СТО Газпром 5.9-2007

 

  Главная       Учебники - Газпром      СТО Газпром 5.9-2007

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СТО Газпром 5.9-2007

 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

Общество с ограниченной ответственностью

«Отраслевой метрологический центр Газметрология»

Общество с ограниченной ответственностью

«Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - ВНИИГАЗ»

Общество с ограниченной ответственностью

«Информационно-рекламный центр газовой промышленности»

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

СТО Газпром 5.9-2007

ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

РАСХОД И КОЛИЧЕСТВО УГЛЕВОДОРОДНЫХ СРЕД.

МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ

ОКС 17.060

Дата введения - 10.03.2008

Предисловие

1. РАЗРАБОТАН

Обществом с ограниченной ответственностью «Отраслевой метрологический центр Газметрология», Обществом с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - ВНИИГАЗ»

2. ВНЕСЕН

Управлением метрологии и контроля качества газа и жидких углеводородов Департамента автоматизации систем управления технологическими процессами ОАО «Газпром»

3. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ

Распоряжением ОАО «Газпром» от 15 октября 2007 г. № 335 с 10 марта 2008 г.

4. ВЗАМЕН

МИ 2311-94

Содержание

1. Область применения

2. Нормативные ссылки

3. Термины, определения, обозначения и сокращения

4. Требования к погрешности (неопределенности) измерений

5. Методика выполнения измерений расхода и количества жидких сред

6. Общие указания по измерению расхода и количества газожидкостных сред

7. Представление результатов измерений и расчета

8. Требования к квалификации операторов, обеспечению безопасности выполняемых работ и экологической безопасности

Приложение А (справочное) Основные технические данные и особенности применения преобразователей расхода жидких сред

Приложение Б (обязательное) Процедуры расчета и корректировки плотности жидких УВС при рабочих условиях

Приложение В (обязательное) Требования по монтажу средств измерений

Приложение Г (обязательное) Алгоритм расчета массового расхода газожидкостных потоков при измерениях с помощью стандартных диафрагм

Приложение Д (справочное) Пример схемы соединения приборов и устройств комплекса для измерений путем разделения жидкости и газа

Библиография

 

1. Область применения

1.1. Настоящий стандарт устанавливает методику выполнения измерений массового расхода и массы брутто углеводородных сред, находящихся в условиях измерений в однофазном, а именно в жидком состоянии, с помощью турбинных, ультразвуковых, вихревых, кориолисовых, камерных (ротационных, лопастных и др.) преобразователей расхода, а также преобразователей расхода с сужающими устройствами и усредняющими напорными трубками.

1.2. Стандарт дает общие указания по измерению массового расхода и массы углеводородных сред, находящихся в газожидкостном состоянии.

1.3. Стандарт предназначен для применения на узлах коммерческого, хозрасчетного и технологического учета ОАО «Газпром».

2. Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 8.586.1-2005 (ИСО 5167-1:2003) Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 1. Принцип метода измерений и общие требования

ГОСТ 8.586.2-2005 (ИСО 5167-2:2003) Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 2. Диафрагмы. Технические требования

ГОСТ 8.586.3-2005 (ИСО 5167-3:2003) Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 3. Сопла и сопла Вентури. Технические требования

ГОСТ 8.586.4-2005 (ИСО 5167-4:2003) Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 4. Трубы Вентури. Технические требования

ГОСТ 8.586.5-2005 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 5. Методика выполнения измерений

ГОСТ 1756-2000 (ИСО 3007-99) Нефтепродукты. Определение давления насыщенных паров

ГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб

ГОСТ 3900-85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности

ГОСТ 10679-76 Газы углеводородные сжиженные. Метод определения углеводородного состава

ГОСТ 15528-86 Средства измерений расхода, объема или массы протекающих жидкости и газа. Термины и определения

ГОСТ 23781-87 Газы горючие природные. Хроматографический метод определения компонентного состава

ГОСТ 28656-90 Газы углеводородные сжиженные. Расчетные методы определения плотности и давления насыщенных паров

ГОСТ Р 8.601-2003 Государственная система обеспечения единства измерений. Давление насыщенных паров нефти и нефтепродуктов. Методика выполнения измерений

ГОСТ Р 52340-2005 Нефть. Определение давления паров методом расширения

СТО Газпром 5.1-2005 Методика определения физико-химических характеристик нестабильных жидких углеводородов. Расчет плотности и объемных свойств

СТО Газпром 5.3-2006 Расход и масса жидких углеводородных сред. Технические требования к узлам учета

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по указателю «Государственные стандарты», составленному на 1 января текущего года, и по соответствующим информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) стандартом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3. Термины, определения, обозначения и сокращения

3.1. Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ 15528 и рекомендациям по межгосударственной стандартизации [1], а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1.1. углеводородная среда; УВС: Сложная многокомпонентная система, основными компонентами которой являются различные углеводороды широкого физико-химического состава.

Примечание - В настоящем стандарте рассматриваются следующие виды УВС: стабильные и нестабильные газовые конденсаты, широкая фракция легких углеводородов, деэтанизированные газовые конденсаты, нефтегазоконденсатные смеси, нефть деэтанизированная, нефть товарная Уренгойского и Оренбургского месторождений, сжиженные природные и нефтяные газы.

3.1.2. стабильные УВС: УВС, содержащие преимущественно углеводородные компоненты C5+в с минимальным остаточным содержанием углеводородных компонентов C1 - C4 и имеющие давление насыщенных паров не более 0,0667 МПа при температуре 20 °C.

3.1.3. нестабильные УВС: УВС, содержащие наряду с углеводородными компонентами C5+в значительную долю углеводородных компонентов C1 - C4 и имеющие давление насыщенных паров более 0,0667 МПа при температуре 20 °C.

3.1.4. давление насыщенных паров по Рейду: Абсолютное давление пара УВС при температуре 37,8 °C и соотношении объемов паровой и жидкой фаз 4:1.

Примечание - Давление насыщенных паров по Рейду измеряют согласно ГОСТ 1756, ГОСТ Р 8.601, ГОСТ Р 52340 или рассчитывают по алгоритму, утвержденному в установленном порядке.

3.1.5. давление насыщения: Давление перехода УВС из жидкого однофазного состояния в двухфазное.

Примечание - Давление насыщения рассчитывают в соответствии с 5.4.2 или измеряют по методике, указанной в нормативной документации для данного вида УВС.

3.1.6. коэффициент температурного расширения: Относительное изменение объема жидкости при изменении ее температуры на один градус.

Примечание - Величину коэффициента температурного расширения жидкости определяют по формуле bt = (1 / r) · (Dr / Dt), где r - плотность, Dr - изменение плотности при изменении температуры на Dt.

3.1.7. коэффициент сжимаемости жидкости: Относительное изменение объема жидкости при изменении давления на 1 МПа.

Примечание 1 - Величину коэффициента сжимаемости жидкости определяют по формуле bp = (1 / r) · (Dr / Dp), где Dr - изменение плотности при изменении давления на Dp.

Примечание 2 - В СТО Газпром 5.1 вместо коэффициента сжимаемости жидкости используется величина , где rс - плотность среды при стандартных условиях.

3.1.8. массовое газосодержание: Отношение массового расхода (массы) газовой фазы к массовому расходу (массе) газожидкостной смеси.

3.1.9. объемное газосодержание: Отношение объемного расхода (объема) газовой фазы к объемному расходу (объему) газожидкостной смеси.

3.1.10. узел учета УВС; узел учета: Комплект средств измерений и устройств, обеспечивающий учет массового расхода и массы брутто УВС, а также, при необходимости, определение ее показателей качества.

3.1.11. узел коммерческого учета: Узел учета, предназначенный для проведения взаимных расчетов между продавцом и покупателем, где одна из сторон является сторонней организацией по отношению к ОАО «Газпром» и дочерним обществам ОАО «Газпром».

3.1.12. узел хозрасчетного учета: Узел учета, предназначенный для проведения оценки экономической деятельности внутри дочернего общества ОАО «Газпром» или передачи УВС в другое дочернее общество ОАО «Газпром».

3.1.13. узел технологического учета: Узел учета, предназначенный для измерения расхода и массы УВС в технологических целях внутри дочернего общества ОАО «Газпром».

3.1.14. измерительный трубопровод; ИТ: Прямолинейный участок трубопровода с установленным в нем преобразователем расхода, предназначенным для учета УВС или контроля других преобразователей расхода, геометрические характеристики которого, а также размещение на нем средств измерений параметров потока и среды регламентированы нормативной документацией на данный тип преобразователя расхода.

3.1.15. рабочие условия: Условия в месте размещения первичного преобразователя расхода.

3.1.16. основные параметры: Параметры, необходимые для определения массового расхода и массы брутто УВС.

Примечание - Перечни основных параметров потока при реализации разных методов измерений приведены в таблице 4.

3.1.17. дополнительные параметры: Параметры, используемые для контроля работоспособности узла учета и выполнения требований к условиям измерений.

Примечание - Перечень возможных дополнительных параметров потока приведен в таблице 5.

3.1.18. условно-постоянное значение параметра: Значение параметра, принимаемое в качестве постоянного на определенный период времени (например, на сутки, неделю, месяц).

3.1.19. число Рейнольдса: Отношение силы инерции к силе вязкости потока, определяемое по формуле Re = uDr/m.

3.1.20. контроль метрологических характеристик средства измерений: Сличение в период между поверками показаний рабочего и контрольного средств измерений с целью установления пригодности рабочего средства измерения к дальнейшей эксплуатации.

3.1.21. устройство подготовки потока1: Устройство, после прохождения которого поток приобретает кинематическую структуру, близкую к структуре стабилизированного потока2.

_________________

1 До последнего времени все устройства подготовки потока называли струевыпрямителями. В настоящее время струевыпрямителями называют (см. ГОСТ 8.586.1 и [2]) устройства для выполнения одной из функций устройств подготовки потока - устранения закрутки потока.

2 Стабилизированным течением называют движение среды, при котором профили продольных скоростей вдоль трубопровода не изменяются, а закрутка потока отсутствует. Профили продольных скоростей при стабилизированном течении зависят от числа Рейнольдса и шероховатости внутренней стенки трубопровода.

3.2. Обозначения

3.2.1. Основные условные обозначения параметров приведены в таблице 1.

Таблица 1

Условные обозначения

Условное обозначение

Наименование величины

Единицы физических величин

D

Внутренний диаметр трубопровода при рабочей температуре

м

d

Диаметр отверстия сужающего устройства при рабочей температуре

м

Е

Коэффициент скорости входа

1

qm

Массовый расход среды

т/ч

qv

Объемный расход среды при рабочих условиях

м3

m

Масса среды

т

t

Температура среды

°C

Р

Абсолютное давление

МПа

Ра

Атмосферное давление

МПа

Ри

Избыточное давление

МПа

u

Средняя скорость потока

м/с

V

Объем среды при рабочих условиях

м3

b

Относительный диаметр отверстия сужающего устройства

1

bt

Коэффициент температурного расширения

1/°C

bp

Коэффициент сжимаемости жидкости

1/МПа

bm

Массовое газосодержание

1

bо

Объемное газосодержание

1

d

Относительная погрешность измерений или расчета

%

m

Динамическая вязкость среды

Па·с

r

Плотность среды

кг/м3

t

Время

ч

Остальные обозначения указаны непосредственно в тексте.

3.2.2. Индексы обозначения параметров

Индексы, входящие в условные обозначения параметров, относят к величинам, характеризующим эти параметры.

Следующие индексы относят к обозначениям:

г - параметров газовой фазы УВС;

ж - параметров жидкой фазы УВС;

жг - параметров потоков газожидкостной УВС с несущей жидкой фазой;

гж - параметров потоков газожидкостной УВС с несущей газовой фазой;

п - условий в месте измерения плотности среды;

с - стандартных условий (pс = 0,10132 МПа и tс = 20 °C);

v - рабочих условий.

3.3. Сокращения

ИТ - измерительный трубопровод;

МВИ - методика выполнения измерений;

MX - метрологические характеристики;

ПЗУ - пробозаборное устройство;

ПП - поточный плотномер;

ПР - преобразователь расхода;

РЭР - рабочий эталон расхода;

СИ - средство измерений;

УВС - углеводородная среда;

УПП - устройство подготовки потока;

ШФЛУ - широкая фракция легких углеводородов;

БОИ - блок обработки информации.

4. Требования к погрешности (неопределенности) измерений

4.1. Точность измерений массового расхода и массы брутто УВС характеризуют погрешностью или неопределенностью результатов измерений.

4.2. Пределы допускаемых относительных погрешностей и относительные расширенные неопределенности измерений массового расхода и массы брутто УВС в зависимости от типа учета приведены в таблице 2.

Таблица 2

Пределы допускаемой относительной погрешности и относительные расширенные неопределенности измерений массового расхода и массы брутто УВС

Фазовые состояния УВС

Разделы и пункты, где рассмотрены применяемые методы измерений

Тип учета УВС

Пределы допускаемых относительных погрешностей, %

Относительные расширенные неопределенности при уровне доверия 0,95 %

Жидкое

Раздел 5

Коммерческий

0,25

Хозрасчетный

От 0,35 до 2,5

Технологический

До 5,0

Газожидкостное

6.3

Коммерческий

0,35

6.2, 6.3, 6.4, 6.5

Хозрасчетный

От 0,5 до 10,0

Технологический

4.3. Оценку погрешности результатов измерений проводят в соответствии с разделом 5.8. Оценку неопределенности результатов измерений массового расхода и массы УВС при использовании сужающих устройств проводят в соответствии с ГОСТ 8.586.5, при применении остальных ПР - в соответствии с рекомендациями по межгосударственной стандартизации [3], рекомендацией по метрологии [4] и международным стандартом [5].

