Требования к средствам измерений
6.1 Условия применения СИ должны соответствовать требованиям предприятия-изготовителя в отношении следующих параметров и характеристик:
- климатические условия эксплуатации;
- рабочие условия эксплуатации (давление, температура и расход газа);
- допустимые напряженности постоянных и переменных магнитных полей, а также уровни индустриальных радиопомех;
- допустимый уровень вибраций трубопровода;
- допустимый уровень пульсаций параметров потока;
- характеристики энергоснабжения.
6.2 Диапазоны измерений применяемых СИ должны соответствовать диапазонам изменения контролируемых параметров. Максимальные и минимальные значения измеряемых параметров должны перекрываться диапазонами СИ.
В случае применения СИ, у которых нормирована приведенная погрешность, рекомендуется, чтобы максимальное значение измеряемого параметра было как можно ближе к 90 % верхнего предела измерений конкретного СИ.
6.3 Все СИ должны соответствовать требованиям по безопасности их применения по ПБ 08-624 и ПБ 12-529.
Состав комплекта СИ, технических устройств и требования к их монтажу
7.1 Требования к составу комплекта СИ и технических устройств
7.1.1 СИ, применяемые для определения объема газа, приведенного к стандартным условиям, и энергосодержания природного газа:
- объема или объемного расхода газа при рабочих условиях;
- избыточного и атмосферного или абсолютного давления газа;
- температуры газа;
- компонентного состава газа или плотности газа при стандартных условиях;
- энергосодержания (при непосредственном измерении энергосодержания), а также средства регистрации и обработки измерительной информации.
7.1.2 Состав комплекта СИ определяют по совокупности величин, подлежащих измерению или расчету для определения объема, а также исходя из требуемой точности выполнения измерений и экономической целесообразности.
Рекомендуется применение счетчиков-расходомеров с импульсными выходными сигналами, формируемыми электронными элементами (микросхема, транзистор, оптопара), типы которых приведены в эксплуатационной документации на конкретный корректор или вычислительное устройство. При отсутствии указанной информации следует согласовать применение конкретного счетчика-расходомера с изготовителем корректора или вычислительного устройства.
7.1.3 В необходимых случаях на трубопроводе для формирования необходимой структуры потока перед счетчиком устанавливают струевыпрямители, устройства подготовки потока, турбулизаторы и другие устройства.
Для защиты счетчика от содержащихся в природном газе смолистых веществ, пыли, песка, металлической окалины, ржавчины и других твердых частиц следует применять газовые фильтры.
Для уменьшения засорения «пазух» ротационные счетчики рекомендуется устанавливать на вертикальном участке трубопровода с потоком, направленным сверху вниз.
7.1.4 Рекомендуется обеспечивать возможность подключения к трубопроводу дублирующих СИ параметров газа.
7.1.5 В случаях недопустимости прерывания потока газа при, проведении работ, связанных с отключением или демонтажом счетчика, а также с целью недопущения повреждения счетчика при пусконаладочных работах трубопровод оборудуют байпасной линией. При этом обеспечивают контроль герметичности перекрытия байпасной линии.
Установка счетчиков
7.2.1 Счетчик монтируют на ИТ в соответствии с требованиями технической документации на конкретный счетчик, установленными при утверждении типа СИ для:
- допустимых отклонений внутренних диаметров счетчика и ИТ;
- длин прямых участков ИТ до и после счетчика;
- смещения осей счетчика и ИТ;
- углового отклонения оси корпуса счетчика от горизонтали или вертикали.
Если указанные требования не указаны изготовителем счетчика и не обеспечены конструктивно, то выполняют следующие требования.
7.2.1.1 Счетчик устанавливают между двумя прямыми цилиндрическими участками ИТ, имеющими круглое сечение до и после счетчика.
ИТ перед счетчиком считают прямым круговым цилиндром, если результаты измерений не менее четырех внутренних диаметров, измеренных под равными углами в сечениях непосредственно перед счетчиком и на расстоянии 2D от счетчика, будут отличаться от среднего диаметра не более чем на 1 %.
Контроль круглости ИТ после счетчика проводится по результатам измерений внутренних диаметров в сечении непосредственно после счетчика. Результаты измерений не менее четырех диаметров, измеренных под равными углами, в этом сечении не должны отличаться от среднего диаметра более чем на 2%.
Контроль круглости ИТ проводят только для турбинных и вихревых счетчиков.
ИТ после счетчика и на участке перед счетчиком, расположенный на расстоянии более 2D, можно считать цилиндрическим, если это подтверждается визуальным осмотром.
По результатам измерений составляют акт измерения внутреннего диаметра ИТ в соответствии с приложением А.
Внутренний диаметр ИТ допускается определять непосредственным измерением или методом измерения наружного диаметра ИТ и толщины его стенки с последующим вычислением.
При непосредственном измерении внутреннего диаметра ИТ относительная погрешность измерительного инструмента не должна превышать 0,3 %.
