Правила по метрологии

 

Система обеспечения единства измерений

 

Измерение количества природного газа методом переменного перепада давления с применением в качестве сужающих устройств диафрагм

Организация и порядок проведения метрологического

контроля и надзора

 

ПР 51-00159093-025-2001

 

 

ПРЕДИСЛОВИЕ

 

1 РАЗРАБОТАНЫ ООО фирма "Газприборавтоматика"

 

2 ВНЕСЕНЫ Управлением по автоматизации, информатике и метрологии ОАО "Газпром"

 

3 УТВЕРЖДЕНЫ Заместителем Председателя Правления ОАО «Газпром» 26.06.01 г.

 

4 ВВЕДЕНЫ в действие с момента утверждения

 

Введены впервые

 

 

1 НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

 

1.1 Настоящие Правила устанавливают требования к организации и порядку проведения метрологического контроля и надзора за состоянием и применением средств и методик выполнения измерений количества природного газа (далее газа) методом переменного перепада давления с применением в качестве сужающих устройств стандартных диафрагм.

 

2 НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

 

В настоящих Правилах используются ссылки на следующие НД:

ГОСТ 8.395-80 ГСИ. Нормальные условия измерений при поверке. Общие требования.

ГОСТ 8.563.1-97 ГСИ. Измерение расхода и количества жидкостей и газов методом переменного перепада давления. Диафрагмы, сопла ИСА 1932 и трубы Вентури, установленные в заполненных трубопроводах круглого сечения. Технические условия.

ГОСТ 8.563.2-97 ГСИ. Измерение расхода и количества жидкостей и газов методом переменного перепада давления. Методика выполнения измерений с помощью сужающих устройств.

ГОСТ 8.563.3-97 ГСИ. Измерение расхода и количества жидкостей и газов методом переменного перепада давления. Процедура и модуль расчетов. Программное обеспечение.

ГОСТ 9378-93 (ИСО 2632-1-85, ИСО 2632-2-85) Образцы шероховатости поверхности (сравнение). Общие технические условия.

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

РМГ 29-99 ГСИ. Метрология. Основные термины и определения.

 

3 СОКРАЩЕНИЯ, ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

 

3.1 В настоящих Правилах приняты следующие сокращения:

ИП - измерительный преобразователь;

ИСО - международная организация по стандартизации;

ИТ - измерительный трубопровод;

МВИ - методика выполнения измерений;

МН - метрологический надзор;

MX - метрологическая характеристика;

НД - нормативный документ;

СИ - средство измерений.

3.2 В настоящих Правилах применены следующие термины с соответствующими определениями.

3.2.1 Метрологический контроль - деятельность, осуществляемая аккредитованными метрологическими службами по поверке или калибровке СИ.

3.2.2 Метрологический надзор - деятельность, осуществляемая метрологическими службами организаций ОАО «Газпром» по надзору за состоянием и применением СИ, за аттестованными методиками измерений, соблюдением метрологических правил и норм, за количеством передаваемого (транспортируемого) природного газа.

3.2.3 Метрологическая служба - служба, создаваемая в соответствии с законодательством для выполнения работ по обеспечению единства измерений и для осуществления метрологического контроля и надзора (РМГ 29).

3.2.4 Единство измерений - состояние измерений, характеризующееся тем, что их результаты выражаются в узаконенных единицах, размеры которых в установленных пределах равны размерам единиц, воспроизводимых первичными эталонами, а погрешности результатов измерений известны и с заданной вероятностью не выходят за установленные пределы (РМГ 29).

3.2.5 Измерение - совокупность операций по применению технического средства, хранящего единицу физической величины, обеспечивающих нахождение соотношения (и явном или неявном виде) измеряемой величины с ее единицей и получение значения этой величины (РМГ 29).

3.2.6 Средство измерений - техническое средство, предназначенное для измерений, имеющее нормированные MX, воспроизводящее и (или) хранящее единицу физической величины, размер которой принимают неизменным (в пределах установленной погрешности) в течение известного интервала времени (РМГ 29).

3.2.7 Метрологическая характеристика - характеристика одного из свойств СИ, влияющая на результат измерений и на его погрешность (РМГ 29).

3.2.8 Измерительный преобразователь - техническое средство с нормированными MX, служащее для преобразования измеряемой величины в другую величину или измерительный сигнал, удобный для обработки, хранения, дальнейших преобразований, индикации или передачи.

3.2.9 Стандартная диафрагма - диск с круглым отверстием, имеющий острую прямоугольную входную кромку (ГОСТ 8.563.1).

3.2.10 Поверка СИ - установление органом государственной метрологической службы (или другим официально уполномоченным органом, организацией) пригодности СИ к применению на основании экспериментально определяемых MX и подтверждения их соответствия установленным обязательным требованиям (РМГ 29).

3.2.11 Калибровка СИ - совокупность операций, устанавливающих соотношение между значением величины, полученным с помощью данного СИ и соответствующим значением величины, определенным с помощью эталона с целью определения действительных MX этого СИ (РМГ 29).

3.2.12 Комплектная поверка - поверка, при которой определяют MX СИ, присущие ему как единому целому (РМГ 29).

 

4 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

 

4.1 Пункт учета газа в общем случае состоит из стандартной диафрагмы, прямых участков ИТ, расположенных между диафрагмой и местными сопротивлениями; СИ перепада давления на диафрагме и параметров состояния природного газа (давления, температуры, состава и/или плотности); средств обработки результатов измерений (планиметров, вычислительных устройств ручного или автоматического действия); соединительных трубок и вспомогательных устройств,

4.2 Метрологический контроль и надзор за состоянием и применением СИ и МВИ количества природного газа организует и проводит метрологическая служба предприятия-владельца СИ.

При проведении МН осуществляют проверку работ, выполненных по 5.1.1 настоящих Правил, на соответствие:

- требованиям ГОСТ 8.563.1 и ГОСТ 8.563.2*;

- аттестованным МВИ;

- метрологическим правилам и нормам.

___________

* Требования указанных ГОСТ к монтажу и конструкции расходомеров распространяются только на создаваемые и реконструируемые расходоизмерительные установки (в соответствии с [1]).

 

4.3 Соответствие входящих в состав пункта учета газа СИ установленным метрологическим требованиям и нормам определяют по результатам проведения поверки (калибровки).

СИ и ИП, входящие в состав автоматических и полуавтоматических комплексов, поверяют (калибруют) в соответствии с их методикой поверки (калибровки).