5. Методика выполнения измерений расхода и количества жидких сред

5.1. Условия выполнения измерений

5.1.1. Измеряемая среда

Измеряемой средой является УВС (см. 3.1.1), находящаяся в условиях проведения измерений в однофазном жидком состоянии.

5.1.2. Условия движения среды

5.1.2.1. Для обеспечения однофазности стабильных УВС:

а) абсолютное давление среды должно удовлетворять условию

p ³ pн + Dpн + 0,l,                                                                (5.1)

где p - абсолютное давление УВС в рассматриваемой точке потока, МПа;

pн - максимальное значение давления насыщения паров на данном узле учета, полученное в результате измерения или расчета, МПа;

Dpн - абсолютная погрешность определения величины pн, МПа;

б) средняя скорость потока не должна превышать: в ИТ - 4 м/с, в ПР - предела скорости, установленного нормативной документацией на ПР.

5.1.2.2. Для обеспечения однофазности нестабильных УВС:

а) абсолютное давление среды должно удовлетворять условию

p ³ pн + Dpн + 0,5,                                                               (5.2)

б) средняя скорость потока не должна превышать: в ИТ - 3 м/с, в ПР - предела скорости, установленного нормативной документацией на ПР.

5.1.2.3. Во избежание возникновения кавитации, обусловленной снижением давления жидкости за ПР, необходимо выполнять требования нормативной документации на ПР к величине давления за ПР.

5.1.2.4. Абсолютная разность температур среды в местах размещения ПР и измерения плотности при проведении коммерческого учета не должна превышать 15 °C, при проведении хозрасчетного и технологического учета - 30 °C.

5.1.2.5. Допустимые пульсации потока, значения температур, давлений, скоростей потока и чисел Рейнольдса должны соответствовать требованиям, изложенным в нормативной документации на используемые СИ.

5.1.3. Внешние условия

Климатические условия, характеристики энергоснабжения, допустимые напряженности магнитных полей и уровни индустриальных радиопомех должны соответствовать требованиям нормативной документации на используемые СИ.

5.2. Методы измерений

5.2.1. Общие положения

Измерения массового расхода и (или) массы брутто УВС, находящихся в жидком состоянии, выполняют одним из следующих методов:

- методом переменного перепада давлений (с помощью сужающих устройств или усредняющих напорных трубок); массовый расход вычисляют по результатам определения перепада давления на первичном ПР и плотности, а массу определяют путем интегрирования массового расхода по времени;

- методом, основанном на определении объемного расхода и плотности при рабочих условиях (с помощью турбинных, камерных, вихревых или ультразвуковых ПР); массовый расход и массу вычисляют по результатам измерения объемного расхода и измерения и (или) расчета плотности;

- методом прямого измерения массового расхода и массы (с помощью кориолисовых ПР).

Выбор метода измерения и ПР рекомендуется проводить с учетом сведений, приведенных в приложении А.

5.2.2. Метод переменного перепада давлений

5.2.2.1. Измерения с помощью сужающих устройств

В трубопроводе, по которому протекает среда, устанавливают сужающее устройство, создающее местное сужение потока. Вследствие перехода части потенциальной энергии потока в кинетическую энергию средняя скорость потока в месте сужения повышается, в результате чего статическое давление в этом сечении становится меньше статического давления перед сужающим устройством. Разность этих давлений (перепад давлений) служит мерой расхода среды.

Формула для определения массового расхода среды с помощью диафрагмы имеет следующий вид:

qm = (p · d2 / 4) · Kш · Kп · C · E · (2rv · Dp)0,5,                                       (5.3)

где qm - массовый расход, кг/с 3;

Kш и Kп, - коэффициенты шероховатости внутренней поверхности стенки ИТ и притупления входной кромки диафрагмы (при использовании других сужающих устройств Kп = 1);

C - коэффициент истечения;

b = d / D - относительный диаметр отверстия сужающего устройства;

Dp - перепад давления на сужающем устройстве, Па;

rv - плотность среды при рабочих условиях;

Е = 1 / (1 - b4)0,5 - коэффициент скорости входа.

5.2.2.2. Измерения с помощью усредняющих напорных трубок

Усредняющую трубку устанавливают так, чтобы она пересекала трубопровод в диаметральном направлении. Трубка имеет две группы отборов давлений. Отборы давления первой группы, размещенные в ее «лобовых» точках, воспринимают полное давление, равное сумме статического и динамического давлений. Отборы давления второй группы в используемых в настоящее время трубках размещают в «кормовых» точках. Они воспринимают давления значительно меньшие по величине, чем полное давление. Каждая из групп отборов давления сообщается со своей камерой усреднения. Измерения основаны на том, что разность этих усредненных давлений (перепад давлений Dp) зависит от величины расхода.

Массовый расход среды с помощью усредняющей трубки рассчитывают по формуле

qm = (p D2 / 4) · a · (Dp · rv)0,5,                                                      (5.4)

где qm - массовый расход, кг/с 4;

a - коэффициент расхода усредняющей трубки.

_________________

3 В соответствии со стандартами ГОСТ 8.586.1 - ГОСТ 8.586.5.

4 В соответствии с рекомендациями [6].

5.2.3. Метод, основанный на определении объемного расхода и плотности

5.2.3.1. Общие сведения

Массовый расход определяют как произведение объемного расхода и плотности, приведенной к рабочим условиям ПР. Объемный расход среды при рабочих условиях измеряют с помощью турбинных, камерных, вихревых или ультразвуковых ПР. Плотность измеряют или рассчитывают.

5.2.3.2. Измерения с помощью турбинных преобразователей расхода

Работа турбинных ПР основана на зависимости частоты вращения турбинки от расхода. Частота вращения турбинки преобразуется в электрический сигнал, обычно в частоту электрических импульсов, пропорциональный скорости потока. Частота вращения турбинки характеризует объемный расход при рабочих условиях, общее число оборотов - объем среды при рабочих условиях.

5.2.3.3. Измерения с помощью камерных преобразователей расхода

Принцип метода заключается в том, что подвижные элементы ПР под давлением измеряемой среды приходят в движение и при этом отмеряют определенные объемы среды.

5.2.3.4. Измерения с помощью вихревых преобразователей расхода

Принцип действия вихревых ПР основан на явлении завихрения потока, известного как явление Кармана: если на пути движущейся среды находится тело плохообтекаемой формы, поток разделяется и образует небольшие вихри. Действие вихревых ПР основано на зависимости частоты срыва вихрей от расхода.

5.2.3.5. Измерения с помощью ультразвуковых преобразователей расхода

Работа ультразвуковых ПР основана на зависимости от расхода разности времен прохождения ультразвуковых сигналов по потоку и против него. Главными элементами ультразвуковых ПР являются электроакустические преобразователи, преобразующие электрическую энергию в акустическую (энергию упругих колебаний среды) и обратно.

По числу акустических каналов ультразвуковые ПР подразделяют на одно-, двух- и многоканальные. Многолучевые ПР применяют при необходимости измерения расхода потока с искаженной кинематической структурой и (или) для достижения повышенной точности.

5.2.3.6. Определение плотности

Методы определения плотности в зависимости от типа УВС указаны в таблице 3.

Таблица 3

Методы определения плотности УВС

Углеводородная среда

Методы определения плотности

 

Измерение в условиях

Расчет

 

потока

лаборатории

 

Стабильная

С помощью ПП

С помощью ареометра или лабораторного плотномера

См. 5.4.1

Нестабильная

 

С помощью пикнометрической установки

 

ШФЛУ, сжиженные природный или нефтяной газы

 

 

 

5.2.4. Метод прямого измерения

5.2.4.1. Прямое измерение массового расхода и массы жидкости выполняют с помощью кориолисовых ПР.

5.2.4.2. Первичные преобразователи кориолисовых расходомеров имеют вид прямой или изогнутой трубы (U- или W-образной формы), по которой движется измеряемая среда. С помощью электромагнитной катушки генерируются колебательные движения трубок, через которые проходит измеряемая среда. Из-за наличия силы Кориолиса сдвиг фаз колебаний входной и выходной сторон трубок зависит от величины массового расхода через ПР. Регистрация эффекта от действия силы Кориолиса и измерение массового расхода среды производится с помощью специальных датчиков. С помощью кориолисовых ПР непосредственно измеряют как массовый расход, так и массу среды. При необходимости коррекции показаний кориолисовых ПР измеряют абсолютное давление и температуру среды.

5.2.5. Параметры потока и среды

5.2.5.1. Параметры, которые необходимо измерить или вычислить при определении расхода и количества, разделяют на основные и дополнительные.

5.2.5.2. Основные параметры потока и среды при реализации разных методов измерений приведены в таблице 4.

Таблица 4

Основные параметры потока и среды

Наименование параметра

Цель определения параметра

Способ определения параметра

Необходимость определения параметра при использовании метода

переменного перепада давлений

основанного на измерении объемного расхода и плотности

прямого измерения массового расхода и массы

Объемный расход и объем при рабочих условиях

Определение массового расхода и массы

Измерение

-

+

-

Перепад давления на первичном ПР

+

-

-

Плотность при рабочих условиях

Измерение и (или) расчет

+

+

-

Массовый расход и масса

Параметры являются конечными результатами измерений

+

+

+

Давление в месте размещения ПР

Определение плотности, корректировка показаний ПР, учет температурного расширения металла

Измерение

+

+

+

Температура в месте размещения ПР

+

+

+

Разность температур в местах измерений расхода и плотности

Определение поправок на плотность и (или) оценка дополнительной погрешности

Измерение

+

+

-

Разность давлений в местах установки ПР и поточного плотномера

+

+

-

Компонентный состав среды1

Расчет плотности, коэффициентов сжимаемости и термического расширения, вязкости

+

+

-

Вязкость

Расчет коэффициента истечения и (или) введение поправки по вязкости на показания ПР

Измерение или расчет

+

+

-

Коэффициент сжимаемости жидкости

Корректировка значения плотности, полученного при измерении

Расчет

+

+

-

Коэффициент температурного расширения

+

+

-

1 Информация о компонентном составе среды может отсутствовать, если плотность среды при рабочих условиях непосредственно измеряется или рассчитывается по варианту 2а (см. 5.4.1.1) и вариантам, приведенным в 5.4.1.2 и 5.4.1.3 (см. также приложение Б).

5.2.5.3. Дополнительные параметры приведены в таблице 5.

Таблица 5

Дополнительные параметры

Параметры

Цель определения параметра

Способ определения параметра

Перепады давлений на фильтре, первичном ПР и (или) УПП

Обнаружение засорения фильтра, первичного ПР и (или) УПП

Измерение

Компонентный состав среды

Расчет давления насыщенных паров по Рейду, давления насыщения, вязкости

 

Вязкость

Контроль соблюдения условий эксплуатации ПР

Измерение или расчет

Давление насыщенных паров по Рейду

Отнесение среды к стабильной или нестабильной

 

Давление насыщения

Контроль выполнения условия (5.1) или (5.2)

Измерение

Давление среды

 

 

Температура среды

 

 

5.3. Средства измерений

5.3.1. Общие положения

5.3.1.1. На узлах учета УВС к эксплуатации допускаются СИ, прошедшие государственные испытания для целей утверждения типа СИ (имеющие сертификат об утверждении типа СИ) в соответствии с требованиями правил по метрологии [7].

СИ параметров потока и среды должны иметь действующие свидетельства о поверке и (или) поверительные клейма5 (см. также 5.9.1.1).

Допускается СИ дополнительных параметров подвергать только калибровке.

5.3.1.2. Выбор СИ параметров потока и среды проводят в следующей последовательности:

а) выбирают совокупность СИ, которые могут быть применены в заданных условиях, полагая точность измерений удовлетворительной;

б) рассчитывают погрешность измерений массового расхода и массы в соответствии с 5.8.

Примечание - Расчет погрешности измерений массового расхода и массы проводят при значениях основных параметров потока и среды, дающих наибольшую погрешность.

Если погрешность измерения расхода (массы) превышает допускаемый предел6, то необходимо, с учетом вклада каждого СИ в погрешность измерения расхода (массы), выбрать более точные СИ.

Если погрешность измерения массового расхода (массы) значительно меньше допускаемой погрешности измерений, то использование выбранных СИ может оказаться нерациональным по экономическим соображениям. В этом случае, если сумма затрат на приобретение и обслуживание менее точных СИ существенно меньше суммы затрат на высокоточные СИ, целесообразно выбрать менее точные СИ;

в) расчет прекращают, когда СИ удовлетворяют метрологическим и экономическим требованиям.

_________________

5 Поверительное клеймо наносят на СИ или в технической документации на СИ.

6 Установление предела допускаемой погрешности измерения массового расхода (массы) проводят на стадии разработки технических требований к узлу учета.

5.3.1.3. Максимальные и минимальные значения измеряемых параметров должны перекрываться диапазонами измерений СИ. Рекомендуется, чтобы максимальному значению измеряемого параметра соответствовало приблизительно 90 % верхнего предела измерений СИ.

5.3.1.4. В случаях, если дополнительная погрешность, обусловленная непостоянством величины параметра, не приводит к невыполнению требований раздела 4, допускается использовать условно-постоянные значения параметра.

5.3.1.5. Монтаж СИ выполняют в соответствии с требованиями распространяющейся на СИ нормативной документации и настоящего подраздела.

