Метод измерения диафрагменного счетчика

Диафрагменные счетчики группы Elster. Надежность конструкции и точность метода измерения

Дилером по г. Калининград и Калининградской обл. в распоряжении ООО «ЭЛЬСТЕР Газэлектроника» был предоставлен диафрагменный счетчик газа 1941 г. выпуска с целью проведения анализа его конструктивных особенностей и метрологических характеристик.

На сохранившемся шильдике указано: Камерный газовый счетчик, типоразмер (по классификатору завода-изготовителя) — 122; межцентровое расстояние между присоединительными штуцерами — 76 дюйм (

193мм); циклический объем — 2,1 л; Qр (номинальный расход) −2,5 м3/ч. ELSTER u Co A-G. KONIGSBERG (Кёнигсберг), номер 2562500, 1941 г.

Счетчик был установлен в Кёнигсберг (в настоящее время — Калининград), в неотапливаемом помещении. За все время эксплуатации, насчитывающее около 60 лет, через счетчик прошло более 200 000 м3 природного газа.

Для проведения испытаний ООО «ЭЛЬСТЕР Газэлектроника» имеет все необходимое оборудование, включая климатическую камеру, позволяющую проводить исследования в заданном диапазоне температур. Конструкция и метрологические характеристики счетчика были подвергнуты всестороннему анализу и исследованию с применением поверочной установки УПСГ-6500 (см. рис. 1). Механическая счетная голова счетчика не сохранилась, однако современные установки позволяют снимать сигналы с любых звеньев механической передаточной цепи. Так на установке УПСГ-6500 сигнал снимался с помощью лазерного устройства с зубьев шестерни муфты, передающей вращение от измерительного механизма счетчика к его счетной голове.

Рисунок 1 — Поверка испытуемого диафрагменного счетчика на поверочной установке УПСГ-6500 (Красным отмечен лазерный датчик)

Результаты поверки счётчика приведены на рисунке 2.

Рисунок 2 — Кривые погрешности испытуемого и серийно выпускаемого диафрагменных счетчиков

Из графика, представленного на рис. 2, видно, что погрешность счетчика соответствует современным требованиям, предъявляемым к точности диафрагменных счетчиков: кривая погрешности счетчика имеет характерный вид без резких спадов и в зоне номинальных и максимальных расходов погрешность счетчика практически укладывается в ±1,5%. Погрешность счетчика, по прошествию 60 лет эксплуатации, осталась на уровне погрешности диафрагменного счетчика, которая требуется при выпуске из производства. И это несмотря на то, что российские, европейские стандарты, а также рекомендации Международной Организации Законодательной Метрологии (МОЗМ) допускают почти двукратное увеличение этой погрешности в процессе эксплуатации (ГОСТ Р 50818-95 (Россия), EN 1359:1998 с изменениями 2006 г. (Германия), BS EN 1359:1998 с изменениями 2006 г., (Англия), СТБ EN 1359/ПР-2 (Республика Беларусь)) [1-3].

Важным критерием при эксплуатации газового оборудования в бытовом секторе с избыточным давлением 2-3 кПа является перепад давления на счетчике. Согласно действующим нормативам максимальный перепад давления на диафрагменных счетчиках не должен превышать значения 200 Па. Для испытуемого счетчика перепад давления на максимальном расходе 4 м3/ч составил 113 Па. Причем этот перепад был зафиксирован на воздухе, плотность которого значительно выше, чем плотность природного газа (см. рис. 3).

Рисунок 3 Перепады давления на испытуемом и серийно изготовленном диафрагменных счетчиках

За долгие годы работы через счетчик прошел большой объем природного газа, счетчик эксплуатировался как при отрицательных, так и при положительных температурах, подвергался различному роду механическим воздействиям и загрязнениям, веществами, содержащимися в природном газе. Временная стабильность счетчика объясняется не только правильными конструктивными решениями, тщательным подбором используемых материалов и высоким уровнем технологий и технологической дисциплины при производстве, но и прямым объемным методом измерения, который лежит в основе работы диафрагменного счетчика газа. Применяемый метод измерения в совокупности с конструктивными решениями и применяемыми материалами обеспечивает стабильность коэффициента преобразования диафрагменных счетчиков газа в широком диапазоне числа Рейнольдса Re. Это позволяет, в отличие от других методов, проводить их градуировку и поверку на воздушных расходомерных стендах с последующим распространением полученных результатов на случаи измерения природного и других газов при рабочих условиях, без потери точности измерений.