4.3.1 СИ, входящие в состав пунктов учета газа (тип 1), результаты измерений которых используют для взаимных расчетов между поставщиком и потребителем, должны подвергаться метрологическому контролю путем проведения поверки в установленном порядке.

4.3.2 СИ, входящие в состав технологических пунктов учета газа (тип 2), результаты измерений которых не используют для взаимных расчетов, подлежат калибровке в установленном порядке.

4.3.3 Необходимость расчета погрешности измерения количества газа определяет владелец пункта учета газа. Данные расчеты не подлежат проверке и согласованию органами Госстандарта России.

При раздельном измерении контролируемых параметров потока газа погрешность измерения количества определяют расчетным путем согласно разделу 9 ГОСТ 8.563.2 или по программе, составленной по листингам ГОСТ 8.563.3.

При эксплуатации микропроцессорного комплекса проводят комплектную поверку; погрешность комплекса определяют только по программе, составленной по листингам программы ГОСТ 8.563.3.

4.4 Периодичность поверки (калибровки) СИ, применяемых на пункте учета газа, в процессе эксплуатации может быть уточнена и изменена на основании анализа результатов поверки и условий эксплуатации в соответствии с приложением А настоящих Правил.

4.5 В состав пункта учета газа должны входить СИ, допущенные к применению в установленном порядке и прошедшие испытания в специализированных организациях газовой промышленности, если эти организации не участвовали в испытаниях на утверждение данного типа СИ.

4.6 СИ, входящие в состав пункта учета газа, при наличии необходимых условий поверки (калибровки), предпочтительно поверять (калибровать) на местах эксплуатации.

4.7 Диафрагма не подлежит поверке (калибровке).

Необходимо и достаточно осуществление инструментального контроля геометрических размеров диафрагмы на соответствие требованиям ГОСТ 8.563.1.

4.8 При эксплуатации пунктов учета газа (тип 1) надзор за соблюдением условий выполнения измерений, состоянием и применением СИ и диафрагм, определение и проверку геометрических размеров диафрагм (см. 4.7) в соответствии с приложением Б настоящих Правил организуют и проводят метрологические службы предприятий поставщика и потребителя на основании условий договоров или технических соглашений на поставку -приемку природного газа.

При эксплуатации пунктов учета газа (тип 2) надзор за соблюдением условий выполнения измерений, состоянием и применением СИ и диафрагм, определение и проверку геометрических размеров диафрагм проводит метрологическая служба предприятия - владельца.

4.9 Проверкой правильности выбора отверстия диафрагмы является расчет количества газа по программе, составленной по листингам ГОСТ 8.563.3. Допускается проводить расчеты по другим программам, принятым в установленном порядке и реализующим алгоритм расчета количества газа по ГОСТ 8.563.2.

Данные расчеты не подлежат проверке и согласованию органами Государственной метрологической службы.

4.10 В спорных случаях между поставщиком и потребителем (по инициативе одного из них) проводят внеочередную проверку состояния и применения пункта учета газа, при необходимости - с привлечением специалистов Госстандарта России.

Проведение внеочередной проверки по спорным обстоятельствам финансирует заинтересованная (проявившая инициативу) сторона.

 

5 ОРГАНИЗАЦИЯ И ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ МЕТРОЛОГИЧЕСКОГО НАДЗОРА

 

5.1 Организация проведения метрологического надзора

5.1.1 При проведении МН за состоянием и применением СИ и аттестованных МВИ метрологическая служба организации - владельца пункта учета газа осуществляет проверку:

1) геометрических размеров;

2) правильности установки диафрагмы;

3) правильности выполнения отбора давления;

4) правильности монтажа СИ;

5) соблюдения условий проведения измерений;

6) состояния диафрагм и периодического определения геометрических размеров диафрагм;

7) состояния соединительных трубок и их герметичности;

8) оформления, ведения и хранения технической документации на пункт учета газа и его составные части;

9) наличия и соблюдения графика планово - профилактических работ (ППР);

10) состояния, применения и правильности отбора проб газа и выполнения анализов (измерений) качественных параметров газа (t_p; r; SXi).

Работы по 5.1.1, перечисление 1) - 4), проводят один раз до монтажа устройства для установки диафрагмы при вводе пункта учета газа в эксплуатацию.

Объем необходимых проверок определяют в каждом конкретном случае отдельно.

Работы по 5.1.1, перечисления 2), 5) - 10), проводит метрологическая служба организации - владельца пункта учета газа периодически по графикам и (или) по мере необходимости.

 

5.2. Порядок проведения метрологического надзора

5.2.1 Соблюдение требований к ИТ проверяют на соответствие 7.1.8, 7.1.9, 7.5.1.1, 7.5.1.2, 7.5.1.6 и 8.3.1 ГОСТ 8.563.1.

Измерения внутреннего диаметра ИТ проводят с помощью штангенциркуля или нутромера, погрешность которых не должна превышать ±0,1 % от значения измеряемого диаметра. При отличии температуры окружающего воздуха от 20 °С более чем на ±5 °С, результаты измерений корректируют на разность температур, т.е. приводят к температуре 20 °С в соответствии с В.1.1 ГОСТ 8.563.1.

Диаметр трубопровода определяют по 7.5.1.2 ГОСТ 8.563.1 как среднее арифметическое значение результатов измерений не менее чем в трех поперечных сечениях трубопровода.

На пунктах учета газа акты измерений внутреннего диаметра трубопровода, оформленные до 1 октября 1999 г. в соответствии с [3], сохраняют силу после введения новых стандартов.

5.2.2 Внутреннюю поверхность прямых участков трубопровода перед диафрагмой и за ней обследуют визуально или с помощью технических средств на соответствие требованиям 7.1.5, 7.5.1 и 7.1.7 ГОСТ 8.563.1.

На внутренней поверхности ИТ на участке 2D перед диафрагмой и за ней не должно быть уступов. Если имеется уступ на расстоянии более 2D, его величину необходимо определить. Если значение величины уступа превосходит предел по 7.5.1.1, но удовлетворяет двум условиям 7.5.1.4 ГОСТ 8.563.1, то учитывают дополнительную погрешность d_h= ±0,2 % (по 9.5.1 ГОСТ 8.563.2).

