Поиск по сайту:
Главная страница » Каталог статей » О законодательстве » Введение в действие ГОСТ Р 8.740-2011 взамен ПР 50.2.019-2006

Введение в действие ГОСТ Р 8.740-2011 взамен ПР 50.2.019-2006




Горский В.П. СКБ "Промавтоматика"

Опубликован: "Главный метролог" №5 2013 г.

С 01.01.2013 г. взамен ПР 50.2.019-2006 «Объем и энергосодержание природного газа. Методика выполнения измерений при помощи турбинных, ротационных и вихревых счетчиков» (далее - Правила) введен в действие ГОСТ Р 8.740-2011 «Расход и количество газа. Методика измерений с помощью турбинных, ротационных и вихревых расходомеров и счетчиков» (далее - Стандарт).

Кроме этого Стандарта существуют еще два документа, регламентирующие требования к узлам учета газа (далее - УУГ), в частности, с использованием турбинных, ротационных и вихревых счетчиков:

- ГОСТ Р 8.733-2011 «Системы измерения количества и параметров свободного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования», введенный в действие с 01.03.2012 г.;

- ГОСТ Р 8.741-2011 «Объём природного газа. Общие требования к методикам измерений», который вводится в действие с 01.07.2013 г.



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 расхода газа и определением неопределенности этих измерений, выполняются в соответствии с требованиями Стандарта независимо от 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), входящего в 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 к УУГ, предъявляемых Стандартом и Правилами.

Рассмотрим эти основные отличия конкретно по разделам.

1 Область применения

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.

3 Термины и определения

 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.

Неопределенность (измерений): Параметр, связанный с результатом измерений и характеризующий рассеяние значений, которые могли бы быть обоснованно приписаны измеряемой величине.

Стандартная неопределённость (u): Неопределённость результата измерений, выраженная в виде среднего квадратического отклонения (СКО).

Расширенная неопределённость (U): 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.


5 Требования к показателям точности измерений



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.


6.3 Методы приведения объемного расхода и объема газа к стандартным условиям

Такого раздела в Правилах не было. В Стандарте здесь классифицированы методы приведения объемного расхода и объема газа к ст. у. (Т, рТ, PTz, р пересчеты) 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:

- Т-пересчет - 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;

- pTZ-пересчет - это приведение к ст.у. при отсутствии условно-постоян-ных значений избыточного давления и температуры.

Прямой метод измерения (при непрерывном измерении плотности в р.у.) классифицирован как р-пересчет.


6.4 Определение теплофизических характеристик и физико-химических параметров газа



В Правилах расчет коэффициентов сжимаемости выполнялся по ГОСТ 30319.2 (методы GERG-91, NX19, AGA8-92DC, 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 МР113, а влажного природного газа -по ГОСТ Р 8.662.


9.1.2 Состав основных СИ и Приложение А. Рекомендуемые области применения СИ объема и расхода газа и процедура выбора их типоразмера


В Правилах такого раздела не было. В Стандарте приведен состав СИ в зависимости от метода пересчета при приведении к ст.у. (см. выше п.6.3 Стандарта).

В Приложении А приведена таблица рекомендуемых областей применения типов счетчиков (турбинный, ротационный, вихревой) в зависимости от 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).


9.2 Требования к основным средствам измерений и средствам обработки результатов измерений

9.2.1 Общие требования

Кроме классификации по уровням точности измерений (см. выше о разделе 5) в Стандарте конкретизированы пределы неопределенности всех составляющих расширенной неопределенности для каждого уровня: А, Б, В, Г, Д, а именно:

- неопределенность измерений объемного расхода и объема газа при р.у.;

- неопределенность процедуры приведения расхода в р.у. 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 плотности газа в р.у. и ст.у;

- неопределенность расчета коэффициента сжимаемости.

Кроме этого, в стандартах ГОСТ Р 8.741-2011 и ГОСТ Р 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 расхода газа:


максимальный расход газа

Указанные требования к точности измерений приведены для 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 с интерфейсом HART. Многие вычислители имеют возможность приема таких сигналов. Например, к вычислителям УВП-280А.01,Б.01 можно подключить датчики по цифровому протоколу Modbus через порты RS-232, RS-485 и по протоколу HART через адаптер KP-HART. Использование СИ с цифровым протоколом позволяет повысить точность измерения во входных каналах УУГ и точность УУГ в целом.


9.2.2 Средства измерений объемного расхода и объема газа и их монтаж

Страница 1 из 3 Следующая

Наталья 18 Mar 2015 в 13:41 #
В БЮДЖЕТНОЙ организации стоят счетчики, поверке подлежат в 2018 году. требуют поменять на новые в связи с ГОСТ 8.740-2011
Pt,hjbl427 16 Dec 2014 в 22:58 #
Пока не вижу повода в отказе на применение данного счетчика. Письменно пояснили причину отказа? Типоразмер как то не очень по метрологически звучит.
Андрей 11 Dec 2014 в 09:51 #
Заменили в больнице счетчики газа УБСГ-G4(установлены 2008г после поверки признаны непригодными к применению), на аналогичные и провели на них метрологическую аттестацию.Теперь метрологи мотивируя ГОСТ Р 8.740-2011 пишу о неправильно выбраном типоразмере. Организация наша бюджетная и приобрести сразу другие счетчики нет возможности. Что можете как специалисты порекомендовать в этой не простой ситуации. Максимальный часовой расход газа на объекте3,0м3/час.

Добавить комментарий


Главная страница » Каталог статей » О законодательстве » Введение в действие ГОСТ Р 8.740-2011 взамен ПР 50.2.019-2006