Действующий
Фактор сжимаемости многокомпонентного газа при стандартных условиях рассчитывают по измеренному компонентному составу с использованием стандартизованных или аттестованных методик (см. 6.4).
Примечание - Плотность углеводородсодержащих смесей газов при стандартных условиях рекомендуется рассчитывать в соответствии с требованиями ГОСТ 31369.
При определении места отбора проб руководствуются требованиями ГОСТ 31370 и следующими дополнительными рекомендациями:
- расстояния между ПЗ и любым ближайшим МС должны быть не менее 2DN при размещении ПЗ перед МС и 5DN при размещении ПЗ после МС;
- ПЗ располагают на участках трубопровода перед входным коллектором или после выходного коллектора узла измерений. Допускается располагать ПЗ на ИТ.
При размещении ПЗ на ИТ рекомендуется точку отбора пробы располагать после РСГ на расстоянии не менее 3DN.
В целях исключения попадания конденсата и механических примесей в камеры потоковых плотномеров при их подключении к ИТ необходимо в соединительных линиях использовать фильтры и отстойные камеры.
Отобранная проба может быть использована для прямого измерения плотности газа при стандартных условиях или для определения компонентного состава газа, который используют при расчетных методах определения плотности газа при стандартных условиях.
Потоковые хроматографы рекомендуется применять в том случае, если необходимую частоту определения компонентного состава газа в химико-аналитических лабораториях невозможно обеспечить. Необходимое число проб за отчетный период времени определяют в соответствии с приложением Б.
При выборе хроматографа следует учитывать, что неопределенность измерения молярной или объемной доли компонентов газа должна обеспечивать выполнение требований к допускаемой неопределенности определения плотности газа при стандартных условиях и/или фактора сжимаемости газа, приведенных в таблице 7 для соответствующего уровня точности измерений.
Примечание - Компонентный состав природного газа определяют в соответствии с требованиями ГОСТ 31371.1-ГОСТ 31371.7.
6.3, в зависимости от метода приведения значения объемного расхода или объема газа при рабочих условиях к стандартным условиям, применяемых СИ параметров потока и среды и метода определения плотности газа при рабочих и/или стандартных условиях.
9.2.8.2 Программное обеспечение средств обработки результатов измерений должно соответствовать требованиям ГОСТ Р 8.654 и реализовывать обработку измерительной информации по соответствующим формулам, приведенным в
9.2.8.3 Относительную расширенную неопределенность средства обработки результатов измерений, обусловленную преобразованием входных сигналов, учитывают при оценке неопределенности измерений давления, температуры, плотности и объемного расхода газа при рабочих условиях. При этом относительная расширенная неопределенность измерений данных величин, рассчитанная в соответствии с требованиями
На дисплей могут выдаваться промежуточные значения вычислений и данные архива (например, условно-постоянные величины, константы, зарегистрированные нештатные ситуации и т.п.).
Для измерений перепада давления допускается применять СИ перепада давления любого принципа действия и типа.
Рекомендуется, чтобы относительная расширенная неопределенность измерений (при коэффициенте охвата 2) перепада давления при проверке технического состояния УОГ, УПП и струевыпрямителей не превышала 5%, турбинных и ротационных РСГ - 2,5%, для корректировки показаний плотномеров - 0,25%.
Для проверки технического состояния турбинных и ротационных РСГ, УОГ, УПП и струевыпрямителей выбирают СИ перепада давления с верхним пределом измерений, равным наименьшему значению из стандартного ряда, удовлетворяющему следующему условию
Примечание - В настоящем стандарте под коэффициентом гидравлического сопротивления понимается отношение потерь статического давления на устройстве к динамическому давлению до или после устройства, который соответствует значению, определяемому по формуле