5.2.3 Шероховатость поверхности ИТ должна соответствовать требованиям 8.3.1, В.3.4 и В.3.6 ГОСТ 8.563.1. Если экспериментально определить шероховатость поверхности ИТ не представляется возможным, то значения эквивалентной шероховатости трубопровода, в зависимости от материала и его состояния, определяют по приложению Б.1 ГОСТ 8.563.1.

5.2.4 Длины прямых участков ИТ между диафрагмой и местными сопротивлениями проверяют с помощью СИ линейных размеров на соответствие требованиям 7.2 ГОСТ 8.563.1. Измеренные значения длин прямых участков, если они не были сокращены, должны отличаться от расчетных не более чем на 0,5D. При измерении сокращенных длин прямых участков допуск в долях диаметра ИТ на измеренные значения определяют по формуле:

D_L £ -0,1 [L₁/(L_к/L₁ + 0,1)],

где L₁ - относительная реальная измеренная длина прямого участка;

L_к - значение относительной длины прямого участка, рассчитанное по уравнению (7.1) ГОСТ 8.563.1.

Допуск на измеренные значения в абсолютных значениях длины прямого сокращенного участка определяют по формуле:

D_l £ -0,1 [l₁/(L_к/L₁ + 0,1)],

где l₁ - реальная измеренная (в единицах длины) длина прямого участка.

Значения длин прямых участков вносят в схему ИТ и паспорт пункта учета газа работники метрологической службы организации-владельца.

5.2.5 Правильность установки, перпендикулярность и соосность торцов диафрагмы к оси ИТ, способы ее закрепления и уплотнения проверяют на соответствие требованиям 7.5.2.2, 7.5.2.3 и 7.5.3 ГОСТ 8.563.1.

Маркировочный знак должен соответствовать требованиями 8.1.2.3 ГОСТ 8.563.1.

Перпендикулярность входного торца диафрагмы к оси ИТ определяют с помощью угольника. Одну из сторон угольника приставляют к торцу диафрагмы по диаметру, другую сторону угольника устанавливают по образующей поверхности ИТ. Зазор между торцом диафрагмы и стороной угольника измеряют щупом. Отклонение от перпендикулярности в градусах определяют по формуле

g = (180 × h) / (p × Ly)

где h - толщина щупа, мм;

Ly - длина стороны угольника, под конец которой вставляется щуп, мм.

Перпендикулярность входного торца диафрагмы к оси ИТ должна соответствовать требованиям 7.5.2.2 ГОСТ 8.563.1. Если конструкция узла крепления диафрагмы обеспечивает выполнение требования перпендикулярности входного торца диафрагмы к оси ИТ, измерения не проводят.

5.2.6 Смещение оси отверстия (как на входном, так и на выходном торцах) диафрагмы е_х относительно оси ИТ определяют путем последовательных измерений кратчайших расстояний (у₁, у₂; z₁ и z₂) от цилиндрической части отверстия диафрагмы до внутренней поверхности ИТ в различных диаметральных (не менее 2-х) направлениях (см. рисунок 1) смещение оси отверстия диафрагмы относительно оси ИТ вычисляют по формуле:

 

 

Рисунок 1

 

Допускается смещение оси диафрагмы относительно оси ИТ определять по допускам на изготовление наружного диаметра диафрагмы D_д и посадочного места для установки диафрагмы.

Смещение оси отверстия диафрагмы относительно оси ИТ должно удовлетворять условиям 7.5.2.3 ГОСТ 8.563.1.

Если значение смещения превышает рассчитанное по формуле (7.6) ГОСТ 8.563.1 предельное значение, но находится в границах значений, определенных формулой (7.7) ГОСТ 8.563.1, то учитывают дополнительную погрешность d_ех = ±0,3 % (по 9.5.1 ГОСТ 8.563.2).

5.2.7 Способ закрепления, затяжки и уплотнения диафрагмы проверяют на соответствие требованиям 7.5.3 ГОСТ 8.563.1.

5.2.8 Для определения правильности выполнения отбора давления в виде отдельных отверстий измеряют расстояния от торцов диафрагмы до осей цилиндрических отверстий для отбора давления. Вставив в отверстия с небольшим натягом штифты диаметром, равным диаметру этих отверстий, измеряют расстояния от торца диафрагмы по образующей трубы, параллельной ее оси, до образующей штифта. Искомая величина должна быть равна измеренному расстоянию до образующей штифта плюс половина диаметра штифта.

Проверку правильности выполнения углового отбора давления проводят визуально, исходя из того, что цилиндрическая поверхность, ограничивающая отдельное отверстие для отбора давления и (или) кольцевую щель, должны соприкасаться с торцом диафрагмы.

Форма, диаметры отверстий для отбора давления и расстояния до торцов диафрагмы должны соответствовать требованиям 8.2 ГОСТ 8.563.1.

5.2.9 Правильность монтажа СИ и вспомогательных устройств для измерения параметров природного газа проверяют на соответствие требованиям 6.2, 6.3, 6.4 ГОСТ 8.563.2 и инструкций по эксплуатации СИ заводов - изготовителей.

Монтаж блоков и устройств автоматической обработки показаний СИ должен быть выполнен в соответствии с требованиями инструкций заводов - изготовителей.

 

5.3 Проверка состояния пунктов учета газа в условиях эксплуатации

5.3.1. Соблюдение условий проведения измерений проверяют на соответствие положениям раздела 4 ГОСТ 8.563.2.

5.3.2 Контроль состояния диафрагмы проводят визуально, проверяя: остроту входной кромки отверстия по отсутствию отражения светового луча (при этом радиус се закругления принимают равным 0,05 мм), отсутствие заусенцев на кромке, забоин и вмятин на поверхности торцов и их чистоту (загрязненность).

Проверку геометрических размеров диафрагм осуществляют в соответствии с 4.8 и приложением Б настоящих Правил.

5.3.3 МН за состоянием и применением СИ включает:

- проверку соблюдения периодичности поверки (калибровки) СИ;

- проверку пригодности СИ к эксплуатации;

- устранение, по возможности, внешних факторов, влияющих на погрешность СИ (температура, отклонение напряжения питания, превышающее допустимое значение, наличие вибрации, превышающей допустимый уровень и т.п.) или стабилизацию условий эксплуатации СИ до уровня условий, при которых проводилась поверка в условиях эксплуатации.

5.3.3.1 В процессе эксплуатации СИ между поверками или калибровками проводят проверку правильности показаний СИ по контрольным точкам диапазона.

В соответствии с [4] после смены диаграммы дифманометра проверяют установку пера на нулевую отметку диаграммы.