Для справки: средний срок службы современных диафрагменных счетчиков газа составляет более 20 лет и характеризует его работоспособность до момента перехода в предельное состояние, при котором дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна. Предельное состояние счетчиков газа определяется метрологическими характеристиками и безопасностью их эксплуатации (герметичностью счетчиков). Срок службы счетчика определяется качеством конструкции и изготовления, а также бережностью эксплуатации и может значительно превышать упомянутые 20 лет, как, например, в случае с испытуемым счетчиком, 1941 г. выпуска.

Диафрагменные счетчики газа разных производителей имеют схожий принцип действия, но различаются конструкторскими решениями и применяемыми материалами. По конструктивному исполнению диафрагменные счетчики условно можно разделить на два вида: надежные и упрощенные [4]. При выходе из производства счетчики газа различных конструктивных решений имеют нормированную погрешность, соответствующую требованиям национальных стандартов. Однако, у счетчиков упрощенной конструкции, в отличие от надежных счетчиков, в течение срока эксплуатации погрешность значительно изменяется и становится отрицательной, причем процесс изменения погрешности непрогнозируем во времени, что значительно снижает достоверность показаний узла учета газа. Безусловно, что одной из главных причин временной нестабильности является применение дешевых материалов и упрощенные конструкторские решения.

На рис. 4 представлены графики изменения погрешности для счетчиков надежной и упрощенной конструкции в течение межповерочного интервала.

Упрощенная конструкция	Счетчик Elster (надежная конструкция)

Рисунок 4 Кривые погрешности диафрагменных счетчиков различных вариантов исполнения в зависимости от года эксплуатации

Из графиков, приведенных на рис. 4, видно, что точность диафрагменных счетчиков с упрощенной конструкцией значительно падает в течение межповерочного интервала и достигает значений 20 и более процентов.

Таким образом, высокие метрологические характеристики и временная стабильность диафрагменных счетчиков, стабильность коэффициента их преобразования в широком диапазоне числа Рейнольдса Re, обусловленные прямым объемным методом измерения, правильными конструктивными решениями, тщательным подбором используемых материалов и высоким уровнем технологий и технологической дисциплины при производстве стали основой для дальнейшего развития и расширения выпускаемой производственной линейки диафрагменных счетчиков газа.

Современные диафрагменные счетчики газа типа ВК, выпускаемые ООО «ЭЛЬСТЕР Газэлектроника» по лицензии Elster GmbH (см. рис. 5), являются непосредственным развитием первых камерных счетчиков, созданных фирмой «Kromshröder», в которых реализованы наиболее удачные конструкторские решения, применены современные материалы, обеспечивающие высокие метрологические, надежностные и эксплуатационные характеристики, а также временную стабильность счетчиков. Наряду с этим в современных диафрагменных счетчиках типа ВК усовершенствованы механические счетные механизмы, появились устройства для передачи информации (датчики импульсов, абсолютные энкодеры) и устройства коррекции объема газа по температуре (механическая и электронная термокомпенсация) и давлению, применены отсечные клапаны, существует возможность встраивания их в автоматические системы сбора данных.

Рисунок 5 Различные варианты исполнений диафрагменных счетчиков типа ВК

Газовый счетчик
ВЕКТОР-МТ G6

Бытовой диафрагменный счетчик газа

«Вектор-МТ» – с механическим отсчётным устройством;
Счетчики газа объемные диафрагменные ВЕКТОР в исполнении «Вектор-МТ» имеют механическую температурную компенсацию, выполненную в виде спиральной биметаллической пружины. Механическое отсчётное устройство состоит из корпуса с расположенным в нем приводом, счетным механизмом роликового типа и щитком.

Надежность и гарантии производителя

6,0 Qn (м³/ч)

2 года

Гарантийный срок эксплуатации с даты первичной поверки

6 лет

Межповерочный интервал счетчика

25 лет

Средний срок службы

Счетчики применяются в коммунально-бытовом секторе, а также в различных в технологических процессах .

