинейном участке ИТ: для любого типа счетчикарасстояние от точки отбора до ближайшего местного сопротивления (далее —МС) должно быть не менее 1,50DN. В Стандарте изменены требования к внутренним диаметрам соединительных трубок, используемых для отбора давления. Если в Правилах этот диаметр должен был быть от 6 до 15 мм, то в Стандарте- от 3,5 до 38 мм в зависимости отгаза (сухой, влажный, загрязненный) и длины трубки.

Требования Стандарта к местам размещения преобразователей температуры(далее -ПТ) по сравнению с Правилами не изменились. Эти места, как по Правилам, так и по Стандарту, должны располагаться в корпусе счетчика или на прямолинейном участке до или после счетчикана расстоянии от 20М до 50М от его корпуса для турбинных и ротационных счетчиков, на расстоянии не более 60М - для вихревых. В Стандарте этот раздел дополнен следующими рекомендациями:
- подключениеГТквторичному прибору выполнять по трех- или четырехпроводной схеме;
- применять ПТ, номинальное значение сопротивления которых при О °С не менее 100 Ом.
По Стандарту при установке контрольного ПТ расстояние между контрольным и рабочим ПТ должно находиться в пределах от 0,5DM до 2DМ,а угол между осевыми плоскостями ИТ, в которых располагают рабочий и контрольный ПТ, должен бытьв пределах(90 +10). Если температура окружающей среды в процессе эксплуатации счетчика может отличаться от температуры измеряемого газа более чем на 40 °С, то Стандарт рекомендует теплоизолировать корпус счетчика и участки ИТ.

В Стандарте конкретизированы требования к вычислителям газа. В частности, как уже отмечалось выше,в п.9.2.1 в табл.7 Стандарта приведены требованияк неопределенности измерений давления, температуры, плотности и объемного расхода газа при рабочих условиях. Для выполнения этих требований вычислитель должен обеспечивать соответствующую точность каналов преобразования входных сигналов и алгоритмов вычислений. Дисплей вычислителя должен иметь не менее 8-ми знакомест. Вычислитель должен иметь как минимум архив результатов вычислений осредненных параметров газа, архив регистрации нештатных ситуаций и архив изменений параметров конфигурирования. При этом глубина часовых архивов должна быть не менее 45 суток. Вычислитель должен иметьэнергонезависимую память архивов и параметров конфигурирования.

В Стандарте в этом разделе подробно описаны требования к выбору и монтажу датчиков перепада давления, устанавливаемых на струевыпрямителях, фильтрах, устройствах очистки газа и счетчиках. Рекомендуется, чтобы относительная расширенная неопределенность измерений перепада давления на фильтрах и устройствах очистки газа не превышала 5 %,на счетчиках (турбинных и ротационных)- 2,5 %. Верхний предел датчика перепада выбирается равным не менее,чем 1,5 от потери давления при максимальном расходе.
Датчики перепада давления на ротационном счетчике подключаютк штатным штуцерам отбора давления, расположенным на его корпусе, если это предусмотрено его конструкцией, или к штуцерам отверстий, размещенных на ИТ на расстоянии от 1DМ до ЗDМ перед и после РСГ. Для турбинных счетчиков отверстия для отбора должныбыть размещены на трубопроводена расстоянии от 1DМ до ЗDМ до и после счетчика. Допускается подключать СИ перепада давлений к соединительной трубке отбора давления, если отверстие для отбора давления расположено на ИТ.

В Стандарте для Т-пересчета приведено максимальное отклонение, при котором необходимо корректировать условно-постоянные значения абсолютного и атмосферного давления. Условно-постоянное значение абсолютного давления корректируют, если отклонение абсолютного давления газаот значения, принятого условно-постоянным, выходит за пределы +0,01рU'p. Условно постоянное значение атмосферного давления корректируют, если отклонение атмосферного давления газа от значения, принятого условно-постоянным, выходит за пределы ±0,003рU'p.

Обработки результатов измерений практически не изменились.О расчете теплофизических свойств написано выше (см. п.6.4). Общая формула приведения расхода и количества газа к стандартным условиям не изменилась, в Стандарте лишь конкретизированы ее варианты для различных методов пересчета(см. выше п.6.3). В Стандарте, как и в Правилах, сохранилось требование корректировки архивов обработанных результатов измерений объема газа в том случае, если не были выполнены требования корректировки условно-постоянных значений давления (см. выше р.10) и/или плотности (условие необходимости корректировки приведено в р.11 Стандарта). Алгоритм корректировки объема газа (приложение В Стандарта) по сравнению с Правилами принципиально не изменился. Впрочем, на практике такую корректировку обычно не проводили.

В отличие от Правил Стандарт рекомендует при измерениях с уровнем точности измерений А в период между поверками СИ расхода, давления и температуры осуществлять не реже одного разав месяц сличение их показаний с показаниями контрольных СИ в целях оценки пригодности рабочих СИ к дальнейшей эксплуатации. В разделе 12.2 Стандарта приведены требования к контрольным СИ и порядок такого сличения. В разделе 12.4 Стандарта приведен порядок контроля технического состояния турбинныхи ротационных счетчиков, устройств подготовки потока и струевыпрямителя по результатам измерений потери давления наних.

С целью подтверждения соблюдения требований к точности измерений в Правилах определяли погрешность УУГ. В Стандарте для этой оценки определяют расширенную неопределенность (при коэффициенте охвата 2). При этом Стандарт регламентирует не только неопределенность измерения расхода и количества газа, но и неопределенности измерения других параметров УУГ (см. вышеп.9.2.1.). Порядок расчета неопределенностей следующий. Так как точность СИ, входящих в состав УУГ, и методов расчета теплофизических свойств газа как правило выражены в терминах погрешности (относительной, абсолютной или приведенной), то в начале эти погрешности переводят в неопределенности. Формулы расчета погрешностейи неопределенностей следующие:
Фактически, реальные расчеты точности измерений различных конфигураций УУГпоказывают,что отличий между значениями погрешности, рассчитанной по Правилам, и относительной расширенной неопределенности с коэффициентом охвата 2 при уровнедоверия 0,95 (по которой в Стандарте оценивается точность УУГ), рассчитанной по Стандарту, практически нет.