天然气的流量计量相关标准
美国石油工业发达，天然气计量技术先进，有严格完善的法规、标准和先进的计量设备。
1978年美国通过了天然气法，统一各州和联邦政府之间的天然气价格，规定了以每立方英尺实际的能量含量作为天然气买卖的基础，改变了天然气传统的计量方式，这种新的计量方式是结合天然气的质量测量和发热量测量两种独立的测量系统而产生一个新的天然气能量测量系统。以下介绍美国和加拿大采用的一些与天然气计量有关的规范。
AGA NO2定排量式流量计（Displacement Metering，即容积式流量计）此规范为大容量气体体积测量的膜式容积式流量计的使用方法。
AGA NO3/ANSI/API 2530天然气孔板流量计（Orific Metering of Natural gas）标准规定了用孔板流量计测量天然气，烃类和其它气体的方法。
AGA NO4 关于记录图表的技术报告。标准提供用于气体测量的记录纸的特征和处理方式的建议。
AGA NO5 燃气的能量测量（Fuel gas Energy Metering）标准提供将气体质量单位换算成能量单位的方法，是AGA NO3和其它体积或质量测量的补充。
AGA NO7涡轮流量计测量燃气（Measurement of Fuel Gas by Turbine Meters）标准提供轴向涡轮流量计测量的操作规范。
AGA NO8 天然气和其它烃类气体的压缩性和超压缩性（Compressibility and Supper
Compressibity for Natural Gas and other hydr o Carbon Gases）此标准提供了天然气和其它烃类气体压缩因子和超压缩因子的详细资料，它由美国气体研究院（GRI）主持并在美国气体协会的密切协助下完成的。
AGA NO9（草案）用多声道超声波流量计测量气体的流量（Measurment of Gas by Multipath Ultrasonic Meters）超声波流量计测量天然气流量是一项新技术，由于准确度高和维修费用低，多声道超声流量计己开始被气体工业界所接受。
ISA5 测试仪器的标准和实践（Standard and Practices for Instrumentation）标准提供了由美国仪器协会（ISA）主持和编辑的用于测量和控制的仪器仪表的安装和操作的标准和实践。
以下是美国材料与实验协会（ASTM）有关气体燃料的标准
ASTM D1070-85（1989）气体燃料比重的试验方法
ASTM D1071-83（1988）气体燃料试样的测量方法
ASTM D1072-80燃料气中的总硫含量的测试方法
ASTM D1142-86用露点温度法测定气体燃料的水蒸气含量的试验方法
ASTM D1145-80天然气的取样方法（1987年作废）
ASTM D1945-91用气相色谱法的天然气分析方法
ASTM D2725-87天然气中硫化氢的测定方法亚甲篮法
ASTM D3031-81（1986）用氢化反应测定天然气中总硫的试验方法
ASTM D3588-89计算气体燃料发热量及比重的试验方法
ASTM D4084-82（1988）天然气中硫化氢的测定方法醋酸铅反应速率法
在天然气计量标准方面，据介绍加拿大的主要输气公司（NOVA）输气公司采用的是美国的标准。
3．欧共体天然气计量相关标准的情况
欧洲标准委员会（CEN）于1998年发布一项天然气计量站的基本技术要求的标准EN1776（Gas Supply systems-Natural Gas measuring Stations-Functional requirement）Dec
1998。
标准反映了欧共体天然气计量系统的标准要求的最新情况，它包括的引用标准比较全面地给出欧共体天然气计量相关标准的概况。EN1776主要包括天然气输气计量站的设计、建设、投用、操作和维修方面的基本要求。计量站的容量为流量大于500 m3／h（标准状态），工作压力不小于1 bar（表压）。标准包括以能量单位结算的内容，它提供发热量的测量方法。由于计量站由多种设备组成，标准假设每一种设备要满足CEN或ISO标准。
EN1776的引用标准如下
PrEN l594 Gas supply systems-Pipeline for maximum operating pressure over 16 bar-Functional requirements
PrEN l2l86 Gas supply systems-Gas pressure regulating stations for transmission and distribution
PrEN 1226l Turbine Gas meters
PrEN l2327 Gas supply systems-pressure testing, Commissioning and decommissioning pr o Cedures-Functional requirements
PrEN l2405 Gas-Volume electronic conversion devices
PrEN l2480 Rotary displacement gas meters
PrEN 50l54 Erection of electrical installations in hazardous
areas-Electrical installations in hazardous gas atmospheres (other than mines).
EN 55011 Limits and methods of measurement of radio disturbance characteristics of industrial, scientific and medical .radio frequency eguipment
EN 550l3 Limits and methods of measurement of radio disturbance characteristics of broadcast receivers and ass o Ciated equipment.
EN 550l4 Limits and methods of measurement of radio disturbance characteristics of electrical motor-operated and thermal appliances for household and similar purposes; electric tools
and similar electric apparatus.
EN 55015 Limits and methods of measurement of radio disturbance characteristics of electrical lighting and similar equipment.
EN 55020 Electromagnetic immunity of broadcast receivers and ass o Ciated equipment.
EN 55022 Limits and methods of measurement of radio disturbance characteristics of information technology equipment.
EN 60079-10 Electrical apparatus for potentially explosive gas atmospheres-Part10:classification of hazardous areas.
ENV 50140 Electromagnetic compatibility--Basic immunity
Standard-Radiated, radio-frequency electromagnetic field-immunity test.
ENV 50141 Electromagnetic compatibility-Basic immunity
Standard-immunity to conducted
disturbances induced by radio-frequency fields.