Основные преимущества

Отличительные особенности

• Каждый счетчик имеет отсек в отсчетном устройстве для установки четырехпроводного датчика импульсов для подключения к системам дистанционного автоматизированного сбора и обработки информации.
• После установки датчика отсек закрывается крышкой с пломбой газоснабжающей или эксплуатирующей организации.
• Датчик импульсов оснащен двумя герконами типа «сухой контакт», один из которых является генератором импульсов, а второй – детектором обрыва провода и вмешательства в работу отсчетного устройства с помощью магнитного поля. Датчик импульсов поставляется по отдельному заказу.
• К датчику импульсов возможно подключение следующих устройств:
  — определение относительной погрешности;
  — корректора объема газа по температуре с возможностью дальнейшей передачи информации по интерфейсам RS-232 или RS-485;
  — радиомодуля;
  — счетчика импульсов с возможностью дальнейшей передачи информации по интерфейсам RS-232 или RS-485;
  — устройств, работающих по интерфейсу M-BUS.

Технические характеристики счетчика

Упаковка

Количество индивидуальной упаковки в транспортной коробке – 6 шт.
Размеры транспортной коробки — 360х630х250мм

• Паспорт. Счетчики газа объемные диафрагменные ВЕКТОР Мт/Те ГРСИ 72800-18
• Паспорт. Счетчики газа объемные диафрагменные ВЕКТОР М/Т/Мт/Тк ГСРИ 76905-19
• Руководство по эксплуатации. Счетчики газа объемные диафрагменные ВЕКТОР Мт/Те ГРСИ 72800-18
• Руководство по эксплуатации. Счетчики газа объемные диафрагменные ВЕКТОР М/Т/Мт/Тк ГСРИ 76905-19
• Описание типа. Счетчики газа объемные диафрагменные ВЕКТОР Мт/Те ГРСИ 72800-18
• Описание типа. Счетчики газа объемные диафрагменные ВЕКТОР М/Т/Мт/Тк ГСРИ 76905-19
• Методика поверки. Счетчики газа объемные диафрагменные ВЕКТОР Мт/Те ГРСИ 72800-18
• Методика поверки. Счетчики газа объемные диафрагменные ВЕКТОР М/Т/Мт/Тк ГСРИ 76905-19
• Методика измерений. Счетчики газа объемные диафрагменные ВЕКТОР Мт/Те ГРСИ 72800-18

Современный и надежный счетчик газа вектор g6 предназначается для определения объема газа, который был использован.

В герметично закрытом корпусе из качественной стали находится измерительный механизм и отсчетное устройство. Буква «М» в названии означает, что данное устройство механического типа.

• Небольшой вес и габариты.
• Высокая точность измерений.
• Бесшумная работа.
• Надежный и прочный корпус со специальным антикоррозийным покрытием.
• Длительный срок службы устройства.

При разработке счетчика были учтены все действующие стандарты качества, как российские, так и международные. Монтаж производят только специализированные компании, имеющие разрешение на такие работы.

Метод измерения диафрагменного счетчика

В магазине: 34 посетитель(ей)

Статистика за сегодня

Просмотров за сегодня: 3890
Посетителей за сегодня: 834

Статистика за всё время

Комплексы СГ-ТК, модификации СГ-ТК-Д (на базе диафрагменных счетчиков газа ВК), предназначены для измерения объема природного газа по ГОСТ 5542 и других неагрессивных, сухих и очищенных, одно- и многокомпонентных газов в единицах приведенного к стандартным условиям объема (количества) посредством автоматической электронной коррекции диафрагменного (ВК) счетчиков газа по температуре и при фиксированных значениях давления и коэффициента сжимаемости газа.

Для комплексов СГ-ТК-Д разработана методика выполнения измерений (Свидетельство об аттестации методики измерений № 181-560-01.00270-2013) в соответствие с которой относительная расширенная неопределенность комплекса СГ-ТК на базе счетчика газа ВК с температурными корректорами ТС215 и ТС220 не превышает ±3%, что соответствует требованиям ГОСТ Р 8.741-2011.