При применении показывающих СИ проводят регистрацию их показаний не реже чем через 2 часа.

При переходе с зимнего времени на летнее и обратно значения измеряемых параметров записывают на одной диаграмме. Планиметрирование соответственно за 23 и 25 часов проводят в соответствии с [5].

5.3.3.2 При возникновении сомнений в достоверности результатов измерений проводят сравнение показаний СИ с дублирующими (при наличии) или эталонными СИ. Проведение этих сравнений по просьбе потребителя проводят в присутствии его представителя.

Если в процессе проверки установлено, что погрешность СИ превышает 1/3 значения предела основной погрешности, допускается проводить юстировку.

5.3.3.3 Систематическую составляющую погрешности СИ, если она известна или определена, допускается исключать из результата измерений введением поправочного коэффициента.

Поправочный коэффициент определяют по формуле

К_д = 1 - d_у/100, где

d_у - систематическая составляющая относительной погрешности параметра "у", выраженная в процентах.

Известная систематическая погрешность не учитывается, если она соизмерима с погрешностью эталона.

5.3.4 Все соединительные трубки (линии) проверяют на соответствие требованиям 6.2.9 ГОСТ 8.563.2.

Соединительные трубки для подключения СИ проверяют на герметичность после подачи рабочего давления. Закрывают краны (вентили) на трубопроводе у диафрагмы и наблюдают не менее 5 минут за показаниями СИ давления и перепада давления. Изменение показаний свидетельствует о наличии утечки газа. Места утечек обнаруживают по появлению мыльных пузырей при обмыливании мест соединений. Обнаруженные утечки немедленно устраняют. Проверку герметичности соединительных линий проводят ежемесячно.

Проверку отсутствия перетоков газа через уравнительные краны (вентили) СИ перепада давления проводят в соответствии с приложением И.

5.3.5 Контроль обслуживания вспомогательных устройств, формирующих поток и обеспечивающих подготовку газа, осуществляют проведением проверки состояния:

- дренажных и продувочных отверстий, кранов, отстойных камер;

- соединительных линий и фильтров;

- термоизоляции соединительных трубок и элементов СИ давления, перепада давления, температуры и плотности газа в соответствии с 6.2.6, 6.3.8 и 6.4.1.8 ГОСТ 8.563.2.

Применение теплоизоляции для ИТ с газовой средой не обязательно, т.к. теплопроводность газовых сред незначительна и не влияет на определение количества газа.

5.3.6 Контроль условно-постоянных параметров проводят на основании анализа их изменения в течение выбранного интервала времени по формулам, приведенным в 5.2.3 ГОСТ 8.563.2.

 

5.4 Требования к технической документации на пункт учета газа

5.4.1 В состав технической документации пункта учета газа рекомендуется включать:

- паспорт на пункт учета газа;

- паспорта на диафрагмы;

- паспорта, технические описания и инструкции по эксплуатации применяемых СИ, свидетельства о поверке, сертификаты калибровок;

- акты измерений внутренних диаметров ИТ;

- акты установок диафрагм;

- необходимые НД*.

_______________

* В состав НД могут входить: ГОСТ 8.563.1-3 и ГОСТ 30319.0-3; Методика обработки диаграмм при определении количества природного газа РД 51-89-84; Временная методика определения систематической погрешности самопишущих СИ и др.

 

5.4.2 В состав оперативной документации рекомендуется включать:

- при применении показывающих СИ - журналы для регистрации контролируемых параметров газа;

- при применении самопишущих СИ - диаграммы контролируемых ими параметров;

- при применении вычислительных устройств - распечатки перечня регистрируемых событий;

- при применении полуавтоматических вычислительных устройств - распечатки ввода значений условно-постоянных параметров **;

_________________

** Диаграммы самопишущих СИ, распечатки регистрации событий и ввода значений условно-постоянных параметров необходимо хранить при отсутствии разногласий по поставкам газа 1 год после окончания расчетного месяца, а при наличии разногласий - до их разрешения, но не более 3-х лет.

 

- протоколы калибровки;

- журналы регистрации проведения регламентного технического обслуживания;

5.4.3 В паспорт на пункт учета газа рекомендуется включать:

- характеристику пункта учета газа;

- схему пункта учета газа;

- перечень применяемых СИ;

- перечень условно-постоянных параметров;

- наименование НД и формулы, по которым определяют количество газа.

На титульном листе паспорта рекомендуется указывать:

- наименование предприятия поставщика газа;

- наименование пункта учета газа или его назначение (для взаимных расчетов за поставку газа или технологических целей), место установки пункта учета газа;

- дата ввода в эксплуатацию.

5.4.3.1 В характеристике пункта учета газа рекомендуется указывать:

- номера ИТ;

- диапазон измерения объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям, по каждому ИТ;

- перечень контролируемых параметров газового потока и диапазоны их измерений;

- тип отбора давления на диафрагме;

- диаметр отверстия СУ d₂₀ по каждому ИТ;

- диаметр трубопровода D₂₀ по каждому ИТ;

- типы местных сопротивлений;

- длины прямых участков.

5.4.3.2 На схеме пункта учета газа рекомендуется указывать ИТ с указанием номера (наименования) и три участка ИТ - между диафрагмой и ближайшим перед ней местным сопротивлением (R1), перед диафрагмой между первым (R1) и вторым (R2) местными сопротивлениями, между диафрагмой и ближайшим за ней местным сопротивлением (R3), с указанием их длин.

При наличии в ИТ струевыпрямителя, необходимо указать расстояние до ближайшего перед ним местного сопротивления и длину участка между ним и диафрагмой.

На схеме пункта учета газа должны быть показаны места установок СИ температуры и расстояния от них до диафрагмы.

Расположение перечисленных узлов рекомендуется обозначать расстоянием от диафрагмы в абсолютном и относительном выражении (к диаметру И'Г), размеры в долях диаметра ИТ должны быть указаны в скобках.

5.4.3.3 В паспорте на пункт учета газа рекомендуется указывать: применяемые СИ, тип, класс точности или нормированная погрешность СИ, диапазон измерения, место установки (номер ИТ), дата установки.

5.4.3.4 В паспорте на пункт учета газа рекомендуется указывать перечень условно-постоянных параметров (в соответствии с таблицей А.1 ГОСТ 8.563.2) с указанием: наименования параметра, диапазона его изменения или среднего значения параметра, отклонения от среднего значения, периода изменения и контроля параметра.