5.3.2. Требования к измерительному трубопроводу

5.3.2.1. Требования к ИТ при использовании сужающих устройств и усредняющих напорных трубок.

Требования к ИТ при использовании сужающих устройств устанавливают ГОСТ 8.586.1 - ГОСТ 8.586.4, при использовании усредняющих напорных трубок ИТ изготавливают в соответствии с рекомендацией [6].

5.3.2.2. Требования к ИТ при использовании турбинных, камерных, вихревых, ультразвуковых и кориолисовых ПР.

5.3.2.2.1. ИТ должен быть прямолинейным и иметь круглое сечение по всей длине.

5.3.2.2.2. При использовании турбинных, вихревых и ультразвуковых ПР требование прямолинейности считают выполненным, если на любом отрезке ИТ отношение максимального отклонения любой образующей наружной поверхности трубопровода от прямой линии к длине отрезка не превышает 0,4 %.

5.3.2.2.3. При использовании турбинных, вихревых и ультразвуковых ПР выполнение требования к округлости сечений контролируют визуально, за исключением участков вблизи корпуса ПР, где такая оценка может быть дана только по результатам измерений геометрических характеристик сечений.

5.3.2.2.4. Считают, что ИТ перед ПР имеет круглые сечения, если результаты измерений не менее четырех внутренних диаметров, измеренных под равными углами в каждом из двух сечений, находящихся непосредственно перед корпусом ПР и на расстоянии 2перед корпусом ПР, будут отличаться от среднего диаметра не более чем на 1 %.

5.3.2.2.5. Контроль округлости ИТ после ПР проводят по результатам измерений внутренних диаметров в сечении непосредственно за корпусом ПР. Результаты измерений в этом сечении не менее четырех диаметров, измеренных под равными углами, не должны отличаться от среднего диаметра более чем на 2 %.

5.3.2.2.6. Относительная погрешность СИ, применяемого для измерения внутреннего диаметра ИТ, не должна превышать 0,1 %.

5.3.2.2.7. При использовании камерных и кориолисовых ПР выполнение требований к прямолинейности и округлости сечений ИТ контролируют визуально.

5.3.2.2.8. Высота уступа7 в месте соединения ИТ и корпуса ПР не должна превышать:

- перед ПР: 0,5 % внутреннего диаметра ИТ для турбинных, вихревых и ультразвуковых ПР и 2 % - для камерных и кориолисовых ПР;

- после ПР: 1 % внутреннего диаметра ИТ для турбинных, вихревых и ультразвуковых ПР и 3 % - для камерных и кориолисовых ПР.

_________________

7 Уступом называют смешение внутренних поверхностей двух секций ИТ в месте их стыка, обусловленное смещением осей этих секций и (или) различием значений их внутренних диаметров.

5.3.2.2.9. На расстоянии более 2D от корпуса ПР ИТ может быть составным.

Если разность диаметров составных частей ИТ превышает 1 %, то допускается применение конусных переходов, размеры которых должны соответствовать следующим условиям:

;                                                                     (5.5)

,                                                              (5.6)

где D2 и Dl - больший и меньший внутренние диаметры конусного перехода соответственно;

LK - длина конусного перехода.

Конусные переходы, удовлетворяющие вышеуказанным условиям, не считаются местными сопротивлениями.

5.3.2.2.10. Конусные переходы для сопряжения ИТ и корпуса турбинных, вихревых и ультразвуковых ПР могут быть использованы только в случае, если они предусмотрены технической документацией на конкретный ПР.

Допускается применение конусных переходов при выполнении требований 5.3.2.2.9 при использовании камерных и кориолисовых ПР.

5.3.2.2.11. При измерениях с помощью турбинных, вихревых и ультразвуковых ПР для изготовления прямых участков ИТ допускается использовать сварные трубы при условии, что шов сварных труб не является спиральным. Высоты валиков кольцевого шва на внутренней поверхности прямого участка ИТ и продольного шва сварного трубопровода не должны превышать 0,005D на участке ИТ длиной 2D перед корпусом ПР и 0,01D - на участке ИТ длиной 2D, расположенным после корпуса ПР.

Требования к виду сварного шва и его размерам в случае применения камерных и кориолисовых ПР не регламентируются.

5.3.2.2.12. Уплотнительные прокладки не должны выступать во внутреннюю полость ИТ. Рекомендуемая толщина плоских прокладок - не более 3 мм.

Примечание - Для центровки прокладки в процессе монтажа используют три затяжных болта, расположенные под углом 120°. После центровки уплотнительной прокладки все болты плотно затягивают.

5.3.2.2.13. Длины прямых участков ИТ до и после ПР должны соответствовать требованиям, установленным предприятием - изготовителем ПР. При отсутствии таких требований в технической документации на ПР длины выбирают в соответствии с требованиями приложения В.

5.3.2.2.14. При необходимости и возможности сокращения длины прямого участка ИТ перед ПР применяют УПП. Тип УПП и место его расположения в ИТ должны указываться предприятием-изготовителем ПР. При отсутствии таких данных поверка ПР должна производиться совместно с используемым УПП.

5.3.3. Состав средств измерений основных параметров потока и среды

5.3.3.1. При выполнении измерений основных параметров потока и среды на узлах коммерческого учета применяют СИ, приведенные в таблице 6.

Таблица 6

Состав СИ основных параметров потока и среды на узлах коммерческого учета

Метод

Наименование СИ

Измеряемая величина

Ориентировочные пределы допускаемых погрешностей СИ2

Основанный на определении объемного расхода и плотности

ПР (турбинный, ультразвуковой, камерный)

Рабочие и резервные

Объемный расход и объем

±0,15 %3

Контрольный

±0,10 %4

Поточные плотномеры (рабочий и контрольно-резервный)

Плотность УВС

±0,1 %3

Преобразователь давления

Абсолютное давление

±0,2 %5

Преобразователь температуры

Температура

±0,2 °C

Хроматограф1

Компонентный состав

(0,001...1,4) %6

Прямого измерения

Кориолисов ПР

Рабочие и резервные

Массовый расход и масса

±0,25 %3

Контрольный

±0,20 %3

Преобразователь давления

Абсолютное давление

±0,6 %3

Преобразователь температуры

Температура

±0,2 °C

_____________________

1 При необходимости расчета по компонентному составу давления насыщенных паров по Рейду, давления насыщения, вязкости и поправки, обусловленной различием условий измерений в местах измерений расхода и плотности.

2 СИ должны иметь погрешности, позволяющие обеспечивать возможность выполнения требований раздела 4.

3 Пределы допускаемой относительной погрешности.

4 Пределы допускаемой относительной погрешности в точке расхода.

5 Пределы допускаемой приведенной погрешности.

6 Пределы допускаемой абсолютной погрешности.

5.3.3.2. При выполнении измерений основных параметров потока и среды на узлах хозрасчетного и технологического учета применяют СИ, приведенные в таблице 7.

Таблица 7

Состав СИ основных параметров потока и среды на узлах технологического и хозрасчетного учета

Метод

Способ определения плотности

Средства и условия измерения плотности

СИ параметров потока и среды

независимо от способа определения плотности

в зависимости от способа определения плотности

Метод переменного перепада давлений

Измерение

Поточный плотномер. Условия потока

Преобразователи перепада давлений, давления, температуры в месте размещения ПР

Преобразователи давления и температуры в месте размещения СИ плотности, хроматограф1

Ареометр или лабораторный плотномер. Условия лаборатории

Расчет

-

Хроматограф

Основанный на определении объемного расхода и плотности

Измерение

Поточный плотномер. Условия потока

Преобразователи давления и температуры в месте размещения ПР

Преобразователи давления и температуры в месте размещения СИ плотности, хроматограф1

Ареометр или лабораторный плотномер. Условия лаборатории

Расчет

 

Хроматограф

Прямого измерения

-

-

-

_________________________

1 При необходимости расчета по компонентному составу давления насыщенных паров по Рейду, давления насыщения, вязкости и поправки, обусловленной различием условий измерений в местах измерений расхода и плотности.

5.3.3.3. При отказах и отключениях ПП допускается в течение периода, необходимого на его ремонт или замену, но не более двух месяцев, производить измерения плотности среды с помощью ареометра или лабораторного плотномера, точность которых позволяет обеспечить выполнение требования раздела 4.

5.3.4. Состав средств измерений дополнительных параметров потока и среды

При выполнении измерений дополнительных параметров потока и среды применяют СИ, приведенные в таблице 8.

Таблица 8

СИ дополнительных параметров потока и среды

Средство измерений

Назначение

Преобразователь перепада давлений1

Своевременное обнаружение засорения фильтров, первичных ПР, УПП

Преобразователь давления

Контроль выполнения условий (5.1) или (5.2)

Вискозиметр

Контроль нахождения значения вязкости в заданных пределах

Хроматограф

Компонентный состав среды для расчета давления насыщенных паров по Рейду, давления насыщения, вязкости

Специальное оборудование

Измерение давления насыщенных паров по Рейду, давления насыщения

____________________

1 Если давление в фильтрах не превышает 0,1 МПа, допускается вместо преобразователей перепада давлений устанавливать два преобразователя давления (до и после фильтров, первичных ПР, УПП)

5.3.5. Преобразователи расхода

5.3.5.1. Монтаж и применение стандартных сужающих устройств регламентируют ГОСТ 8.586.1 - ГОСТ 8.586.5.

5.3.5.2. Монтаж и применение усредняющих трубок выполняют в соответствии с рекомендациями [6].

5.3.5.3. Монтаж и применение турбинных, ротационных, вихревых, ультразвуковых и кориолисовых ПР регламентируется технической документацией предприятий-изготовителей.

5.3.5.4. Выбор типа ПР рекомендуется проводить с учетом сведений о ПР, приведенных в приложении А.

5.3.6. Средства измерений давления

5.3.6.1. Абсолютное давление среды измеряют либо непосредственно, либо путем суммирования измеренных величин избыточного и атмосферного давлений.

5.3.6.2. Измерения абсолютного, избыточного и атмосферного давлений проводят с помощью СИ давления любого принципа действия.

5.3.6.3. При отсутствии отверстия для отбора давления в корпусе ПР и указаний по его размещению в технической документации на ПР отверстие должно удовлетворять требованиям 5.3.6.4 и 5.3.6.5 и приложения В.

5.3.6.4. С внутренней стороны стенки ИТ отверстие для отбора давления:

- должно быть круглым и цилиндрическим на длине не менее 2,5 диаметра этого отверстия от внутренней поверхности ИТ;

- иметь диаметр не более 0,13D. Рекомендуются диаметры отверстий от 4 мм до 10 мм;

- иметь острые кромки, находящиеся заподлицо с внутренней поверхностью ИТ.

5.3.6.5. В горизонтальных и наклонных трубопроводах отверстия для отбора давления размещают в нижней половине сечения ИТ, в вертикальных - в любой части сечения ИТ.

5.3.6.6. В случае, если преобразователь избыточного давления размещен в помещении с работающими системами вентиляции или кондиционирования, атмосферное давление следует измерять в этом же помещении.

5.3.7. Средства измерений температуры

5.3.7.1. Измерение температуры проводят с помощью СИ температуры любого принципа действия.

5.3.7.2. При отсутствии преобразователя температуры в составе ПР и указаний по его размещению в технической документации на ПР он должен удовлетворять требованиям и рекомендациям 5.3.7.3 - 5.3.7.10 и приложения В.

5.3.7.3. Температуру среды измеряют на прямолинейном участке ИТ до или после ПР. Во всех случаях необходимо стремиться к тому, чтобы преобразователь температуры или его защитная гильза (при ее наличии) как можно меньше загромождали проходное сечение ИТ.

5.3.7.4. Преобразователь температуры или его защитную гильзу (при ее наличии) погружают в ИТ на глубину от 0,3D до 0,7D.

5.3.7.5. Наилучшим расположением преобразователя температуры или его защитной гильзы (при ее наличии) при их установке является радиальное, схема которого приведена на рисунке 1а.

Допускается их наклонное расположение (см. рисунки 1б и 1г) или установка за ПР в колене (см. рисунок 1в). Указанное направление потока на рисунках 1б, 1в - рекомендуемое.

5.3.7.6. Наружный диаметр преобразователя температуры или гильзы (при ее наличии) Dt не должен превышать 0,13D.

Если Dt > 0,13D, то преобразователь температуры или гильзу (при ее наличии) устанавливают в расширитель, который изготавливают в соответствии с ГОСТ 8.586.5 и размещают после ПР.

5.3.7.7. Допускается установка преобразователя температуры или гильзы (при ее наличии) в колене в соответствии с рисунком 1в.

5.3.7.8. Между ПР и преобразователем температуры или гильзой (при ее наличии) должны отсутствовать местные сопротивления (исключение составляют варианты, представленные на рисунках 1в и 1г).

Рисунок 1 - Схема установки преобразователя температуры

5.3.7.9. При установке преобразователя температуры в гильзу обеспечивают надежный тепловой контакт, заполняя гильзу, например, жидким маслом. Преобразователь температуры погружают в гильзу на полную ее глубину (с монтажным зазором). Рекомендуется, чтобы зазор между боковыми стенками гильзы и преобразователем температуры не превышал 0,5 мм.

Рекомендуется гильзу теплоизолировать от стенки ИТ.

5.3.7.10. Участок ИТ между преобразователем температуры и ПР теплоизолируют в соответствии с требованиями 6.4.8 СТО Газпром 5.3.

5.3.8. Средства измерений плотности и компонентного состава среды

5.3.8.1. Для измерения плотности допустимо применение плотномеров любого типа.