Комплексы СГ-ТК, модификации СГ-ТК-Д (на базе диафрагменных счетчиков газа ВК), предназначены для измерения объема природного газа по ГОСТ 5542 и других неагрессивных, сухих и очищенных, одно- и многокомпонентных газов в единицах приведенного к стандартным условиям объема (количества) посредством автоматической электронной коррекции диафрагменного (ВК) счетчиков газа по температуре и при фиксированных значениях давления и коэффициента сжимаемости газа.

Для комплексов СГ-ТК-Д разработана методика выполнения измерений (Свидетельство об аттестации методики измерений № 181-560-01.00270-2013) в соответствие с которой относительная расширенная неопределенность комплекса СГ-ТК на базе счетчика газа ВК с температурными корректорами ТС215 и ТС220 не превышает ±3%, что соответствует требованиям ГОСТ Р 8.741-2011.

Комплексы СГ-ТК, модификации СГ-ТК-Д (на базе диафрагменных счетчиков газа ВК), предназначены для измерения объема природного газа по ГОСТ 5542 и других неагрессивных, сухих и очищенных, одно- и многокомпонентных газов в единицах приведенного к стандартным условиям объема (количества) посредством автоматической электронной коррекции диафрагменного (ВК) счетчиков газа по температуре и при фиксированных значениях давления и коэффициента сжимаемости газа.

Для комплексов СГ-ТК-Д разработана методика выполнения измерений (Свидетельство об аттестации методики измерений № 181-560-01.00270-2013) в соответствие с которой относительная расширенная неопределенность комплекса СГ-ТК на базе счетчика газа ВК с температурными корректорами ТС215 и ТС220 не превышает ±3%, что соответствует требованиям ГОСТ Р 8.741-2011.

Комплексы СГ-ТК, модификации СГ-ТК-Д (на базе диафрагменных счетчиков газа ВК), предназначены для измерения объема природного газа по ГОСТ 5542 и других неагрессивных, сухих и очищенных, одно- и многокомпонентных газов в единицах приведенного к стандартным условиям объема (количества) посредством автоматической электронной коррекции диафрагменного (ВК) счетчиков газа по температуре и при фиксированных значениях давления и коэффициента сжимаемости газа.

Для комплексов СГ-ТК-Д разработана методика выполнения измерений (Свидетельство об аттестации методики измерений № 181-560-01.00270-2013) в соответствие с которой относительная расширенная неопределенность комплекса СГ-ТК на базе счетчика газа ВК с температурными корректорами ТС215 и ТС220 не превышает ±3%, что соответствует требованиям ГОСТ Р 8.741-2011.

Комплексы СГ-ТК, модификации СГ-ТК-Д (на базе диафрагменных счетчиков газа ВК), предназначены для измерения объема природного газа по ГОСТ 5542 и других неагрессивных, сухих и очищенных, одно- и многокомпонентных газов в единицах приведенного к стандартным условиям объема (количества) посредством автоматической электронной коррекции диафрагменного (ВК) счетчиков газа по температуре и при фиксированных значениях давления и коэффициента сжимаемости газа.

Для комплексов СГ-ТК-Д разработана методика выполнения измерений (Свидетельство об аттестации методики измерений № 181-560-01.00270-2013) в соответствие с которой относительная расширенная неопределенность комплекса СГ-ТК на базе счетчика газа ВК с температурными корректорами ТС215 и ТС220 не превышает ±3%, что соответствует требованиям ГОСТ Р 8.741-2011.

Комплексы СГ-ТК, модификации СГ-ТК-Д (на базе диафрагменных счетчиков газа ВК), предназначены для измерения объема природного газа по ГОСТ 5542 и других неагрессивных, сухих и очищенных, одно- и многокомпонентных газов в единицах приведенного к стандартным условиям объема (количества) посредством автоматической электронной коррекции диафрагменного (ВК) счетчиков газа по температуре и при фиксированных значениях давления и коэффициента сжимаемости газа.

Для комплексов СГ-ТК-Д разработана методика выполнения измерений (Свидетельство об аттестации методики измерений № 181-560-01.00270-2013) в соответствие с которой относительная расширенная неопределенность комплекса СГ-ТК на базе счетчика газа ВК с температурными корректорами ТС215 и ТС220 не превышает ±3%, что соответствует требованиям ГОСТ Р 8.741-2011.