В паспорте должен быть указан документ, по формулам которого определяют количество газа.

Рекомендуемые формы паспорта на пункт учета газа и паспорта на СИ даны в приложениях В и Г. Допускается применение для СИ паспортов заводов - изготовителей, если в них отражены все необходимые данные.

5.4.4 Паспорт на диафрагму должен содержать сведения в соответствии с рекомендуемым приложением Д настоящих Правил.

5.4.5 Акт измерения внутреннего диаметра ИТ должен содержать: сведения о материале ИТ; температуру, при которой проводились измерения; результаты измерений диаметра ИТ и его значение, приведенное к 20°С; значение коэффициента линейного теплового расширения материала трубопровода; результаты определения шероховатости внутренней поверхности ИТ. (Рекомендуемая форма акта измерения внутреннего диаметра ИТ дана в приложении Е).

5.4.6 Акт установки диафрагмы (Рекомендуемая форма дана в приложении Ж) должен содержать: номер диафрагмы; номер ИТ, в котором она установлена; значение диаметра, приведенное к температуре 20°С; дату последнего определения геометрических размеров; состав комиссии, подписи.

5.4.7 Паспорт на пункт учета газа должен быть подписан главным инженером предприятия - владельца пункта и заверен печатью.

Паспорт на диафрагму, акт проверки геометрических размеров диафрагмы, акт измерения внутреннего диаметра ИТ, акт установки диафрагмы должны быть подписаны представителем метрологической службы с одной стороны и представителем предприятия - контрагента, с другой стороны.

 

 

Приложение А

(рекомендуемое)

 

Периодичность поверки (калибровки) СИ

 

А.1 Периодичность поверки (калибровки) СИ пункта учета газа в процессе эксплуатации уточняют и устанавливают на основании результатов поверки (калибровки) СИ с учетом специфики их применения и периодического контроля погрешности СИ в соответствии с 5.3.3.1 настоящих Правил метрологической службой юридического лица.

А.2 Для СИ, вновь установленных в ИТ, первый контрольный интервал до поверки (калибровки) - 1 год, независимо от установленного при утверждении типа СИ межповерочного интервала.

А.3 При положительных результатах первой и последующих поверок (калибровок) СИ, межповерочный интервал увеличивают на 1 год.

А.4 Максимальный допустимый межповерочный интервал не более 8 лет (с периодическим контролем погрешности СИ в соответствии с 5.3.3.1 настоящих Правил).

А.5 При отрицательных результатах поверки (калибровки) межповерочный интервал уменьшают на 0,5 года - при межповерочном интервале в 1 год и на 1 год - при межповерочном интервале равном или более 2-х лет.

А.6 Допускается проведение внеочередной поверки (калибровки) СИ по просьбе одной из заинтересованных сторон (поставщика или потребителя - контрагента). Затраты по проведению внеочередной поверки оплачивает инициатор ее проведения.

 

 

Приложение Б

(справочное)

 

Определение геометрических размеров диафрагмы

 

Б.1 Операции определения геометрических размеров диафрагмы

 

В соответствии с установленным периодом проверки состояния диафрагмы, проводят внешний осмотр и определяют геометрические размеры, указанные в таблице 1.

 

Таблица 1 - Операции, выполняемые при определении геометрических размеров диафрагмы.

 

Наименование операции	Номер пункта требований ГОСТ 8.563.1	Номер пункта методики настоящих правил
1	2	3
1. Внешний осмотр.	8.1.2.3, 8.1.6.	Б.4
2. Определение геометрических размеров диафрагмы		Б.5
2.1 Определение диаметра и цилиндричности отверстия диафрагмы.	8.1.7	Б.5.1
2.2 Определение толщины диафрагмы.	8.1.4.3, 8.1.4.4.	Б.5.2
2.3 Определение длины цилиндрической части отверстия.	8.1.4.1	Б.5.3
2.4 Определение неплоскостности торцовых поверхностей	8.1.2.1	Б.5.4
2.5 Определение шероховатости поверхностей цилиндрической и конической частей отверстия, входного и выходного торцов диафрагмы.	8.1.2.2, 8.1.3.2, 8.1.5.1	Б.5.5
2.6 Проверка остроты входной кромки отверстия диафрагмы.	8.1.6.2	Б.5.6
2.7 Проверка угла наклона образующей конуса	8.1.5.2	Б.2.1
2.8 Определение наружного диаметра диафрагмы	7.5.2.3	5.2.6

 

Б.2 Средства определения геометрических размеров диафрагмы

 

Б.2.1 Определение геометрических размеров диафрагмы проводят с помощью средств линейно-угловых измерений, погрешность которых не должна превышать 1/3 величины допуска на измеряемый параметр, кроме особо оговоренных случаев, когда указана конкретная погрешность СИ, а диапазоны измерений должны соответствовать значениям измеряемых параметров.

Б.2.2 Определение неплоскостности торцов диафрагмы проверяют с помощью лекальных линеек и щупов.

Б.2.3 Определение шероховатости поверхностей цилиндрической части отверстия, входного и выходного торцов диафрагмы определяют с помощью контактных профилографов-профилометров или сравнением с образцами шероховатости поверхности в соответствии с ГОСТ 9378.

Б.2.4 Остроту входной кромки диафрагмы проверяют визуально.

Б.2.5 Работы с измерительными инструментами проводят в соответствии с требованиями технической документации по их применению.

 

Б.3 Условия определения геометрических размеров диафрагмы

 

При определении геометрических размеров диафрагмы необходимо соблюдать следующие условия:

- перед проведением измерений диафрагму очищают от грязи или от консервационной смазки, если она подвергалась консервации;

- предварительно диафрагму выдерживают в помещении не менее 2 часов. При отличии температуры диафрагмы и окружающего воздуха от 20°С более чем на ±5°С, результаты измерений диаметра отверстия должны быть скорректированы на разность температур, т.е. приведены к 20°С;

- условия применения эталонных линейно-угловых СИ должны соответствовать требованиям технической документации на них.

 

Б.4 Проведение внешнего осмотра диафрагмы

 

При проведении внешнего осмотра диафрагмы устанавливают:

- соответствие нанесенной на диафрагму маркировки данным паспорта;

- остроту входной кромки и отсутствие притуплений и заусенцев на ней;

- отсутствие вмятин, забоин и раковин в цилиндрической части отверстия и на торцовых поверхностях диафрагмы.