5.3.8.2. Для определения компонентного состава УВС применяют хроматографы любого типа, не изменяющие состав УВС.

5.3.8.3. При установке пробозаборного устройства непосредственно в ИТ расстояние между пробозаборным устройством и ПР должно быть не менее указанных в таблице 9 значений.

Таблица 9

Минимальное расстояние между ПР и пробозаборным устройством при установке последнего в ИТ

Наружный диаметр пробозаборного устройства

Минимальное расстояние между корпусом ПР и пробозаборным устройством при размещении последнего

 

перед ПР

после ПР

£ 0,13D

20D

3D

³ 0,13D

-

10D

5.3.8.4. Длина прямого участка ИТ между пробозаборным устройством и местным сопротивлением должна быть не менее 5D.

5.3.8.5. При необходимости участок трубопровода от пробозаборного устройства до плотномера теплоизолируют в соответствии с 6.4.8 СТО Газпром 5.3.

5.3.9. Блок сбора, обработки и передачи информации

5.3.9.1. На узлах коммерческого учета для автоматизированных сбора, обработки, отображения, регистрации информации со всех СИ и управления режимами работы узла учета служит блок сбора, обработки и передачи информации. Требования и рекомендации к БОИ изложены в 7.5 СТО Газпром 5.3 и приложении Д СТО Газпром 5.3.

5.3.9.2. Узлы хозрасчетного и технологического учета рекомендуется оснащать БОИ. Требования и рекомендации 7.5 СТО Газпром 5.3 и приложения Д СТО Газпром 5.3 для узлов хозрасчетного и технологического учета носят рекомендательный характер.

5.3.9.3. На узлах хозрасчетного и технологического учета допускается применять приборы с регистрацией результатов измерения на бумажных или электронных носителях, а также планиметры или электронные устройства для считывания графической информации, вычислительные устройства ручного или автоматического действия для обработки результатов измерений.

5.3.9.4. Алгоритм и программа расчета массового расхода и массы УВС, реализуемые вычислительным устройством БОИ, подлежат метрологической аттестации в соответствии с рекомендациями по метрологии [8] и [9].

5.3.10. Вспомогательные устройства

5.3.10.1. Вспомогательные устройства, применяемые при измерении давления, перепада давлений и температуры, должны удовлетворять требованиям 6.2 и 6.3 ГОСТ 8.586.5.

5.3.10.2. При необходимости применяют УПП (см. 5.3.2.2.14).

5.3.10.3. При необходимости очистки потока УВС от взвешенных в нем твердых частиц устанавливают фильтры. Их фильтрующий материал должен быть химически инертен к УВС, обеспечивать требуемую степень очистки при приемлемой потере давления на фильтре, не разрушаться под воздействием движущейся среды и в процессе периодической очистки фильтра.

5.4. Расчет свойств среды

5.4.1. Расчет и корректировка плотности при рабочих условиях

5.4.1.1 Процедура расчета плотности нестабильных УВС и их смесей с нефтью при рабочих условиях приведена в подразделе Б.1.1 приложения Б, процедура корректировки - в подразделе Б.1.2 приложения Б.

Необходимые исходные данные и область применения процедур расчета и корректировки плотности при рабочих условиях нестабильных УВС и их смесей с нефтью приведены в таблице 10.

Таблица 10

Исходные данные и область применения процедур расчета и корректировки плотности нестабильных УВС

Процедура

Исходные данные

Область применения

 

 

rс, кг/м3

t°C

p, МПа

Расчет

Компонентный и (или) фракционный состав, pvtv

От 580 до 700

От минус 10 до 60

От 0,5 до 7,0

Корректировка

rпpпtпpvtv

 

 

 

Расчет плотности при рабочих условиях нестабильных УВС и их смесей с нефтью соответствует СТО Газпром 5.1.

5.4.1.2. Процедура расчета плотности стабильных УВС и нефти товарной Уренгойского и Оренбургского месторождений с нефтью при рабочих условиях приведена в подразделе Б.2.1 приложения Б, процедура корректировки - в подразделе Б.2.2 приложения Б.

Необходимые исходные данные и область применения процедур расчета и корректировки плотности приведены в таблице 11.

Таблица 11

Исходные данные и область применения вариантов расчета плотности стабильных УВС

Процедура

Исходные данные

Область применения

 

 

r15, кг/м3

t°C

p, МПа

Расчет

Плотность УВС при 15 °C и избыточном давлении, равном нулю r15pvtv

От 610 до 900

От минус 18 до 90

От 0,1 до 10,0

Корректировка

rпpпtпpvtv

 

 

 

Расчет плотности при рабочих условиях стабильных УВС и нефти товарной Уренгойского и Оренбургского месторождений соответствует [10], [11] и [12].

5.4.1.3 Процедура расчета плотности при рабочих условиях ШФЛУ, сжиженных природного и нефтяного газов приведена в подразделе Б.3.1 приложения Б, процедура корректировки - в подразделе Б.3.2 приложения Б.

Необходимые исходные данные и область применения процедур расчета и корректировки приведены в таблице 12.

Таблица 12

Исходные данные и область применения вариантов расчета плотности ШФЛУ, сжиженных природного и нефтяного газов

Процедура

Исходные данные

Область применения

 

 

r15, кг/м3

t°C

p, МПа

Расчет

Плотность УВС при абсолютном давлении pп и температуре 15 °r15pvtv

От 350 до 688

От минус 45 до 60

От 0,1 до 10,0

Корректировка

rпpпtпpvtv

 

 

 

Расчет плотности при рабочих условиях ШФЛУ, сжиженных природного и нефтяного газов соответствует [11], [12] и [13].

5.4.1.4. Допускается принимать rv = rп, если

,                                                    (5.7)

где  - максимальное значение величины  для рассматриваемого ПР на данном узле учета;

 - предел допускаемой относительной погрешности определения плотности, обусловленной отличием условий в местах измерений объемного расхода (объема) и плотности, %;

bt и bp - коэффициенты температурного расширения и сжимаемости жидкости, 1/МПа и 1/°C;

p - давление, МПа;

t - температура, °C;

Dt = tv - tп;

Dp = pv - pп;

индекс «п» относит величины к условиям в месте измерения плотности, «v» - к рабочим условиям.

Величину  определяют по формулам, приведенным в таблице 13.

Таблица 13

Величина  в зависимости от типа ПР и 

, %

, %

 при измерении массового расхода с помощью

турбинных, камерных, вихревых и ультразвуковых ПР

сужающих устройств и усредняющих трубок

От 0,25 до 5,0

< 1

³ 1

1  - относительная погрешность измерения массового расхода при  и имеющихся СИ основных параметров потока и среды.

2  - предел допускаемой относительной погрешности массового расхода.

5.4.2. Давление насыщенных паров по Рейду, давление насыщения, вязкость, массовое и объемное газосодержание

5.4.2.1. Давление насыщенных паров по Рейду, вязкость и объемное газосодержание рассчитывают согласно [14].

5.4.2.2. Массовое газосодержание определяют по следующей формуле:

,                                                    (5.8)

где bо - объемное газосодержание;

rж и rг - плотности жидкой и газовой фаз, рассчитываемые согласно [14].

5.4.2.3. Давление насыщения, при отсутствии методики его расчета в нормативной документации для данного вида УВС, рассчитывают в соответствии с [14] или ГОСТ 28656.

5.5. Подготовка к выполнению измерений

5.5.1. При подготовке к выполнению измерений проверяют:

- соответствие требованиям нормативной документации СИ прямых участков ИТ, монтажа соединительных трубок, монтажа всех СИ, условий применения СИ;

- наличие документации или соответствующих отметок, допускающих СИ к эксплуатации;

- корректность конфигурирования вычислительного устройства;

- герметичность соединений;

- наличие масла в гильзах преобразователей температуры;

- целостность пломб и клейм.

5.5.2. Проводят подготовительные работы, установленные в нормативной документации на используемые СИ и другие технические средства.

5.5.3. Периодически проводят контроль состояния и условий применения технических средств в соответствии с требованиями подраздела 5.9.

5.5.4. При положительных результатах проверки все СИ и технические средства вводят в рабочий режим эксплуатации.

5.6. Выполнение измерений

5.6.1. Выполнение измерений методом переменного перепада давлений

5.6.1.1. Выполнение измерений с помощью стандартных сужающих устройств регламентирует ГОСТ 8.586.5.

5.6.1.2. Выполнение измерений с помощью усредняющих трубок регламентируют рекомендации [6].

5.6.1.3. Плотность среды определяют согласно 5.6.2.3 - 5.6.2.5.

5.6.2. Выполнение измерений методом, основанным на определении объемного расхода и плотности при рабочих условиях

5.6.2.1. При выполнении измерений массового расхода и массы с помощью ПР объемного расхода (турбинными, камерными, вихревыми или ультразвуковыми) измеряют объемный расход qv и (или) объем V при рабочих условиях, измеряют или вычисляют плотность rv.

5.6.2.2. Объемный расход и (или) объем при рабочих условиях измеряют в соответствии с инструкцией по эксплуатации ПР.

5.6.2.3. При использовании поточного или лабораторного плотномера плотность измеряют с учетом поправок на температуру и давление среды в соответствии с инструкцией по эксплуатации плотномера, при использовании ареометра - в соответствии с ГОСТ 3900.

5.6.2.4. Результат измерений плотности, при необходимости, корректируют согласно 5.4.1.

5.6.2.5. Измерение плотности в лабораторных условиях и определение компонентного состава (при отсутствии поточного хроматографа) проводят по отобранным пробам.

5.6.2.5.1. Отбор проб стабильных УВС осуществляют в соответствии с ГОСТ 2517, нестабильных - в соответствии с [15] (при автоматическом отборе объединенной пробы и ручном отборе точечной пробы).

5.6.2.5.2. Отбор проб УВС проводят во входном или выходном коллекторе.

5.6.2.5.3. Отбор проб проводят по насосной или безнасосной схеме. При наличии возможности возврата УВС в трубопровод узла учета с меньшим давлением допускается применение безнасосной схемы.

5.6.2.5.4. Отбор проб должен производиться при скорости потока на входе пробозаборного устройства (ПЗУ) не более чем в два раза (в большую или меньшую сторону) отличающейся от скорости в коллекторе в месте отбора проб. Требуемому номинальному значению скорости соответствует значение расхода на входе ПЗУ, определяемое по формуле

,                                                                (5.9)

где qПЗУ и q - объемные расходы на входе ПЗУ и в коллекторе, в месте отбора проб;

FПЗУ и F - площади поперечных сечений входа ПЗУ и коллектора.

5.6.2.5.5. Расход УВС через поточные преобразователи должен соответствовать требованиям нормативной документации на преобразователи.

5.6.2.5.6. Место, тип ПЗУ и периодичность отбора проб УВС, место и периодичность проведения анализа проб УВС должны быть указаны в инструкции по эксплуатации узла учета.

5.6.2.5.7. Оценку необходимой частоты отбора проб при определении плотности рекомендуется проводить в соответствии с 6.4.2.4 ГОСТ 8.586.5. На узлах коммерческого учета с расходом до 500 м3/ч интервалы времени между отборами проб должны быть не более двух часов, с расходом 500 м3/ч и более - не более одного часа.

5.6.2.5.8. Компонентный состав УВС определяют с помощью хроматографа в соответствии с методическими материалами [16]. Допускается определение компонентного состава подругам методикам или совокупности методик, например, ГОСТ 10679, ГОСТ 23781, ASTM D 5134 [17], стандартом ООО «Уренгойгазпром» [18] или использовать данные, полученные с помощью поточных хроматографов.

5.6.3. Выполнение прямых измерений

5.6.3.1. Измерения массового расхода и массы с помощью кориолисова ПР выполняют в соответствии с инструкцией по эксплуатации ПР.

5.6.3.2. В случаях, предусмотренных технической документацией на ПР, вводят поправку, обусловленную зависимостью результата измерений от давления и температуры УВС.

5.7. Расчет расхода и количества среды

5.7.1. Расчет расхода

5.7.1.1. При проведении измерений с помощью сужающего устройства массовый расход вычисляют согласно ГОСТ 8.586.5, с помощью усредняющей трубки - согласно рекомендации [6].

5.7.1.2. При измерении расхода с помощью преобразователей объемного расхода (турбинных, камерных, вихревых или ультразвуковых ПР) массовый расход определяют по формуле

qm = 10-3 · qv · rv,                                                            (5.10)

где qm - массовый расход, т/ч;

qv - объемный расход при рабочих условиях, м3/ч;

rv - плотность среды при рабочих условиях, кг/м3.

Объемный расход среды при рабочих условиях вычисляют по формуле

,                                                                 (5.11)

где f - частота импульсов, формируемых ПР, Гц;

K - коэффициент преобразования ПР (задается предприятием-изготовителем ПР или определяется при поверке), имп/м3.

5.7.1.3. При применении кориолисова ПР расчет массового расхода УВС выполняют по следующей формуле

,                                                                 (5.12)

где fm - частота импульсов, формируемых ПР, Гц;

Km - коэффициент преобразования ПР (задается предприятием-изготовителем ПР или определяется при поверке), имп/кг.

При применении кориолисова ПР расчет массового расхода УВС вычисляют с учетом поправок на температуру и давление среды. Зависимости для расчета поправок представляет предприятие-изготовитель ПР.

5.7.2. Расчет массы

5.7.2.1. При использовании метода переменного перепада давлений массу среды вычисляют по формуле

,                                                 (5.13)

где t0 - отчетный период времени, ч;

Dti - интервал опроса датчиков или времени усреднения расхода, ч.