Комплексы СГ-ТК, модификации СГ-ТК-Д (на базе диафрагменных счетчиков газа ВК), предназначены для измерения объема природного газа по ГОСТ 5542 и других неагрессивных, сухих и очищенных, одно- и многокомпонентных газов в единицах приведенного к стандартным условиям объема (количества) посредством автоматической электронной коррекции диафрагменного (ВК) счетчиков газа по температуре и при фиксированных значениях давления и коэффициента сжимаемости газа.

Для комплексов СГ-ТК-Д разработана методика выполнения измерений (Свидетельство об аттестации методики измерений № 181-560-01.00270-2013) в соответствие с которой относительная расширенная неопределенность комплекса СГ-ТК на базе счетчика газа ВК с температурными корректорами ТС215 и ТС220 не превышает ±3%, что соответствует требованиям ГОСТ Р 8.741-2011.

Метрологическое оборудование и учет газа

Методы и средства измерений.

Международная практика проектирования узлов измерений основана на концепции экономической целесообразности, которая достигается путем рационального выбора номенклатуры измеряемых параметров и установления оптимальных требований к точности измерений.

Обеспечение высокой точности измерений требует применения высокоточных средств измерений и учета всех необходимых параметров потока и среды: давления ( Р > 0,005 МПа), температуры (Т), коэффициента сжимаемости, состава и плотности газа.

ГОСТ Р 8.741 устанавливает нормы погрешности, приведенные в таблице:

Нормы погрешности

Пределы допускаемой относительной погрешности или расширенной неопределенности измерений объема газа, приведенного к стандартным условиям, в зависимости от производительности УУГ, %

свыше 105 м 3 /ч, вкл.

от 20 тыс. до 105 м 3 /ч, вкл.

от 1 тыс. до 20 тыс. м 3 /ч, вкл.

до 1 тыс. м 3 /ч, вкл.

ГОСТ Р 8.741-2011

В связи с этим состав узла измерений газа определяется, в первую очередь, производительностью узла измерений и, соответственно, требуемой точностью измерений.

Кроме того, необходимо учитывать, что состав узла измерений зависит от выбранного способа пересчета определяемого объемного расхода газа при рабочих условиях к стандартным условиям, а также от возможности использования результатов анализов химико-аналитических лабораторий, полученных в результате отбора проб на узле измерений.

Количество природного газа при взаимных расчетах с потребителями выражают в единицах объема, приведенного к стандартным условиям по ГОСТ 2939:

метод T- пересчета

метод P, T-пересчета

метод P, T, Z—пересчета

k _подст (k), P _подст — подстановочные (рабочие) значения коэффициента сжимаемости и давления газа соответственно.

Выбор метода измерения , подходящего для индивидуальных условий измерений и предполагаемых объемов газа, является самой ответственной задачей в организации учета. Применение того или иного метода измерения обусловлено необходимостью наличия полной информации как об измеряемой среде, так и о предполагаемой точности измерения расхода газа.

При выборе метода измерений и средств измерения со вспомогательным техническим оборудованием учитывают факторы, влияющие на метрологическую надежность узла учета в процессе его эксплуатации.

Для единой системы газоснабжения и учета наиболее подходящим для применения является метод измерения с помощью СИ объемного расхода (объема) газа при рабочих условиях с последующим пересчетом к стандартным условиям (турбинные, камерные (ротационные, диафрагменные), ультразвуковые).

Анализ метрологических и эксплуатационных характеристик данных типов РСГ показывает, что наиболее приемлемыми для коммерческих измерений объема газа (уровни 0, 1, и 2) являются турбинные, ультразвуковые и ротационные расходомеры-счетчики газа (РСГ), а на 3-м уровне — диафрагменные счетчики.

Таблица 1. Области применения РСГ

Условный проход, мм

Абсолютное давление газа, МПа

Динамические изменения расхода

Уровень установки УУГ (рис. 1)

0-й, 1-й, 2-й уровни

Прерывистые, переменные, пульсирующие

Прерывистые, переменные, пульсирующие

0-й, 1-й, 2-й уровни

Прерывистые, переменные, пульсирующие

Рекомендуемые области применения РСГ в зависимости от уровня эксплуатации УУГ приведены в таблице 1.