 

Б.5 Определение геометрических размеров диафрагмы

 

Б.5.1 Определение диаметра и цилиндричности отверстия диафрагмы проводят в соответствии с 8.1.7. ГОСТ 8.563.1, при этом погрешность измерительного инструмента должна быть не более ±0,02 % от измеряемой величины.

Б.5.2 Толщину диафрагмы определяют как среднее арифметическое значение результатов измерений толщины в четырех равноудаленных друг от друга точках в пределах окружности радиусом 0,75D и на краях отверстия диафрагмы, в местах перехода конической части в торцовую поверхность диафрагмы. Минимальные значения относительной толщины диафрагмы не должны быть меньше приведенных в таблице 2, где

b - относительный диаметр отверстия диафрагмы;

Dр - перепад давления на диафрагме;

Е_у - модуль упругости материала диафрагмы;

Е_д - толщина диафрагмы, мм;

d_e - погрешность измерения толщины диафрагмы.

 

Таблица 2 - Наименьшие значения относительной толщины диафрагмы Е_д/D при пренебрежимо малой погрешности d_e £ 0,05 %

 

b	Dр/Еу
	8×10-9	2×10-8	5×10-8	1,25×10-7	3,2×10-7	8×10-7
	Dр в кПа при Еу = 200×10-16 кПа
	1,6	4,0	10	25	63	160
0,2	0,0061	0,0079	0,010	0,012	0,015	0,016
0,3	0,0068	0,0089	0,011	0,014	0,017	0,020
0,4	0,0071	0,0093	0,012	0,015	0,019	0,022
0,5	0,0072	0,0094	0,012	0,016	0,020	0,024
0,6	0,0069	0,0091	0,012	0,015	0,019	0,023
0,7	0,0062	0,0082	0,011	0,014	0,019	0,021
0,75	0,0056	0,0074	0,010	0,012	0,015	0,018

 

Рекомендуемые значения толщины диафрагмы в мм приведены в таблице 3.

 

Таблица 3 - Рекомендуемые значения толщины диафрагмы Е_д в мм

 

D	50	75	100	150	200	250	300	400	500	600	750	1000
Ед	3,0	3,0	3,0	6,0	6,0	8,0	12,0	12,0	16,0	20,0	25,0	30,0
Ед/D	0,06	0,04	0,03	0,04	0,03	0,03	0,04	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03

 

Примечание: Рекомендуемая длина цилиндрической части отверстия диафрагмы «е» должна соответствовать 0,01D

 

Б.5.3 Длину цилиндрической части отверстия диафрагмы определяют как среднее арифметическое значение результатов измерения не менее чем в трех равноудаленных друг от друга точках. При этом значения результатов измерений не должны отличаться друг от друга на величину, более установленной ГОСТ 8.563.1. При измерениях могут быть использованы отпечатки кромок диафрагмы на фольге, расположенной на упругой или пластической основе. Допускается при изготовлении проводить измерение по нониусу суппорта станка.

Длина цилиндрической части отверстия диафрагмы должна соответствовать требованиям 8.1.4.1 ГОСТ 8.563.1.

Б.5.4 Неплоскостность торцовых поверхностей диафрагмы характеризуется высотой волны. Для определения неплоскостности используют лекальную линейку и набор щупов. Ищут положение лекальной линейки на диафрагме, когда виден на просвет наибольший зазор. Неплоскостность определяют как разность между наибольшим н наименьшим зазорами (при одной установке лекальной линейки). Число установок - не менее двух во взаимно-перпендикулярных направлениях. Длина лекальной линейки должна быть не менее D ИТ (рисунок 2). Допускается применение индикатора часового типа. Максимальные значения прогиба не должны превышать значений, приведенных в таблице 4.

Б.5.5 Шероховатость поверхностей цилиндрической части отверстия, входного и выходного торцов диафрагмы определяют методом сравнения с образцами шероховатости по ГОСТ 9378 или с помощью СИ, указанных в Б.2.3 настоящих Правил.

Шероховатость поверхности отверстия диафрагмы должна соответствовать требованиям 8.1.7.3 ГОСТ 8.563.1.

Состояние поверхности выходного торца диафрагмы допускается оценивать визуально, если диафрагма предназначена для измерения расхода в одном направлении.

Шероховатость поверхностей входного и выходного торцов диафрагмы должна соответствовать требованиям 8.1.2.2 и 8.1.3.2 ГОСТ 8.563.1. Причем шероховатость входного торца должна быть меньше значения Ra выходного торца.

 

Таблица 4 - Максимальные отклонения h в мм при неплоскостности 0,005

 

 

b	Номинальные диаметры измерительного трубопровода в мм
	50	100	200	300	400	500	600	700	800	900	1000
0,20	-	0,20	0,40	0,60	0,80	1,00	1,20	1,40	1,60	1,80	2,00
0,25	0,09	0,19	0,38	0,56	0,75	0,94	1,13	1,31	1,50	1,69	1,88
0,30	0,09	0,18	0,35	0,52	0,70	0,88	1,05	1,22	1,40	1,57	1,75
0,35	0,08	0,16	0,32	0,49	0,65	0,81	0,97	1,14	1,30	1,46	1,63
0,40	0,07	0,15	0,30	0,45	0,60	0,75	0,90	1,05	1,20	1,35	1,50
0,45	0,07	0,14	0,27	0,41	0,55	0,69	0,82	0,96	1,10	1,24	1,38
0,50	0,06	0,13	0,25	0,38	0,50	0,63	0,75	0,88	1,13	1,13	1,25
0,55	0,06	0,11	0,22	0,34	0,45	0,56	0,67	0,79	0,90	1,01	1,13
0,60	0,05	0,10	0,20	0,30	0,40	0,50	0,60	0,70	0,80	0,90	1,00
0,65	0,04	0,09	0,18	0,26	0,35	0,44	0,52	0,61	0,70	0,79	0,88
0,70	0,04	0,07	0,15	0,22	0,30	0,38	0,45	0,52	0,60	0,67	0,75
0,75	0,03	0,06	0,13	0,19	0,25	0,31	0,38	0,44	0,50	0,56	0,63

 

 

Рисунок 2

 

Б.5.6 Остроту входной кромки диафрагмы проверяют визуально в соответствии с 8.1.6.2 ГОСТ 8.563.1 по отсутствию отражения светового луча от входной кромки.