5.7.2.2. При расчете массы среды по результатам определения объема и плотности используют следующую формулу:

,                                                          (5.14)

где m - масса среды, прошедшая через ИТ за отчетный период, т;

Vi - объем среды при рабочих условиях, прошедший через ИТ в течение i-го интервала времени, м3;

 - плотность среды в течение i-го интервала времени, кг/м3;

n - число измерений объема и плотности среды за отчетный период.

Объем среды при рабочих условиях, прошедший через ИТ в течение i-го интервала времени определяют по формуле

,                                                                       (5.15)

где Ni - общее число импульсов, формируемых ПР за i-й интервал времени измерений.

5.7.2.3. Расчет массы среды при применении прямых методов выполняют по формуле

,                                                                     (5.16)

где N - общее число импульсов, формируемых ПР за интервал времени измерений.

5.7.2.4. При отсутствии поточного плотномера (см. 5.3.3.3) и отличии объемов Vi прошедших через ПР за два любых последовательных интервала времени в течение отчетного периода, не более 10 %, а плотности - не более 1 %, допускается вычислять массу по формуле

,                                                                (5.17)

где V - объем среды при рабочих условиях, измеренный за отчетный период, м3;

 - среднеарифметическое значение плотности среды в рабочих условиях за отчетный период, кг/м3.

5.8. Оценка погрешности определения расхода и количества среды

5.8.1. Погрешности измерения массового расхода и массы

5.8.1.1. Относительную неопределенность массового расхода и массы при измерениях с помощью стандартных сужающих устройств рассчитывают в соответствии с ГОСТ 8.586.5.

5.8.1.2. Относительную погрешность измерений массового расхода при измерениях с помощью усредняющих трубок рассчитывают согласно рекомендации [6].

5.8.1.3. Относительную погрешность измерений массового расхода при измерениях методом, основанным на измерении объемного расхода и плотности при рабочих условиях, определяют по формуле

,                                                        (5.18)

где  - погрешность определения объемного расхода УВС;

 - погрешность определения плотности УВС;

dв - погрешность устройства обработки информации или измерительно-вычислительного комплекса, значение которой устанавливается из сертификата об утверждении типа или свидетельства о поверке.

5.8.1.4. Если массу УВС определяют по формуле (5.13), то относительную погрешность определения массы вычисляют по формуле

,                                                          (5.19)

где  - погрешность определения массового расхода УВС;

dt - погрешность измерения интервала времени.

5.8.1.5. Если массу УВС определяют по формуле (5.14), то относительную погрешность определения массы вычисляют по формуле

,                                                          (5.20)

где dv - погрешность определения объема УВС при рабочих условиях.

5.8.1.6. Относительную погрешность измерения массового расхода или массы при их непосредственном измерении с помощью кориолисова ПР принимают равной погрешности используемого ПР.

5.8.2. Составляющие погрешностей определения массового расхода (массы) по значениям объемного расхода (объема) и плотности УВС

5.8.2.1. Погрешность измерения объемного расхода  или объема dv при рабочих условиях принимают равной погрешности используемого расходомера или счетчика (турбинного, камерного, вихревого или ультразвукового).

5.8.2.2. Погрешность расчета плотности при рабочих условиях нестабильных УВС и их смесей с нефтью по компонентному и (или) фракционному составу в соответствии с подпунктом 5.4.1.1 принимают согласно требованиям подраздела 7.2 СТО Газпром 5.1.

5.8.2.3. Погрешность расчета и корректировки плотности при рабочих условиях по величинам rп или r15 (см. процедуру корректировки 5.4.1.1, процедуры расчета и корректировки 5.4.1.2, 5.4.1.3, процедуру принятия rv rпсогласно 5.4.1.4) вычисляют по формуле

,                                                            (5.21)

где  - погрешность измерения плотности среды с помощью поточного или лабораторного плотномера, %;

 - составляющая относительной погрешности определения плотности, обусловленная отличием условий в местах измерений объемного расхода (объема) расхода и плотности, %.

5.8.2.3.1. Погрешность  в случае измерения плотности среды с помощью поточного или лабораторного плотномера принимают равной погрешности, указанной в паспорте или протоколе поверки плотномера.

5.8.2.3.2. Погрешность  в случае измерения плотности среды с помощью ареометра вычисляют по формуле

,                                                            (5.22)

где Drп - абсолютная погрешность измерения плотности среды с помощью ареометра.

Величину Drп принимают равной для прозрачных сред 1,2 кг/м3, для темных и непрозрачных - 1,5 кг/м3 или устанавливают в соответствии с требованиями к погрешности измерений применяемой МВИ плотности.

5.8.2.3.3. Погрешность  вычисляют по формулам:

- при корректировке согласно 5.4.1.1, а также при расчете и корректировке согласно 5.4.1.2 и 5.4.1.3

;                               (5.23)

- при условии принятия rv rп (см. 5.4.1.4)

,                                                      (5.24)

где

;                                                             (5.25)

Dt = tv - tп;                                                                       (5.26)

Dp = pv - pп;                                                                    (5.27)

- относительные погрешности определения величин DtDрbt и bp, %.

Для нестабильных УВС и их смесей с нефтью коэффициент  принимают равным значению bt при температуре (tv tп)/2 или рассчитывают по формуле

,                                                            (5.28)

где значения  и  определяют по таблице А.2 приложения А СТО Газпром 5.1.

Для стабильных УВС и нефти товарной Уренгойского и Оренбургского месторождений, ШФЛУ, сжиженных природного и нефтяного газов коэффициент  рассчитывают по формуле

,                                                        (5.29)

где  - поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры tv на объем УВС;

 - поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры tп на объем УВС.

Значения поправочных коэффициентов  и  рассчитывают в соответствии с подразделами Б.2 и Б.3 приложения Б.

Для нестабильных УВС и их смесей с нефтью коэффициент  рассчитывают с использованием значений gр по СТО Газпром 5.1 (см. примечание 2 в 3.1.7) по формуле

,                                                 (5.30)

где значения  и  определяют по таблице А.1 приложения А СТО Газпром 5.1.

Для стабильных УВС и нефти товарной Уренгойского и Оренбургского месторождений, ШФЛУ, сжиженных природного и нефтяного газов коэффициент  рассчитывают по формуле

,                                                          (5.31)

где  - поправочный коэффициент, учитывающий влияние давления pv на объем УВС;

 - поправочный коэффициент, учитывающий влияние давления pп на объем УВС.

Значения поправочных коэффициентов  и  рассчитывают в соответствии с подразделами Б.2 и Б.3 приложения Б.

Для нестабильных УВС и их смесей с нефтью погрешности  и  определяют в соответствии с 7.2 СТО Газпром 5.1:

 = 0,6 %;

 = 0,4 %.

Для стабильных УВС и нефти товарной Уренгойского и Оренбургского месторождений, ШФЛУ, сжиженных природного и нефтяного газов допускается принимать:

- погрешность  равной нулю;

- погрешность  равной 10,8 % при 350 кг/м3 £ rс < 637 кг/м3 и 6,5 % при 637 кг/м3 £ rс < 1074 кг/м3.

5.8.2.4. Погрешность определения разности давлений зависит от применяемого для его измерения СИ.

5.8.2.4.1. Погрешность измерения разности давлений с помощью преобразователей разности давлений рассчитывают по формуле

,                                                           (5.32)

где n - число последовательно соединенных измерительных преобразователей или измерительных приборов, используемых для измерения разности давлений;

ui - коэффициент чувствительности i-го измерительного преобразователя или измерительного прибора разности давлений;

 - погрешность, вносимая i-м измерительным преобразователем или измерительным прибором разности давлений с учетом дополнительных погрешностей8, %.

Значения коэффициентов ui в зависимости от характеристики преобразования измерительного преобразователя или измерительного прибора и их порядкового номера в последовательно соединенной цепи приведены в таблице 14.

_________________

8 Использование общего обозначения «у» вместо обозначения конкретной измеряемой величины связано с тем, что часть преобразователей может создавать сигналы не в единицах измеряемого параметра потока, а в единицах другой, например, электрической, величины.

Таблица 14

Значение коэффициентов чувствительности для расчета составляющих погрешностей измерения разности давлений и давления

n

Функции преобразования прибора

u1

u2

u3

 

первого

второго

третьего

 

 

 

2

Линейная

Линейная

-

1

1

-

2

Линейная

Квадратичная

-

1

2

-

2

Квадратичная

Линейная

-

2

2

-

3

Линейная

Линейная

Линейная

1

1

1

3

Линейная

Линейная

Квадратичная

1

1

2

3

Линейная

Квадратичная

Линейная

1

2

2

3

Квадратичная

Линейная

Линейная

2

2

2

В соответствии с таблицей 14, например, для случая комплекта, состоящего из преобразователя разности давлений и регистрирующего прибора с линейными функциями преобразования, а также корневого планиметра, формула (5.32) примет вид

,                                                        (5.33)

где  - составляющие погрешности первого и второго преобразователей, а также планиметра, %.

5.8.2.4.2. Погрешность измерения разности давлений с помощью преобразователей давлений рассчитывают по формуле

,                                                        (5.34)

5.8.2.5. Погрешность измерения абсолютного давления рассчитывают по формулам:

- при применении преобразователей абсолютного давления

;                                                             (5.35)

- при применении преобразователей избыточного давления

,                                           (5.36)

где n - число последовательно соединенных измерительных преобразователей или измерительных приборов, используемых для измерения давления;

 - погрешность, вносимая i-м измерительным преобразователем или измерительным прибором абсолютного давления с учетом дополнительных погрешностей, %;

 - погрешность, вносимая i-м измерительным преобразователем или измерительным прибором избыточного давления с учетом дополнительных погрешностей, %;

 - погрешность измерения атмосферного давления с учетом дополнительных погрешностей, %.

5.8.2.6. Погрешность измерения разности температур рассчитывают по формуле

,                                                       (5.37)

где Dtv и Dtп - абсолютные погрешности СИ температур, установленные в местах измерений расхода и плотности, °C.

5.8.2.7. Погрешность измерения температуры среды рассчитывают по формуле

,                                               (5.38)

где n - число последовательно соединенных измерительных преобразователей или измерительных приборов, используемых для измерения температуры;

 - абсолютная погрешность, вносимая i-м измерительным преобразователем или измерительным прибором температуры с учетом дополнительных абсолютных погрешностей, %;

tв и tн - верхний и нижний пределы измерений температуры данного комплекта преобразователей;

 и . - верхний и нижний пределы измерений i-го преобразователя или измерительного прибора температуры.

5.8.2.8. При расчете массы среды учитывают следующие дополнительные составляющие:

dt - погрешность определения интервала времени, в течение которого рассчитывают массу среды;

 - погрешности, обусловленные дискретизацией аналоговых сигналов измеряемых параметров9 Dp(t), p(t), t(t), r(t) во времени t.

_________________

9 Используемый в обозначении погрешности  и формуле (5.40) символ «у» является общим обозначением параметров Dpptr.

5.8.2.8.1. Погрешность определения интервала времени, за который рассчитывают массу среды, dt, обычно мала и ее величиной пренебрегают.

При использовании вычислителя dt рассчитывают по формуле

,                                                    (5.39)

где tвк - интервал времени (например, сутки) по показаниям вычислителя количества среды;

tэ - тот же интервал времени по показаниям СИ, используемого в качестве эталона времени;

Dt - интервал опроса измерительных преобразователей;

n - число опросов измерительных преобразователей за время tэ.

5.8.2.8.2. Погрешность  определяют по формуле

,          (5.40)

где  - значение параметра у в i-й точке в интервале времени (tк - tн);

Dt - шаг дискретизации;

 - среднее значение параметра у в интервале времени (tк - tн).

Погрешность геометрически суммируют с погрешностями определения параметров Dpptr.

Погрешность  может быть оценена только в реальных условиях эксплуатации, после проведения измерений. Если Dt £ 1 с, то значение  допускается принимать равным нулю.

5.8.2.9. Если параметр у принят за условно-постоянную величину, то относительную погрешность, обусловленную непостоянством его величины, рассчитывают по формуле

,                                                         (5.41)

где уmin и уmax - минимальное и максимальное значения измеряемого параметра.

Эту погрешность геометрически суммируют с погрешностью результата измерения данного параметра.

5.9. Контроль точности результатов измерений

5.9.1. Общие положения

5.9.1.1. На узлах коммерческого и хозрасчетного учета СИ основных параметров подлежат поверке органами государственной метрологической службы в порядке, установленном правилами по метрологии [19], в соответствии с методиками поверки на данный тип СИ. Остальные СИ на узлах коммерческого и хозрасчетного учета УВС и СИ на узлах технологического учета подлежат калибровке в соответствии с требованиями правил по метрологии [20] и методиками калибровки. При отсутствии методики калибровки метрологические характеристики СИ определяют в соответствии с методикой поверки.

5.9.1.2. Поверку ПР и ПП узлов коммерческого учета проводят в соответствии с методикой поверки на месте эксплуатации: ПР - с помощью РЭР, ПП - с помощью переносной пикнометрической установки или эталонного плотномера (по согласованию заинтересованных сторон допускается проводить поверку ПП в лаборатории).

5.9.1.3. Поверку ПР и ПП узлов хозрасчетного и технологического учета проводят на месте эксплуатации или в лаборатории.