Приведем некоторые рекомендации по применению СИ в многоуровневой системе учета, в зависимости от рабочих условий их эксплуатации по давлению, температуре и точности измерений.

При измерении расхода газа менее 10 м 3 /ч предпочтение отдают счетчикам с механической температурной компенсацией. На узлах измерения с максимальным объемным расходом газа более 100 м 3 /ч при любом избыточном давлении и в диапазоне изменения объемного расхода от 10 м 3 /ч до 100 м 3 /ч, при избыточным давлении более 0,005 МПа измерение объема газа проводят только с использованием вычислителей или корректоров объема газа. При этом применяют условно постоянные значения давления и коэффициента сжимаемости газа.

Диафрагменные счетчики газа, простые и надежные в эксплуатации, целесообразно устанавливать в газовых сетях 3-го уровня с максимальным избыточным давлением, не превышающим 0,005 МПа.

Если объемы транспортировки газа превышают 200 млн. м 3 в год (приведенные к стандартным условиям), для повышения надежности и достоверности измерений объема газа рекомендуется применять дублирующие СИ, которые, как правило, характеризуются разными принципами измерения.

Преобразователи расхода с автоматической коррекцией объема газа только по его температуре применяют при избыточном давлении не более 0,005 МПа и объемном расходе не более 100 м 3 /ч.

2. Выбор метода измерения расхода газа

Метод переменного перепада давления

На базе стандартных СУ:

— ГОСТ 8.586.(1-5)-2005 «Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств»

На базе осредняющих трубок:

МИ 2667-2011 «Расход и количество жидкостей и газов. Методика выполнения измерений с помощью осредняющих трубок «Annubar diamond II+», «Annubar 285», «Annubar 485» и «Annubar 585». Основные положения»

МИ 3173-2008 «Расход и количество жидкостей и газов. Методика выполнения измерений с помощью осредняющих трубок «Torbar»

Методы объемного измерения газа:

ГОСТ 8.740-2011 «Расход и количество газа. Методика измерений при помощи турбинных, ротационных и вихревых расходомеров и счетчиков»

ГОСТ 8.611-2013 «Методика измерений расхода и количества газа с помощью ультразвуковых преобразователей расхода»

Построение процесса методики измерения природного газа :

Основополагающими документами являются:

1. Федеральный закон № 102-ФЗ «Об обеспечении единства измерений».

* с января 2015 вступили изменения к ФЗ — №254

2. Правила учета газа, приказ Минэнерго № 961 от 30.12.2013 г.

Зарегистрировано в Минюсте РФ 30.04.2014 № 32168

Закон 102-ФЗ РФ от 26.06.2008

Статья 1. Цели и сфера действия ФЗ:

— Защита прав и законных интересов граждан от отрицательных последствий недостоверных результатов измерений;

— Регулирует отношения, возникающие при выполнении измерений, установлении и соблюдении требований к измерениям, применении СИ и применении методик (методов) измерений

— Сфера государственного регулирования обеспечения единства измерений распространяется на измерения газа, к которым установлены обязательные требования и которые выполняются при:

— осуществлении торговли

— учете количества энергетических ресурсов

— выполнении работ по оценке соответствия продукции и иных объектов обязательным требованиям в соответствии с законодательством РФ о техническом регулировании

Порядок осуществления метрологического контроля за узлом учета:

1. Каждый узел учета должен соответствовать требованиям методики измерения регламентирующей применяемый на узле учета газа метод измерения. (для рабочих условий эксплуатации с учетом положений общих действующих нормативных документов устанавливающих общую МИ (ГОСТ, Правила).

2. Метрологический контроль осуществляется в форме подтверждения соответствия составных частей узлов учета газа требованиям МИ на данный узел.

3. Оформляется акт соответствия требованиям МИ (с учетом положений общих действующих нормативных документов ГОСТ, Правил)

Правила учета газа

Правила устанавливают порядок учета количества (объема) добытого, транспортируемого и потребляемого природного газа

При проведении учета газа осуществляется упорядоченный сбор, регистрация и обобщение информации о количественных или о количественных и качественных их показателях в натуральном выражении, о наличии и движении путем документального оформления всех операций, связанных с его потреблением.