Погрешность измерительных инструментов при измерении наружного диаметра ИТ и толщины стенки выбирают, исходя из необходимости соблюдения условия:
(3)
где Dн - наружный (номинальный) диаметр трубопровода;
h - номинальная толщина стенки трубопровода;
, 
- погрешности СИ, применяемых для определения наружного диаметра трубопровода и толщины стенки.
7.2.1.2 Результаты измерений внутреннего диаметра ИТ приводят к температуре 20 °С, используя формулу (5.5) ГОСТ 8.586.1.
7.2.1.3 Высота уступа перед счетчиком не должна превышать 0,5 % внутреннего диаметра счетчика для турбинных и вихревых и 1 % - для ротационных счетчиков.
Высота уступа после счетчика не должна превышать 1 % внутреннего диаметра счетчика для турбинных и вихревых и 2 % - для ротационных счетчиков.
7.2.1.4 В случае применения конусных переходов для сопряжения ИТ и счетчика их конструкция и геометрические размеры должны соответствовать требованиям технической документации на конкретный счетчик.
7.2.1.5 Прямым участком ИТ считают участок трубы, не содержащий местных сопротивлений и соответствующий требованиям 7.2.1.
На расстоянии более 2D от установленного счетчика ИТ может быть составным. Если разница диаметров составных частей ИТ превышает 1 %, то допускается применение конусных переходов. Размеры конусных переходов должны соответствовать следующим условиям:
(4)
(5)
где D2 и D1 - больший и меньший внутренние диаметры конусного перехода соответственно;
Lк - длина конусного перехода.
Конусные переходы, соответствующие вышеуказанным условиям, не считают местными сопротивлениями.
Применение других конструкций конусных переходов допускается, если это оговорено в технической документации на конкретный счетчик.
7.2.2 Допускается использовать для изготовления прямых участков ИТ сварные трубы при условии, что шов сварных труб не является спиральным.
Высота валика кольцевого шва на внутренней поверхности прямого участка ИТ и прямого шва сварного трубопровода не должна превышать 0,005D на участке ИТ длиной 2D перед счетчиком и 0,01D - на участке ИТ длиной 2D, расположенном после счетчика.
Эти требования не распространяют на ротационные счетчики. Требования к виду сварного шва и его размерам в случае применения ротационных счетчиков не регламентируются.
7.2.3 Уплотнительные прокладки не должны выступать во внутреннюю полость трубопровода. Рекомендуемая толщина плоских прокладок - не более 3 мм.
7.2.4 Длина прямых участков ИТ до и после счетчика должна соответствовать требованиям, установленным изготовителем счетчика.
В случае отсутствия этих требований в технической документации на счетчик длина прямого участка ИТ перед турбинными и вихревыми счетчиками должна быть не менее 40D, а после счетчиков - не менее 5D.
Для ротационных счетчиков требования к прямым участкам ИТ определяются требованиями к установке СИ давления и температуры (см. 7.3, 7.4).
В случае несоблюдения требований к длине прямых участков ИТ узел учета должен быть реконструирован, либо экспериментально должно быть определено уточненное значение коэффициента преобразования счетчика. Решение о необходимости проведения реконструкции или экспериментальных работ принимают, исходя из их технико-экономической целесообразности.
Коэффициент преобразования счетчика определяют по методикам, которые согласованы заинтересованными сторонами и утверждены органами Государственной метрологической службы.
7.2.5 Для сокращения длины прямого участка ИТ перед счетчиком и формирования необходимой структуры потока газа допускается применять специальные устройства (струевыпрямители, турбулизаторы и др.).
Место установки и конструкцию этих устройств выбирают в соответствии с требованиями технической документации на конкретный счетчик.
Для турбинных счетчиков, если иное не оговорено в технической документации, в случае применения струевыпрямителей типа «Шпренкель» длина участка ИТ между счетчиком и струевыпрямителем должна быть не менее 4D, в случае применения других струевыпрямителей и устройств подготовки потока, конструкция которых приведена в ГОСТ 8.586.1 (приложение Е) - не менее 5D. Устройство подготовки типа «Шпренкель» может быть установлено непосредственно после сопротивления. Расстояние между ближайшим сопротивлением, установленным перед струевыпрямителем или устройством подготовки потока других типов, и турбинным расходомером должно быть не менее 18D.
7.2.6 При применении фильтра его конструкция должна обеспечивать степень очистки газа, необходимую для нормальной работы счетчика.
Измерение давления
7.3.1 Абсолютное давление измеряемого газа P определяют одним из следующих способов:
- непосредственным измерением;
- по сумме избыточного Ри и атмосферного Рб давления газа
Р = Ри + Рб. (6)
7.3.1.1 Абсолютное и избыточное давление газа измеряют преобразователями давления любого принципа действия.
7.3.1.2 Атмосферное давление измеряют в месте расположения измерительного преобразователя избыточного давления, если последний размещен в замкнутом пространстве, при наличии в нем разрежения или избыточного давления (наддува), создаваемого системами вентиляции и кондиционирования.