5.9.1.4. В процессе эксплуатации узла учета контролируют:

- метрологические характеристики ПР для учета УВС и ПП в соответствии с 5.9.2 (обязательно - на узлах коммерческого учета, при необходимости - на узлах хозрасчетного и технологического учета);

- расход УВС через ИТ, который должен находиться в пределах установленного диапазона;

- выполнение требований 7.2.2.3 и 7.2.2.4 СТО Газпром 5.3 к величинам расходов через ПЗУ и ПП;

- выполнение требований подраздела 5.1 к условиям измерений;

- перепад давлений на фильтрах, который должен быть не больше значения, указанного в паспорте на данный тип фильтра, или не должен превышать удвоенного значения перепада давлений на фильтре при максимальном расходе, определенного на данном узле учета после чистки фильтра;

- корректность конфигурирования вычислительного устройства;

- наличие масла в гильзах преобразователей температуры;

- выполнение требований нормативной документации на данный тип ПР к вязкости УВС.

5.9.1.5. Регламент контроля точности измерений на узле учета излагают в инструкции по эксплуатации узла учета. В регламенте контроля указывают:

- перечень ПР и ПП, подлежащих контролю;

- перечень параметров, подлежащих контролю (из указанных в 5.9.1.2);

- периодичность и порядок проведения контроля каждого из контролируемых параметров (периодичность и порядок проведения контроля метрологических характеристик - в соответствии с 5.9.2);

- средства контроля;

- критерии оценки результатов контроля;

- порядок выявления причин отрицательных результатов контроля;

- результаты контроля, подлежащие архивированию.

Регламент контроля должен быть согласован с заинтересованными сторонами.

5.9.2. Контроль метрологических характеристик преобразователей расхода и поточных плотномеров

5.9.2.1. Общие положения

5.9.2.1.1. Контролю MX подлежат только ПР для учета УВС и ПП (при их наличии).

5.9.2.1.2. Контроль MX осуществляют путем сличения показаний контролируемого СИ и средства его контроля.

5.9.2.1.3. Контролируемое СИ и средство его контроля подключают последовательно друг с другом.

5.9.2.1.4. Средства и параметры контроля MX ПР и ПП приведены в таблице 15.

5.9.2.1.5. Контроль MX ПР не должен препятствовать проведению учетных операций количества УВС в установленном порядке.

5.9.2.2. Контроль MX преобразователей расхода с сужающими устройствами

Контроль MX ПР с сужающим устройством осуществляют путем контроля геометрических параметров сужающего устройства. Регламент контроля разрабатывают на основе требований раздела 7 правил по метрологии [21]: в зависимости от требований к точности измерений и условий эксплуатации операции могут быть исключены, дополнены или заменены на другие.

5.9.2.3. Контроль MX преобразователей расхода с усредняющими трубками

5.9.2.3.1. Контроль MX ПР с усредняющей трубкой проводят либо путем контроля геометрических параметров трубки, либо путем комплексного контроля.

5.9.2.3.2. Регламент контроля разрабатывают на основе требований подраздела 6.2 рекомендации [22]: в зависимости от требований к точности измерений и условий эксплуатации операции могут быть исключены, дополнены или заменены на другие.

5.9.2.3.3. Комплексный контроль MX ПР проводят в соответствии с пунктом 6.3.2 рекомендации [22].

5.9.2.4. Контроль MX преобразователей объемного расхода

5.9.2.4.1. Результат контроля MX преобразователей объемного расхода считают положительным при выполнении условия

Таблица 15

Средства и параметры контроля MX ПР и ПП

Особенности контроля MX

Контролируемые ПР и ПП

ПР с сужающим устройством

ПР с усредняющей напорной трубкой

Преобразователь объемного расхода при учете

Поточный плотномер при учете

Преобразователь массового расхода при учете

коммер­ческом

хозрасчетном, техноло­гическом

коммер­ческом

хозрасчетном, техноло­гическом

коммер­ческом

хозрасчетном, техноло­гическом

Ориенти­ровочный межкон­трольный интервал, дни1

180

30

60 - 180

10

20

30

60 - 180

Средства контроля

СИ геометрических параметров (см. 5.9.2.2)

В завис, от вида контроля (см. 5.9.2.3)

Контрольный ПР2 или РЭР

Пикнометрическая установка, эталонный плотномер, резервный ПП3

Контрольный или эталонный ПР, рабочий эталон объемного ПР и ПП

Точки диапазона изменения параметра, в которых проводят сличение показаний рабочего СИ и средства его контроля

-

При комплексном контроле - согласно 5.9.2.3.3

Минимальное, максимальное и текущее (на момент проведения контроля) значения расхода4,5

Плотность на месте эксплуатации ПП во время проведения контроля

Минимальное и максимальное или текущее5значения расхода

1 На конкретном узле учета межконтрольный интервал устанавливают с учетом условий эксплуатации СИ и требований к точности измерений по согласованию заинтересованных сторон. Внеочередной контроль проводят по требованию одной из сторон.

2 На узлах хозрасчетного и технологического учета допускается в качестве контрольного ПР использовать резервный ПР, имеющий предел допускаемой погрешности не выше предела допускаемой погрешности контролируемого ПР.

3 Если резервный ПП после последнего контроля его MX не эксплуатировался в режиме рабочего.

4 Если поддиапазоны расхода имеют разные градуировочные характеристики, то контроль MX проводят в средней точке каждого из поддиапазонов.

5 По согласованию с заинтересованными сторонами контроль MX проводят только при текущем значении расхода, если ПР эксплуатировался и будет эксплуатироваться при значениях расхода с отклонением не более ±10 % от среднего значения в течение двух межконтрольных интервалов подряд: до и после проведения текущего контроля MX.

,                                                    (5.42)

где [dq пор] - предел допускаемой погрешности рабочего преобразователя объемного расхода на данном узле учета;

Kjk - значение коэффициента преобразования ПР в j-й точке, установленное в БОИ (или вторичной аппаратуре) согласно свидетельству о поверке ПР, или вычисляемое БОИ;

 - среднеарифметическое значение коэффициента преобразования ПР в j-й точке расхода, полученное при проведении контроля MX;

Kij - значение коэффициента преобразования ПР при i-м измерении в j-й точке;

nj ³ 3 - количество измерений в j-й точке диапазона расхода.

5.9.2.4.2. При отрицательных результатах контроля MX выясняют причину, вызвавшую невыполнение условия (5.42), принимают меры по ее устранению (без демонтажа ИТ и разборки ПР) и проводят повторный контроль MXПР. Если результаты повторного контроля MX отрицательны, ПР подлежит ремонту и внеочередной поверке.

5.9.2.5. Контроль MX поточных плотномеров

5.9.2.5.1. При отсутствии возможности проведения контроля MX ПП с помощью пикнометрической установки или эталонного плотномера допускается в течение периода не более двух месяцев проводить контроль сличением результата измерений ПП с результатом измерений ареометром или лабораторным плотномером.

5.9.2.5.2. При контроле MX ПП с использованием переносной пикнометрической установки проводят одно измерение, с использованием эталонного, резервного, лабораторного плотномеров или ареометра - не менее трех измерений.

5.9.2.5.3. Для каждого измерения должно выполняться условие

|rпп - rк£ |Drк| + |Dпп|,                                                            (5.43)

где rпп и rк - плотность по показаниям контролируемого ПП и средства контроля MX;

Drк и Dпп - пределы допускаемых абсолютных погрешностей средства контроля MX и контролируемого ПП.

5.9.2.5.4. Если условие (5.43) не выполняется для одного из измерений, его результат исключают и проводят одно дополнительное измерение.

5.9.2.5.5. При несоблюдении условия (5.43) для двух или более измерений и в случае повторного невыполнения дополнительного измерения выясняют причину, вызвавшую невыполнение условия, принимают меры по ее устранению (без демонтажа ПП), промывают внутреннюю поверхность измерительной трубки контролируемого ПП, и проводят повторный контроль MX.

5.9.2.5.6. При отрицательном результате повторного контроля MX ПП подлежит ремонту и внеочередной поверке.

5.9.2.6. Контроль MX кориолисовых преобразователей массового расхода

5.9.2.6.1. Проводят не менее трех измерений массы среды при каждом значении расхода. Время измерения массы при каждом значении расхода должно быть не менее 3 мин.

5.9.2.6.2. Результат контроля MX считают положительным, если для каждого измерения выполняется условие

,                                                      (5.44)

где m и mк - значения массы среды по показаниям контролируемого ПР и средства контроля MX;

[dm пмр] - предел допускаемой погрешности рабочего преобразователя массового расхода на данном узле учета.

5.9.2.6.3. Если условие (5.44) не выполняется для одного из измерений, его результат исключают и проводят одно дополнительное измерение.

5.9.2.6.4. При несоблюдении условия (5.44) для двух или более измерений и в случае повторного невыполнения дополнительного измерения выясняют причины, вызвавшие невыполнение условия (5.44), принимают меры по их устранению и проводят повторный контроль MX.

5.9.2.6.5. При отрицательном результате повторного контроля MX ПР проводят ревизию и, при необходимости, ремонт и внеочередную поверку ПР.

6. Общие указания по измерению расхода и количества газожидкостных сред

6.1. Общие положения

6.1.1. УВС относят к газожидкостным средам, если давление среды менее давления насыщения и более давления конденсации при рабочей температуре.

Давление насыщения рассчитывают в соответствии с 5.4.2 или измеряют по методике, указанной в нормативной документации для данного вида УВС. Давление конденсации УВС рассчитывают согласно [14].

6.1.2. Определения массового расхода и массы газожидкостной УВС выполняют одним из следующих методов:

- с помощью ПР, предназначенного для однофазной среды, допускающего корректировку показаний или учет дополнительной погрешности, обусловленной наличием второй фазы;

- путем разделения газожидкостной УВС на жидкую и газообразную фазы;

- с помощью ПР, предназначенных для прямых измерений массового расхода и массы газожидкостных сред.

6.1.3. Все применяемые СИ должны:

- пройти испытания для целей утверждения типа в соответствии с [7];

- иметь действующие свидетельства о поверке или калибровке и (или) поверительное клеймо.

6.1.4. Газосодержание измеряют с помощью приборов для определения содержания свободного газа в жидкости (или жидкости в газе) или рассчитывают в соответствии с [14] (см. 5.4.2). Частоту определения газосодержания устанавливают с учетом специфических особенностей УВС и условий эксплуатации узла учета.

6.1.5. Методики выполнения измерений массового расхода и массы газожидкостных сред должны предусматривать выполнение требований раздела 4.

6.2. Метод применения ПР однофазной среды, допускающего корректировку показаний или учет дополнительной погрешности, обусловленной наличием второй фазы

6.2.1. Для измерения расхода и количества газожидкостной среды с несущей жидкой фазой могут быть использованы ПР, предназначенные для жидкости и указанные в разделе 5, при выполнении следующих условий:

- нормативные документы на используемый тип ПР предусматривают возможность измерения расхода и количества УВС при имеющемся газосодержании;

- погрешность измерения массового расхода и массы удовлетворяет требованиям раздела 4.

6.2.2. Измерения проводят в соответствии с разделом 5.

6.2.3. Корректировку показаний ПР и определение погрешности, обусловленных наличием газовой фазы, проводят в соответствии с указаниями нормативной документации на ПР. При отсутствии подобных указаний погрешность, обусловленную наличием газа, определяют по формуле

dг = bm mах · 100 %,                                                                 (6.1)

где bm mах - максимальное массовое газосодержание за отчетный период.

Составляющую dr арифметически складывают с результатами расчетов по формулам (5.18) - (5.20).

6.2.4. Для измерения расхода и количества газожидкостной среды с несущей газовой фазой могут быть использованы ПР, предназначенные для газа, в случае, если нормативные документы на используемый тип ПР предусматривают возможность измерения расхода и количества УВС при имеющемся содержании жидкости.

6.2.5. Выполнение измерений с помощью ПР регламентируют методики выполнения измерений, которые разрабатывают для конкретных узлов учета.

6.2.6. Алгоритм расчета массового расхода газожидкостных потоков при измерениях с помощью стандартных диафрагм приведен в приложении Г.

6.3. Методы, основанные на разделении фаз

6.3.1. Методы, основанные на разделении фаз с помощью сепараторов, применимы при любом газосодержании. Массу газожидкостной среды определяют как сумму двух масс, измеренных с помощью ПР жидкости и ПР газа.

6.3.2. Типоразмер сепаратора выбирают с учетом необходимой степени сепарации жидкой и газовой фаз, типоразмеры ПР жидкости и ПР газа - с учетом необходимости обеспечения требуемой точности измерений во всем диапазоне расходов жидкости и газа.

Пример схемы соединения приборов и устройств комплекса для измерений путем разделения жидкости и газа приведен в приложении Д.

6.3.3. Расчет массы газожидкостной УВС выполняют по следующим формулам:

а) для степени сепарации газовой фазы и жидкой фаз не менее 99,95 %:

- при использовании массовых расходомеров

m mг + mж;                                                                  (6.2)

- при использование объемных расходомеров

m = Vгrг + Vжrж,                                                               (6.3)

б) для степени сепарации газовой и жидкой фаз менее 99,95 %, но не более допускаемой для ПР:

- при использовании массовых расходомеров, показания которых соответствуют массовому расходу газожидкостной смеси

m mгж + mжг;                                                                  (6.4)

- при использовании массовых расходомеров, показания которых соответствуют массовому расходу несущей фазы

                                                    (6.5)

или

,                                               (6.6)

где wж - массовая доля жидкости в газе, определяемая по формуле ;

wг - массовая доля газа в жидкости, определяемая по формуле ;

- при использовании объемных расходомеров, показания которых соответствуют объемному расходу газожидкостной смеси

m = Vгжrгж + Vгжrгж;                                                               (6.7)

- при использовании объемных расходомеров, показания которых соответствуют объемному расходу несущей фазы

.                                                       (6.8)

6.3.4. Измерения расхода и количества газожидкостной среды проводят в соответствии с требованиями МВИ, разработанной для конкретного узла учета.