Измерения объема газа выполняются по аттестованным в установленном порядке МИ.

Измерения объемов газа, в том числе показатели точности измерений объемов газа, определяются в соответствии с законодательством Российской Федерации об обеспечении единства измерений.

В ряде МИ присутствуют внутренние нормы точности:

ГОСТ 8.740-2011 «Расход и количество газа. Методика измерений при помощи турбинных, ротационных и вихревых расходомеров и счетчиков»

ГОСТ 8.611-2013 «Методика измерений расхода и количества газа с помощью ультразвуковых преобразователей расхода»

ГОСТ Р 8.740-2011 устанавливает:

методику измерений объемного расхода и объема, приведенных к стандартным условиям, природного, нефтяных товарных и других однокомпонентных и многокомпонентных газов с помощью турбинных, роторных (ротационных) или вихревых расходомеров и счетчиков газа.

обеспечивает измерения объемного расхода и объема газа с различными значениями показателей точности измерений, которые выбирают в зависимости от норм точности измерений, установленных для конкретных типов газов.

Методы приведения расхода и объема газа к стандартным условиям

Наименование

метода

Условия применения метода

Уровень точности измерений

Максимальный допускаемый расход при рабочих условиях, м3/ч

Максимальное допускаемое

избыточное
давление, МПа

Тип
среды

Т — пересчет

Д

100

0,005

Газы низкого давления

р T — пересчет

В; Г; Д

1000

0,3

Однокомпонентные или многокомпонентные газы со стабильным компонентным составом

р TZ — пересчет

А; Б; В; Г; Д

свыше 1000

свыше 0,3

Газы, для которых имеются данные о коэффициенте сжимаемости (см. 6.4)

r — пересчет

А; Б; В; Г; Д

свыше 1000

свыше 0,3

Газы, для которых отсутствуют данные о Ксж (см. 6.4) или точность методов не удовлетворяет требованиям стандарта

• О компании
  • Руководство
  • История
  • Контактная информация
  • Абонентский отдел — физическим лицам
  • Реквизиты и учредительные документы
  • Социальная ответственность
  • Охрана труда
  • Взаимодействие с органами власти
• Руководство
  • Руководство
  • История
  • Контактная информация
  • Абонентский отдел — физическим лицам
  • Реквизиты и учредительные документы
  • Социальная ответственность
  • Охрана труда
  • Взаимодействие с органами власти
• Потребителям – юридическим лицам
  • Личный кабинет юридического лица
  • Тарифы и цены
  • Список документов для заключения договора поставки газа
  • Список нормативных документов
  • Формы и бланки заявления
  • Метрологическое обеспечение и учет газа
  • Материалы по бенефициарам
  • Контактная информация
• Потребителям – физическим лицам
  • Личный кабинет абонента
  • Тарифы, цены и нормативы потребления
  • Способы оплаты
  • Правила пользования газом в быту
  • Приборы учета газа
  • Список нормативных документов
  • Информация по техническому обслуживанию ВДГО/ВКГО
  • Формы и бланки заявления
  • Вопрос-ответ
  • Контактная информация
  • Последствия несанкционированного вмешательства в работу прибора учета газа
  • Обязанности потребителя природного газа
  • Полезная информация
• Пресс-центр
• Закупочная деятельность
  • Информация о проводимых закупках
  • Нормативные документы
• Ссылки

Аварийная газовая служба 04

ГАЗПРОМ МЕЖРЕГИОНГАЗ 25 лет

Интерактивная карта газификации регионов России

39093-13: Счетчики газа диафрагменные с термокомпенсатором СГД-3Т

Для измерений количества природного газа по ГОСТ 5542 или паров сжиженного углеводородного газа по ГОСТ 20448, а также других неагрессивных газов, применяемых в бытовых и производственных целях. Область применения — объекты социального и культурно-бытового назначения, жилые дома.