Б.5.7 Диафрагму считают пригодной к эксплуатации, если ее геометрические размеры находятся в пределах, установленных ГОСТ 8.563.1.

 

 

Приложение В

(рекомендуемое)

 

ТИТУЛЬНЫЙ ЛИСТ ПАСПОРТА

_________________________

(наименование организации)

 

ПАСПОРТ

на пункт учета газа

____________________________________________

(наименование пункта учета газа, тип)

 

Место установки _______________________________________________________________

Дата ввода в эксплуатацию ______________________________________________________

Организации - контрагенты_______________________________________________________

 

Гл. метролог или

Гл. инженер ЛПУ _________________ ___________

подпись                      ФИО

 

В.1 ХАРАКТЕРИСТИКА ПУНКТА УЧЕТА ГАЗА

 

Измеряемые параметры газа	Условные обозначения	Измерительные трубопроводы
		1	2	....	N
1. Диапазон приведенного к стандартным условиям изменения расхода, м3/ч	qc
2. Диапазон изменения перепада давления, кгс/м2	DР
3. Диапазон изменения избыточного абсолютного дарения, кгс/см2	Рн (Р)
4. Диапазон изменения барометрического давления, кгс/см2	Рб
5. Диапазон изменения температуры, °С	t
6. Диапазон изменения плотности при стандартных условиях, кг/м3	rс
7. Диапазон изменения содержания N2, мольные (объемные) %	Ха
8. Диапазон изменения содержания СО2, мольные (объемные) %	Ху
9. Тип отбора давления, мм	1
10. Диаметр отверстия сужающего устройства, мм	d20
11. Внутренний диаметр трубопровода, мм	D20
12. Относительный диаметр отверстия диафрагмы	b
13. Тип местного сопротивления 14. Длина прямого участка, м	R1 l1
15.Тип местного сопротивления 16. Длина прямого участка, м	R2 l2
17. Тип местного сопротивления	R3
18. Длина прямого участка, м	l3

 

Примечание:

1. В строках 7 и 8 ненужная единица измерения вычеркивается;

2. В строке 9 для углового отбора давления указывается 0, для фланцевого - 25,4.

3. В строках 13, 15 и 17 тип местного сопротивления указывается номерами по таблице 2 ГОСТ 8.563.1

 

В.2 СХЕМА ПУНКТА УЧЕТА ГАЗА

 

Примечания:

1) При отсутствии на пункте учета газа необходимости отбора проб газа, фильтров, осушителей и других вспомогательных устройств, допускается ограничивать схему 100 D₂₀ перед диафрагмой и 15 D₂₀ - за ней.

2) При выполнении пункта 1 настоящих примечаний и наличии струевыпрямителя допускается схему ограничить 50 D₂₀ перед диафрагмой и 15 D₂₀ - за ней.

 

В.3 Перечень СИ контролируемых параметров

 

N п/п	СИ параметров в соответствии с В.1	Тип	Зав. номер	Предел измерения	Класс точности	Место установки	Дата установки
1.
2.
3.
...
...
n

 

В.4 Перечень условно-постоянных параметров

 

N п/п	Наименование параметра	Среднее значение	Отклонение от среднего значения	Период изменения и контроля
1.
2.
3.
...
n

 

B.5 Формулы определения количества газа

 

Главный инженер                                              __________________

организации                                                                  (подпись)

МП                                                                      "___" ______________

 

 

Приложение Г

(рекомендуемое)

__________________________

(наименование организации)

 

ПАСПОРТ НА СРЕДСТВО ИЗМЕРЕНИЙ

_________________________________

(наименование средства измерений)

Тип _____________________________________________________

Зав. № ___________________________________________________

Предел измерения:_________________100 %___________________

Класс точности ____________________________________________

 

Результаты периодической поверки

 

Дата	Результат	Подпись	Клеймо

 

 

Приложение Д

(рекомендуемое)

___________________________

(наименование организации)

 

ПАСПОРТ НА ДИАФРАГМУ

 

Регистрационный № _____

Материал сталь _____________________

 

Параметры диафрагмы	Значение
Коэффициент линейного теплового расширения материала диафрагмы g
Наружный диаметр Dд, мм
Толщина Ед, мм (не менее Ерасч. и не более 0,05 D20)
Длина цилиндрической части е, мм (0,005 d20 - 0,02 d20)

 

Результаты измерения диаметра отверстия

 

	d1	d2	d3	d4	dср
Значение
Отклонение от dcp (допустимое 0,05 %)

 

Измерения проводились __________________ с ценой деления

(наименование СИ)

Прошедшим поверку в ___________________________ "____" ________________г.

Температура, при которой проводились измерения ___________

Действительный внутренний диаметр диафрагмы принят равным:

d₂₀ = d_сp/Kt ______________мм;

Шероховатость поверхностей диафрагмы соответствует требованиям 8.1.2.2 и 8.1.3.2 ГОСТ 8.563.1-97

Острота входной кромки диафрагмы соответствует требованиям 8.1.6.2 ГОСТ 8.563.1-97

Неплоскостность входного торца диафрагмы соответствует требованиям 8.1.2.1 ГОСТ 8.563.1-97

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Диафрагма соответствует требованиям ГОСТ 8.563.1-97

 

___________________________________________________ Ф.И.О., должность представителя организации-контрагента	_______________ (подпись) "___" _________ г. МП
___________________________________________________ Ф.И.О, должность представителя организации-поставщика	_______________ (подпись) "___" _________ г. МП

 

 

Приложение Е

(рекомендуемое)

_________________________

(наименование организации)

 

АКТ

измерения внутреннего диаметра трубопровода

 

ИТ № _____ пункта учета газа ____________________________________________________

(наименование, тип)

Материал трубопровода __________________________________________________________

Температура, при которой выполнялись измерения ___________________________________

Результаты измерений внутреннего диаметра трубопровода перед диафрагмой

(патрубков на длине - 2D₂₀)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2D20	Патрубки	D1, мм	D2, мм	D3, мм	D4, мм	Dср сч, мм	Dср, мм	Отклонение
								допуск	фактич.
	Сечение 1							0,3%	%
	Сечение 2								%
	Сечение 3								%

 

Значение D за диафрагмой на длине 2D₂₀ ___________

Допустимое отклонение от D_cp - ± 3 %, фактическое отклонение _______________%

Поправочный коэффициент на тепловое расширение материала трубопровода

Kt = 1 + g ( t -20) = ___________

где g - коэффициент линейного теплового расширения

Результаты определения шероховатости поверхности ИТ ____________

Результаты расчета:

Средний диаметр при температуре измерения Dt = _____________

Диаметр при температуре 20 °С _________________ мм

Высота уступа h на прямом участке (при наличии):

Расстояние от диафрагмы до уступа

Измерения проводились _____________________________________

(наименование средств измерений)

с ценой деления ____________ прошедшим поверку "___"_______г.