При этом:

а) требования к выполнению измерений расхода и количества жидкости МВИ должна устанавливать в соответствии с разделом 5 и подразделом 6.2;

б) требования к выполнению измерений расхода и количества газа с помощью стандартных диафрагм МВИ должна устанавливать в соответствии с ГОСТ 8.586.5;

в) требования к выполнению измерений расхода и количества газа с помощью других типов ПР (т.е. не с помощью стандартных диафрагм) устанавливают при разработке МВИ;

г) если массовый расход (массу) газожидкостной среды измеряют путем ее разделения на жидкую и газообразную фазы, то погрешность массового расхода (массы) рассчитывают по формуле

.                                         (6.9)

6.4. Метод прямого измерения массового расхода и массы газожидкостных сред

6.4.1. Методы прямого измерения массового расхода и массы газожидкостной среды, основанные на использовании ПР, предназначенных для газожидкостных сред, применяют при любом газосодержании.

6.4.2. Измерения расхода и количества проводят в соответствии с требованиями МВИ, которые разрабатывают для конкретного узла учета.

7. Представление результатов измерений и расчета

7.1. Результаты измерений расхода должны быть представлены в виде массового расхода, количества - в виде массы.

7.2. Единицы физических величин, в которых должны быть представлены результаты измерений, а также число значащих цифр или цифр после запятой приведены в таблице 16.

Таблица 16

Единицы физических величин и необходимое число цифр при представлении результатов измерений

Параметр

Единица величины

Число цифр после запятой

Число значащих цифр

Температура

°C

1

-

Давление

МПа

-

4

Перепад давлений

МПа

-

4

Плотность

кг/м3

-

4 или 52

Масса

т1

1

-

Массовый расход

т/ч1

-

4 или 52

1 Допускается представлять результаты измерений массы в кг, массового расхода - в кг/ч с точностью до 1 кг и 1 кг/ч.

2 Четыре значащих цифры в случае предела допускаемой погрешности плотности и массового расхода 1 % или более, пять - в случае предела допускаемой погрешности менее 1 %.

8. Требования к квалификации операторов, обеспечению безопасности выполняемых работ и экологической безопасности

8.1. К подготовке и выполнению измерений, обработке их результатов допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие целевое обучение профессии, инструктаж на рабочем месте, инструктаж по охране труда, технике безопасности, пожарной безопасности, проверку знаний, медицинский осмотр и не имеющие противопоказаний для работы на узле учета УВС.

8.2. Правила безопасности, которые должен соблюдать оперативный персонал при подготовке и эксплуатации узла учета, должны быть разработаны в соответствии с ведомственным руководящим документом [23] и приведены в инструкции по эксплуатации узла учета.

Приложение А
(справочное)

Основные технические данные и особенности применения преобразователей расхода жидких сред

Данное приложение составлено по материалам нормативных документов, регламентирующих применение ПР, и документации предприятий-изготовителей. При изложении пунктов А.3, А.4, А.6, А.7 использованы материалы статьи [24].

А.1. Преобразователи расхода с сужающими устройствами

К стандартным сужающим устройствам относятся стандартная диафрагма, сопло ИСА 1932, эллипсное сопло, труба Вентури и сопло Вентури. Их применяют при следующих условиях:

- диафрагмы - внутренний диаметр измерительного трубопровода D от 50 до 1000 мм, Re £ 5000...16000b2, где b = d/Dd - диаметр отверстия;

- сопла ИСА 1932 - 50 мм £ D £ 500 мм, 2·104 £ Re £ 107;

- эллипсные сопла - 50 мм £ D £ 630 мм; 104 £ Re £ 107;

- сопла Вентури - 65 мм £ D £ 500 мм; 1,5·105 £ Re £ 2·106.

- трубы Вентури - диапазоны диаметров D и чисел Re зависят от технологии изготовления труб Вентури, но в целом 100 мм £ D £ 1200 мм, Re £ 4·104b.

Диапазон измерений расходов ПР с сужающими устройствами при использовании двух параллельно подсоединенных преобразователей перепада давлений достигает 10:1.

Неопределенность ПР со стандартными сужающими устройствами не может быть меньше указанных в ГОСТ 8.586.2 - ГОСТ 8.586.4 неопределенностей коэффициента истечения: диафрагм - 0,5 %, сопел ИСА 1932 - 0,8 % для b £ 0,6 и (2b - 0,4) % для b £ 0,6, эллипсных сопел - 2,0 %, сопел Вентури - (1,2 + 1,5b4) % и труб Вентури - 0,7 %.

Минимальные длины прямых участков ИТ перед сужающими устройствами и ближайшим местным сопротивлением в зависимости от вида местного сопротивления и величины b при отсутствии УПП составляют:

- для диафрагм - (3...95)D;

- для сопел ИСА 1932, эллипсных сопел и сопел Вентури - (6...87)D;

- для труб Вентури - (2,5...40)D.

Значительно меньшая стоимость изготовления является причиной преимущественного применения в качестве сужающих устройств диафрагм. Однако следует иметь в виду, что при использовании диафрагм с d < 150 мм надо учитывать изменение коэффициента истечения, вызванное притуплением входной кромки.

А.2. Преобразователи расхода с усредняющими напорными трубками

Усредняющие напорные трубки используют для измерений в ИТ диаметром от 15 до 2500 мм. Минимальное число Рейнольдса (Rea = u · a · r / m, где а - ширина усредняющей трубки), в зависимости от типа и размера трубки, лежит в пределах от 2000 до 25000. Диапазон измерений расходов ПР с сужающими устройствами при использовании двух параллельно подсоединенных преобразователей перепада давлений достигает 10:1.

Погрешность коэффициента преобразования усредняющих трубок без индивидуальной градуировки составляет ±1 %.

Минимальные длины прямых участков ИТ между усредняющей трубкой и ближайшими местными сопротивлениями, расположенными перед трубкой, зависимости от вида местного сопротивления и наличия или отсутствия УПП составляют от 8D до 30D [6]. Минимальная длина прямых участков после усредняющей трубки равна 4D.

К преимуществам усредняющих трубок следует отнести их малое гидравлическое сопротивление и простоту монтажа. При наличии шлюзовой камеры они могут быть демонтированы и установлены без остановки технологического процесса.

Недостатки заключаются в следующем:

- малая величина перепада давлений, которая подлежит измерению;

- высокие требования к погрешности измерений внутреннего диаметра трубопровода;

- чувствительность к засорению отборов давлений усредняющих трубок.

Для определения возможности применения ПР в конкретных условиях необходимо оценить перепады давлений, создаваемые потоком на трубке, и возможность их измерения с необходимой точностью с помощью преобразователя перепада давлений, предполагаемого к использованию.

Предпочтительно применять трубки, смонтированные в секции трубопровода предприятием-изготовителем.

Периодически, с интервалом, зависящим от условий эксплуатации, трубки следует осматривать с целью обнаружения и своевременного устранения засорения отборов давления и механических повреждений.

А.3. Турбинные преобразователи расхода

Турбинные ПР выпускают врезными (турбинка перекрывает все поперечное сечение ИТ) и погружными (первичный преобразователь размещают в характерной точке потока). Разница в затратах на приобретение врезных ПР резко возрастает с увеличением диаметра ИТ. Однако погрешность погружных ПР больше, чем врезных.

На узлах коммерческого учета следует использовать только врезные ПР. Приведенные ниже численные данные относятся к врезным ПР.

Погрешность врезных турбинных ПР достигает ±0,15 %.

Различают турбинные ПР с большим числом лопастей и винтовые, имеющие две винтовые лопасти. ПР с большим числом лопастей используют в трубопроводах диаметром 25 - 500 мм при расходах до 6700 м3/ч, винтовые - в трубопроводах диаметром 25 - 400 мм при расходах до 4500 м3/ч.

Диапазоны измерения расхода и линейность характеристик в зависимости от вида турбинного ПР указаны в таблице А.1.

Таблица А.1

Диапазоны расхода и линейность характеристик

Турбинный ПР

Диапазоны расхода

Линейность, %

С большим числом лопастей

10:1

±0,15

 

15:1

±0,25

Винтовой

40:1

±0,15

 

60:1

±0,25

Допускаемые числа Re для турбинных ПР с большим числом лопастей - более 50000, для винтовых - более 20000.

Устанавливаемая предприятиями-изготовителями минимальная длина прямого участка перед турбинными ПР не превышает 10D.

Точность турбинных ПР может быть улучшена в определенном диапазоне измерений с помощью настройки, во всем диапазоне - с помощью электронной линеаризации.

На точность измерений при использовании турбинных ПР могут влиять следующие факторы:

- изменение поперечного сечения вследствие эрозии, коррозии или появления отложений на внутренней поверхности ИТ;

- высокая вязкость среды;

- кавитация из-за снижения давления в ИТ ниже давления насыщения;

- повреждение лопасти турбинки или трение подшипника из-за наличия посторонних предметов или мелкого песка в среде;

- нарушение профиля скоростей или закрутка потока;

- изменение плотности и вязкости среды.

А.4. Камерные преобразователи расхода

Камерные ПР рекомендуется использовать:

- в трубопроводах диаметром 25 - 400 мм при расходах до 2000 м3/ч;

- при работе со средами, обладающими вязкостью от средней до высокой;

- при отсутствии возможности обеспечения значительных длин прямых участков ИТ перед и за ПР.

Диапазоны измерения расхода в зависимости от вязкости приведены в таблице А.2.

Таблица А.2

Диапазоны измерения расхода в зависимости от вязкости

Линейность

Диапазоны расхода при вязкости (МПа·с)1:

 

100 - 400

20 - 100

5 - 20

2 - 5

0,8 - 2

0,5 - 0,8

±0,15 %

50:1

30:1

20:1

15:1

8:1

5:1

±0,25 %

75:1

50:1

35:1

25:1

20:1

10:1

1 МПа·с = сП = 10-2 дин·с/см2 = 1,0197·10-4 кгс·с/м2

Точность может быть улучшена в определенном диапазоне измерений с помощью настройки, во всем диапазоне - с помощью электронной линеаризации.

Пределы допускаемой погрешности камерных ПР ±(0,15...1) %.

На точность измерений при использовании камерных ПР влияют следующие факторы:

- изменение объема измерительной камеры из-за теплового расширения или сжатия материала ее стенок. Однако большинство камерных ПР малочувствительны к температуре и могут работать с необходимой точностью в достаточно широком диапазоне температур;

- изменение объема измерительной камеры из-за осаждения на ее стенках твердых частиц. В таких случаях более пригодны ПР, в которых лопасти при повороте ротора соскабливают наросты отложений. Камерные ПР могут обеспечить высокую точность также за счет частой градуировки после начала эксплуатации ПР до установления стабильного коэффициента ПР;

- протечки среды через зазоры между подвижными и неподвижными деталями. В большинстве ПР допуски на ширину зазора очень жесткие и среда образует капиллярное уплотнение. При увеличении вязкости среды до 10 - 20 сСт (в зависимости от типа и размера ПР) протечки отсутствуют.

Длины прямых участков перед и за камерными ПР обычно не регламентируются.

А.5. Вихревые преобразователи расхода

Вихревые ПР, как и турбинные, выпускают врезными или погружными.

Врезные ПР обычно используют в трубопроводах диаметром от 15 до 300 мм при расходах жидкости до 2200 м3/ч. Минимальные значения чисел Re = 10000...20000.

Минимальная допускаемая длина прямого участка перед ПР может достигать 50D.

Пределы допускаемой относительной погрешности вихревых ПР ±(0,5...1,5) %.

При выборе вихревого ПР для достижения наибольшей точности и максимального диапазона измерений важно правильно выбрать размер ПР. Если он излишне большой, сигнал окажется слабым и диапазон измерений будет уменьшен.

С целью предотвращения кавитации предприятия-изготовители указывают минимальное допустимое давление за ПР.

При использовании вихревых ПР недопустимо, чтобы частота пульсаций потока была близка к частоте срыва вихрей. В противном случае возрастает погрешность измерений.

Недостатком вихревых ПР является их чувствительность к характеристикам ИТ (длинам, овальности, шероховатости, эксцентриситету и различию диаметров труб в месте их стыка) и к загрязнению среды (например, отложение на передней поверхности обтекаемого тела слоя загрязнений толщиной 2...3 мм увеличивает погрешность до 8 %). Рекомендуется применять вихревые ПР, оборудованные прямыми участками и УПП, вместе с которыми они были отградуированы.

А.6 Ультразвуковые преобразователи расхода

Ультразвуковые ПР обычно используют в трубопроводах диаметром 100 - 500 мм при расходах до 8000 м3/ч. Отношение максимального расхода к минимальному - от 2:1 до 20:1, в зависимости от типа ПР и погрешности измерений. Величина вязкости ограничена значением числа Re, которое должно быть больше 20000.

Существуют следующие способы установки ультразвуковых датчиков:

- врезка в ИТ самим потребителем;

- использование отдельной секции ИТ с установленными врезными датчиками;

- использование накладных датчиков, которые прикладывают к внешней поверхности ИТ.

На узлах коммерческого учета следует использовать только многоканальные ПР, поставляемые предприятием-изготовителем в виде отдельной секции ИТ с установленными врезными датчиками.