Производитель / Заявитель

ОАО «ММЗ им.С.И.Вавилова — управляющая компания холдинга «БелОМО», Беларусь, г.Минск

220114, ул.Макаенка, 23, Тел.267-11-90

Скачать

Применение

Счетчики газа диафрагменные с термокомпенсатором СГД — 3Т (далее — счетчики) предназначены для измерения прошедшего через счетчик количества природного газа по ГОСТ 5542-87 или паров сжиженного углеводородного газа по ГОСТ 20448-90, а также других неагрессивных газов, применяемых в бытовых и производственных целях.

Подробное описание

Счетчик состоит из двух камер, внутренние полости которых разделены газонепроницаемыми диафрагмами. Диафрагмы перемещаются за счет разницы давления газа на входе и выходе счетчика и приводят во вращение отсчётное устройство, находящееся на лицевой панели счетчика.

По номинальному расходу счетчики соответствуют типоразмеру G4 и G6.

Счетчик снабжен температурным компенсатором, который производит коррекцию показаний счетного механизма в зависимости от температуры пропускаемого газа.

Исполнения счетчиков по наличию устройства импульсного выхода:

— СГД-3Т-1-1, СГД-3Т-1-2, СГД-3Т-2-1, СГД-3Т-2-2 — без устройства импульсного выхода;

— СГД-3Т-1И-1, СГД-3Т-1И-2, СГД-3Т-2И-1, СГД-3Т-2И-2 — с устройством импульсного выхода.

Исполнения по межосевому расстоянию между патрубками:

— СГД-3Т-1-1, СГД-3Т-1-2, СГД-3Т-1И-1, СГД-3Т-1И-2- расстояние между патрубками 200 мм;

— СГД-3Т-2-1, СГД-3Т-2-2, СГД-3Т-2И-1, СГД-3Т-2И-2- расстояние между патрубками 250 мм;

Исполнения по присоединению к системному трубопроводу (направление потока газа):

— СГД-3Т-1-1, СГД-3Т-2-1, СГД-3Т-1И-1, СГД-3Т-2И-1 — левое;

— СГД-3Т-1-2, СГД-3Т-2-2, СГД-3Т-1И-2, СГД-3Т-2И-2 — правое.

Направление потока газа обозначено стрелкой на крышке счетчика.

Технические данные

Место нанесения оттиска поверительного клейма

Пределы допускаемой основной относительной погрешности счетчика при нормальных условиях, при выпуске из производства и после ремонта:

± 3 % в диапазоне расходов от до 0,1 Q ном включительно;

± 1,5 % в диапазоне расходов свыше 0,1 Q^ до Qmrc включительно.

Пределы допускаемой основной относительной погрешности в процессе эксплуатации:

± 5 % в диапазоне расходов от QM до 0,1 Q ном включительно;

± 3 % в диапазоне расходов свыше 0,1 Q^ до Qmrc включительно.

Дополнительная относительная погрешность счетчика, вызванная отклонением температуры измеряемого газа от нормальной (20 ± 3) °С, не превышает:

± 0,1 % при изменении температуры на 1 °С в диапазоне температуры коррекции от минус 40 °С до плюс 35 °С;

± 0,45 % при изменении температуры на 1 °С в пределах от плюс 35 °С до плюс 50 °С.

Порог чувствительности счетчиков не более 0,002 Q^.

Циклический объем счетчиков — 2 дм /об.

Счетчики рассчитаны на эксплуатацию в климатических условиях, соответствующих группе исполнения С4 по ГОСТ Р 52931-2008 (но для работы при температуре от минус 40 °С до плюс 50 °С).

Один импульс устройства импульсного выхода соответствует объему 0,01 м прошедшего через счетчик газа, что соответствует одному обороту цифрового диска младшего разряда.

Электрические характеристики цепи устройства импульсного выхода:

— напряжение Umax £ 12 В,

— сила тока Imax £ 10 мА.

Счетчик прочный и герметичный при воздействии внутреннего давления в 1,5 раза превышающего наибольшее избыточное рабочее давление.

Конструкция соединительных элементов счетчика обеспечивает прочность и герметичность при присоединении счетчика к подводящему газопроводу при воздействии внутреннего давления в 1,5 раза превышающего наибольшее избыточное рабочее давление, изгибающего момента 110 Нм и крутящего момента 340 Нм.