 

______________________________________________ ФИО, должность представителя организации-контрагента "___" ________________ г.	________________ (подпись) МП
______________________________________________ ФИО, должность представителя организации- поставщика "___" ________________ г.	________________ (подпись) МП

 

 

Приложение Ж

(рекомендуемое)

__________________________

(наименование организации)

 

АКТ

установки диафрагмы

 

Регистрационный номер диафрагмы __________

Номер ИТ ________________________________

Значение диаметра диафрагмы d₂₀ ____________

Дата последнего определения геометрических размеров диафрагмы _____________________

Комиссия в составе: представитель (и) организации владельца __________________________

представитель (и) организации-контрагента __________________________________________

присутствовали при установке в трубопровод № ______________________________________

(тип диафрагмы, регистрационный номер)

Шероховатости поверхности, острота входной кромки и неплоскостность входного торца диафрагмы соответствуют требованиям 8.1.2.2, 8.1.3.2, 8.1.6.2 и 8.1.2.1 ГОСТ 8.563.1

Комиссия установила:

 

____________________________________________________ Ф.И.О., должность представителя организации - контрагента	________________ (подпись) МП
____________________________________________________ Ф.И.О., должность представителя организации - поставщика	________________ (подпись) МП

 

 

Приложение И

(обязательное)

 

Проверка герметичности уравнительных кранов

 

Проверка отсутствия перетоков (протечек) газа через уравнительные краны (вентили) проводят в зависимости от системы обвязки СИ перепада давления. Основных вариантов обвязки два - трехвентильная и пятивентильная схемы.

При проверке герметичности системы обвязки необходимо принимать во внимание тип уравнительного крана (вентиля) - «игольчатый» или «шаровой».

Для игольчатых уравнительных вентилей необходимо и достаточно контроль герметичности осуществлять подачей рабочего давления. Шаровой кран (вентиль) устроен таким образом, что одностороннее давление только увеличивает силу прижима шара к уплотнению и тем самым повышает герметичность. Основное же назначение уравнительного крана (вентиля) - исключение перетоков газа из плюсовой линии в минусовую при малых значениях давления (при значениях перепада давления на диафрагме - от сотен Паскалей до 100-150 кПа). В режиме малых давлений усилие прижатия шара к уплотнению обеспечивается в основном конструктивными особенностями конкретного крана (вентиля), а величина перетока - состоянием уплотнения. Поэтому шаровой уравнительный кран (вентиль) на герметичность следует обязательно проверять не только при высоком, но и при низком давлениях.

 

трехвентильная СХЕМА

 

 

Примерка герметичности и перетока.

1. Закрыть кран (вентиль) 3 (если он открыт).

2. Закрыть краны (вентили) у диафрагмы и краны (вентили) 1 и 2.

3. Наблюдать за показаниями СИ перепада давления не менее 5 мин. Изменение показаний свидетельствует о наличии утечки газа или об его перетоке через уравнительный кран (вентиль) из (+) в (-). Величина изменений показаний индивидуальна для каждого варианта установки, зависит от величин контролируемых объёмов, точности, чувствительности и гистерезиса СИ, электромагнитных и прочих помех и определяется в зависимости от конкретных условий.

4. Необходимо убедиться в герметичности мест соединений обмыливанием. Если система герметична, то изменение показаний происходит за счет утечек (перетоков) в уравнительном кране (вентиле). Кран с «перетоком» необходимо заменить.

 

пятивентильная СХЕМА

 

 

Контроль герметичности пятивентильной схемы обвязки при рабочем давлении:

1. Закрыть краны (вентили) 3а и 3б (если они открыты).

2. Открыть кран (вентиль) 4.

3. Подсоединить к трубке 5 газоотводную трубку, опустить в воду и проконтролировать отсутствие пузырьков из нее. В случае отсутствия пузырьков уравнительные краны (вентили) герметичны при высоком давлении.

4. Обмыливанием проверить герметичность мест соединений.

5. Закрыть краны (вентили) у диафрагмы и краны (вентили) 1 и 2.

Проверка утечек при низком давлении.

6. Закрыть кран (вентиль) 4.

7. Открыть краны (вентили) 3а и 3б.

8. Открыть кран (вентиль) 4 и сбросить давление из системы.

9. Подать через трубку 5 давление примерно равное среднему значению перепада давления для данного ИТ.

10. Закрыть краны (вентили) 3а и 3б.

11. Отсоединить источник давления.

12. Проверить утечку из трубки 5. В случае утечки заменить неисправный кран. (Если обнаружены утечки, определить, какой из кранов протекает, возможно по изменению значения выходного сигнала СИ перепада давления).

 

 

Приложение К

(справочное)

 

Библиография

 

[1] Разъяснения Госстандарта России, письмо № ИК - 110 - 17/1855 от 25.05.99 г.

[2] ISO 5167-1:1991 (Е) Measurement of fluid flow by means of pressure differential devices. Part 1: Orifice plates, nozzles and Venturi tubes inserted in circular cross-section conduits running full.

[3] РД 50-213-80 Правила измерения расхода газов и жидкостей стандартными сужающими устройствами.

[4] Рекомендации по организации учета газа в производственных объединениях газовой промышленности. Разработаны СКБ «Газприборавтоматика», утверждены 19.09.89 г.

[5] РД 51-89-84 Методика обработки диаграмм при определении количества природного газа.

 

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

1. Назначение и область применения

2. Нормативные ссылки

3. Сокращения, термины и определения

4. Общие положения

5. Организация и порядок проведения метрологического надзора

Приложение А. Периодичность поверки (калибровки) СИ

Приложение Б. Определение геометрических размеров диафрагмы

Приложение В. Паспорт на пункт учета газа

Приложение Г. Паспорт на средство измерений

Приложение Д. Паспорт на диафрагму

Приложение Е. Акт измерения внутреннего диаметра трубопровода

Приложение Ж. Акт установки диафрагмы

Приложение И. Проверка герметичности уравнительных кранов

Приложение К. Библиография