Минимальная допускаемая длина прямого участка перед многоканальными ПР может достигать 20D, перед одно- и двухканальными - 50D.

Пределы допускаемой погрешности ультразвуковых ПР ±(0,15...2) %.

При высоком содержании в жидкой среде твердых частиц и (или) газа, а также при высокой вязкости среды возможно ослабление или полная блокировка сигнала.

А.7. Кориолисовы преобразователи расхода

Кориолисовы ПР используют в трубопроводах диаметром от 12 до 300 мм при расходах до 1500 т/ч. Отношение максимального расхода к минимальному - от 5:1 до 100:1, в зависимости от типа ПР и погрешности измерений.

Вязкость ограничивают, ориентируясь на потерю давления при максимальном расходе. Обычно предусматривают потери до 140 кПа для сред с вязкостью менее 100 сСт.

Длины прямых участков перед и за кориолисовыми ПР не регламентируются.

Пределы допускаемой погрешности кориолисовых ПР ±(0,1...0,5) %.

Главным фактором, влияющим на точность кориолисовых ПР, является стабильность нуля. Относительную погрешность обычно задают в следующем виде:

Стабильность нуля является ограничением, в пределах которого нуль дрейфует в процессе эксплуатации. При заданных условиях стабильность нуля является постоянной во всем рабочем диапазоне. Ее задают в единицах, в которых задан расход. Заданная стабильность нуля обеспечивается для рабочих условий, при которых ПР установлен и «обнулен».

Предприятия-изготовители, как правило, предусматривают возможность корректировки эффектов влияния температуры и давления на показания кориолисовых ПР.

Приложение Б
(обязательное)

Процедуры расчета и корректировки плотности жидких УВС при рабочих условиях

Б.1. Расчет и корректировка плотности нестабильных УВС и их смесей с нефтью при рабочих условиях

Б.1.1. Расчет плотности нестабильных УВС и их смесей с нефтью при рабочих условиях по заданным компонентному и (или) фракционному составу, давлению pv и температуре tпроводят в следующем порядке:

а) по компонентному и (или) фракционному составу среды в соответствии с требованиями СТО Газпром 5.1 определяют rc;

б) рассчитывают относительные значения плотности rсг, температуры tг и давления pг по следующим формулам:

;                                                                   (Б.1)

;                                                                     (Б.2)

;                                                               (Б.3)

в) вычисляют шесть коэффициентов b(jk), используя общую формулу

,                                         (Б.4)

где 1 £ £ 3; 1 £ £ 2;

c(1,j,k), c(2,j,k), c(3,j,k) - коэффициенты формулы (Б.4), значения которых приведены в таблице Б.1;

Таблица Б.1

Значения коэффициентов формулы (Б.4)

j

k

Значение коэффициентов

 

 

c(1,j,k)

c(2,j,k)

c(3,j,k)

1

1

7,87197309·10-4

-1,04989464·10-4

5,67248204·10-6

 

2

3,08974358·10-4

-1,54003474·10-4

1,23253149·10-5

2

1

2,85058135·10-3

-3,86850536·10-4

4,48527561·10-5

2

4,73112658·10-3

-6,38386179·10-4

4,80266486·10-5

3

1

4,63269873·10-3

-1,06788731·10-3

2,13306042·10-4

 

2

7,95507918·10-3

-1,21266445·10-3

1,04319376·10-4

г) вычисляют два коэффициента а(k), используя общую формулу

,                                                  (Б.5)

где 1 £ k £ 2;

д) вычисляют поправочный коэффициент Cp, учитывающий влияние давления на плотность среды

Cp = ехр[а(1)pг + а(2)];                                                            (Б.6)

е) вычисляют восемь коэффициентов b(i,k), используя общую формулу

,                            (Б.7)

где 1 £ j £ 2; 1 £ k £ 4;

с(1,j,k), c(2,j,k), c(3,j,k), c(4,j,k) - коэффициенты формулы (Б.7), значения которых приведены в таблице Б.2;

Таблица Б.2

Значения коэффициентов формулы (Б.7)

j

k

Значение коэффициентов

 

 

c(l,j,k)

c(2,j,k)

c(3,j,k)

c(4,j,k)

1

1

1,97277888·10-3

-3,80326799·10-4

-2,54658287·10‑5

1,90656621·10-6

 

2

6,64413783·10-3

1,04616165·10-3

-1,27790990·10-4

3,73199745·10-6

 

3

-2,25516271·10-2

3,32130233·10-3

-2,00988927·10-4

3,92345266·10‑5

 

4

1,66792419·10-3

3,91737941·10-5

-1,21759967·10-5

-1,81992674·10-7

2

1

7,11754712·10-2

-1,64682376·10-2

1,59214662·10-3

-1,22311863·10-4

 

2

3,52125000·10-1

-6,12890662·10-2

9,95169750·10-3

-1,37070962·10‑3

 

3

7,49327989·10-1

-2,43337947·10-1

9,27624883·10-2

-3,27921826·10-2

 

4

8,65446761·10-3

9,90837715·10‑4

-1,92210930·10-4

5,90691510·10‑6

ж) вычисляют четыре коэффициента а(k), используя общую формулу

а(k) = b(1,k)pг + b(2,k),                                                            (Б.8)

где 1 £ k £ 4;

и) вычисляют поправочный коэффициент Ct, учитывающий влияние температуры на плотность среды

;                                          (Б.9)

к) вычисляют плотность среды по формуле

rv = CpCtrс.                                                                   (Б. 10)

Б.1.2. Корректировку плотности при рабочих условиях нестабильных УВС и их смесей с нефтью по заданным значениям rпpпtпpv и ty выполняют в следующем порядке:

а) методом последовательных приближений относительно rс решают уравнение

rп = CpCtrс,                                                                    (Б.11)

где Cp и Ct рассчитывают в соответствии с Б.1.1, используя в формулах (Б.2) и (Б.3) вместо tвеличину tп, а вместо pv - величину pп;

б) используя значения rсpv и tv в соответствии с Б.1.1 рассчитывают rv.

Примечание - Зависимости для расчета коэффициентов Cp и Ct получены фирмой KROHNA путем аппроксимации данных, основанных на значениях коэффициентов температурного расширения и сжимаемости жидкости, приведенных в таблицах А.1 и А.2 СТО Газпром 5.1.

Б.2. Расчет и корректировка плотности при рабочих условиях стабильных УВС и нефти товарной Уренгойского и Оренбургского месторождений

Б.2.1. Расчет плотности при рабочих условиях стабильных УВС и нефти товарной Уренгойского и Оренбургского месторождений по заданным значениям r15 (плотности среды при 15 °C и избыточном давлении, равном нулю), pvtv выполняют в следующем порядке:

а) рассчитывают поправочный коэффициент CtL, учитывающий влияние температуры tv на объем УВС, по формуле

CtL = exp{-a15(tv - 15)[l + 0,8a15(tv-15)]},                                        (Б.12)

где

,                                                           (Б.13)

k0k1k2 - коэффициенты формулы (Б.13), которые приведены в таблице Б.3;

Таблица Б.3

Коэффициенты формулы (Б.13)

Диапазон плотности, кг/м3

Значение коэффициентов

 

k0

k1

k2

Свыше 838,3127 до 900 включ.

186,9696

0,48618

0

Свыше 787,5195 до 838,3127 включ.

594,5418

0

0

Свыше 770,3520 до 787,5195 включ.

2680,3206

0

-0,00336312

Свыше 610 до 770,3520 включ.

346,4228

0,4388

0

б) если r15 находится в пределах от 638 до 900 кг/м3, то коэффициент сжимаемости рассчитывают по формуле

.                 (Б.14)

Если r15 менее 638 кг/м3, то выполняют следующие процедуры:

- переводят температуру ty в градусы Ренкина по формуле

tг = 1,8tv + 491,67;                                                               (Б.15)

- значение r15, заданное в кг/м3, пересчитывают в г/см3 по формуле

;                                                                    (Б.16)

- рассчитывают относительную плотность УВС при 60 F по формуле

;            (Б.17)

- рассчитывают вспомогательные коэффициенты А и В по формулам:

                    (Б.18)

                                   (Б.19)

- рассчитывают коэффициент сжимаемости по формуле

;                                                 (Б.20)

в) рассчитывают поправочный коэффициент CpL, учитывающий влияние давления pна объем УВС по формуле

;                                                          (Б.21)

г) рассчитывают плотность rv по формуле

rv = CpLCtLr15.                                                                   (Б.22)

Б.2.2. Корректировку плотности при рабочих условиях стабильных УВС и нефти товарной Уренгойского и Оренбургского месторождений по заданным значениям rпpпtпpv и tвыполняют в следующем порядке:

а) методом последовательных приближений относительно r15 решают уравнение

rп = CpLCtLr15,                                                                  (Б.23)

где СpL и CtL рассчитывают в соответствии с Б.2.1, используя вместо pv величину pп, а вместо tv величину tп;

б) используя значения r15pv и tv в соответствии с Б.2.1 рассчитывают rv.

Б.3. Расчет и корректировка плотности при рабочих условиях ШФЛУ, сжиженных природного и нефтяного газов

Б.3.1. Расчет плотности при рабочих условиях ШФЛУ, сжиженных природного и нефтяного газов по заданным значениям плотности УВС при абсолютном давлении pп и температуре 15 °r15pvtv выполняют в следующем порядке:

а) значение r15, заданное в кг/м3, пересчитывают в г/см3 по формуле

                                                                     (Б.24)

и рассчитывают относительную плотность УВС при 60 F по формуле

;            (Б.25)

б) округляют значение rг (см. примеры округления в таблице Б.4);

Таблица Б.4

Примеры округления плотности

Заданное значение rг

Результат округления rг

0,35555

0,3556

0,40289

0,4029

0,55554

0,5555

в) переводят температуру среды t в единицы Кельвина по формуле

Tv = tv + 273,15                                                                 (Б.26)

и проверяют выполнение условий

227,5 £ Tv £ 366,5.                                                               (Б.27)

Если условие (Б.27) выполняется, то переходят к пункту г. Если условие (Б.27) не выполняется, то расчет прекращают, так как при заданных исходных данных он невозможен;

г) выбирают из таблицы Б.5 среду, для которой плотность  является ближайшей большей или равной плотности среды rг, и в дальнейшем при ссылке на эту среду используют индекс «2»; выбирают из таблицы Б.5 среду, для которой плотность  является ближайшей меньшей к плотности УВС rг, и в дальнейшем при ссылке на эту среду используют индекс «1»;

д) рассчитывают вспомогательный параметр

,                                                             (Б.28)

где  - относительные плотности сред, выбранных из таблицы Б.5;

е) рассчитывают приведенные температуры  и  по формулам:

;                                                        (Б.29)

;                                                  (Б.30)

где Ткр,1Tкр,2 - критические температуры сред, выбранных из таблицы Б.5;

 

Примечание - Если температура  больше чем 1, то среда находится в сверхкритическом состоянии и не является жидкостью. В этом случае расчет по данной методике невозможен.

 

и) рассчитывают масштабный коэффициент h2 по формуле

,                                                                (Б.31)

где Zкр,1Zкр,2, rкр,1rкр,2 - фактор сжимаемости и плотность сред при критических значениях температуры и давления, выбранных из таблицы Б.5;

к) вычисляют плотность сред «1» и «2» при температуре  и давлении насыщения, используя общие формулы:

;                                                                     (Б.32)

;                                                 (Б.33)

- вычисляют коэффициент интерполяции х по формуле

;                                                           (Б.34)

- вычисляют плотность сред «1» и «2» при температуре  и давлении насыщения, используя общие формулы:

;                                                                     (Б.35)

;                                                 (Б.36)

- вычисляют CTL по формуле

;                                                     (Б.37)

л) в соответствии с алгоритмом, приведенным в Б.2.1 [см. подпункты б и в], рассчитывают поправочный коэффициент СpL. При этом в формулах (Б.20) и (Б.21) вместо pа используют величину pп;

м) плотность УВС при рабочих условиях рассчитывают по формуле

pv = 999CpLCTLrг.                                                                (Б.38)

Таблица Б.5

Параметры стандартных УВС

Вид УВС

Zкр

Tкр

rкр

k1

k2

k3

k4

1. 68 % этана + 32 % этилена

0,325022

0,27998

298,11

6,250

2,54616855327

-0,058244177754

0,803398090807

-0,745720314137

2. Этан

0,355994

0,28220

305,33

6,870

1,89113042610

-0,370305782347

-0,544867288720

0,337876634952

3. 65 % этана + 35 % пропана

0,429277

0,28060

333,67

5,615

2,20970078464

-0,294253708172

-0,405754420098

0,319443433421

4. 35 % этана + 65 % пропана

0,470381

0,27930

352,46

5,110

2,25341981320

-0,266542138024

-0,372756711655

0,384734185665

5. Пропан

0,507025

0,27626

369,78

5,000

1,96568366933

-0,327662435541

-0,417979702538

0,303271602831

6. и-Бутан

0,562827

0,28326

407,85

3,860

2,04748034410

-0,289734363425

-0,330345036434

0,291757103132

7. н-Бутан

0,584127

0,27536

425,16

3,920

2,03734743118

-0,299059145695

-0,418883095671

0,380367738748

8. и-Пентан

0,624285

0,27026

460,44

3,247

2,06541640707

-0,238366208840

-0,161440492247

0,258681568613

9. н-Пентан

0,631054

0,27235

469,65

3,200

2,11263474494

-0,261269413560

-0,291923445075