ENV 50142 Electromagnetic compatibility-Basic immunity Standard-Surge immunity tests.
ISO 2l86 Fluid flow in closed Conduits-Connection for pressure signal transmissions between primary and secondary elements.
ENISO5176+Al Measurement of fluid now by mean of pressure differential devices-Partl Orifice plates, nozzles and Venturi tubes inserted in circular cross-section conduits running full (ISO5167-l: l99l/AMl: 1998) ISO 6141 Gas analysis-calibration gas mixtures-certificate of mixture preparation.
ISO 6142 Gas analysis-Preparation of calibration gas mixtures-Weighing methods.
ISO 6143 Gas analysis-Determination of composition of calibration gas mixtures-Comparison methods.
ISO 6711 Gas analysis-Checking of calibration gas mixtures by a comparison methods.
ISO 6974 Natural gas-Determination of hydrogen, inert gases and
hydr o Carbon up to C8-Gas chromatographic methods.
ISO 6975 Natural gas-Extended analysis-Gas chromatographic methods.
ISO 6976 Natural gas-Calculation of calorific values, density' relative density and wobbe index from composition.
ISO 6978 Natural gas-Determination of mercury
ISO/DIS 9857 Petroleum and liquid petroleum products-continuous density mesurement.
ISO 10715 Natural gas-Sampling guidelines.
ISO 10723 Natural gas-Performance evaluation for on-line analytical systems.
ISO/DIS 12213 Natural gas-calculation of compression factor.
ISO/TR l2764 Measurement of fluid flow in closed conduits-Flowrates measurement by mean of vortex shedding flowmeters inserted in circular cross section conduits running full.
ISO/TR 12765 Measurement of Fluid Flow in closed conduits-methods Using Transmit Time
Ultrasonic Flowmeters.
ISO l3686 Natural gas-Quality designation.
IEC 801Electromagnetic compatibility for industrial-pr o Cess measurement and control equipment.
4. 我国天然气计量的相关标准情况
我国天然气的贸易结算只有个别情况采取能量计算，如南海涯13-1气田向香港输气是以能量计量交接的，其它普遍采用的是流量计量贸易交接。天然气输气管线大流量计量则多采用标准孔板法，计量手段较单一，并且还有一些天然气计量站采
用标准孔板配双波纹管差压计用求积仪确定天然气的流量，其准确度和可靠性都处于较低水平。近年各油气田大力推广可换孔板节流装置配智能显示仪（流量计算机）进行压力、温度、密度补偿，无论准确度或可靠性都得到较大的提高。
天然气计量的相关标准己制定了许多相关的国家标准，行业标准和计量检定规程等，但尚未形成完整体系，与国外相比尚有较大差距。目前国家非常重视这方面工作，为配合西气东输工程的急需，正在进行一些新的国家标准的制定，如类似EN1776的标准以及气体超声流量计标准，天然气发热量测量标准等等。
以下为己发布的有关标准：
GB/T2624-93 流量测量节流装置用孔板、喷嘴和文丘里管测量充满圆管的流体流量
SY/T6143-1996 天然气流量的标准孔板计量方法
GB/T1314-91 流量测量仪表基本参数
GB4472-84 化工产品密度、相对密度测定通则
GB5832.2-86 气体中微量水份的测定
GB/T11060.1-1998 天然气中硫化氢含量的测定碘量法
GB/T11060.2-1998 天然气中硫化氢含量的测定亚甲蓝法
GB/T11061-1997 天然气中总硫的测定氧化微库仑法
GB/T11062-1998 天然气发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法
GB12206-90 城市燃气热值测定方法
GB/T17281-1998 天然气中丁烷至十六烷烃类的测定气相色谱法
GB/T17283-1998 天然气水露点的测定冷却镜面凝析湿度计法
GB/T13609-92 天然气的取样方法
GB/T13610-92 天然气的组成分析气相色谱法
GB/T17747-1999 天然气压缩因子的计算
GB/T17820-1999 天然气
SY/T7506-1996 天然气中二氧化碳含量的测定氢氧化钡法
SY/T7507-1997 天然气中水含量的测定电解法
5. 部分标准内容简介
1）标准参比条件
在天然气质量和数量的测量中，与温度、压力以及湿度（饱和状态下）有关的"标准参比条件"的多样性会造成很大的混淆。国际和国内由于行业或习惯的关系，往往规定不同的标准参比条件，这是应该特别引起注意的。
国际标准ISO13443"天然气-标准参比条件"规定了对天然气、天然气代用品及相似流体进行测定和计算时使用的温度和压力的标准参比条件。ISO13443规定的标准参比条件为288.15K，101.325Kpa。ISO13443选用的参比条件称为国际标准参比条件。
在我国，国家标准GB/T1314给出了流量测量仪表的基本参数。其中气体体积的标准条件为101.325Kpa，20o C；SY/T6143中的标准条件也是101.325Kpa，20o C。国家标准GB12206采用的气体体积的标准条件为101.325Kpa，0o C。也就是说，在天然气行业，使用的标准条件为101.325Kpa，20o C；在煤气行业使用的标准条件为101.325Kpa，0o C。
2）天然气的物性测量
国家标准GB/T11062-1998《天然气发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法》非等效采用ISO6976：1995。标准规定当己知用摩尔分数表示的气体组成时，计算干天然气、天然气代用品和其他气体燃料的高位发热量、低位发热量、密度、相对密度和沃泊指数的方法。计算方法要求己知各纯组分的物性值，标准以表格形式提供了这些数值。方法中同时给出由计算获得的各物性值估计的精密度。计算摩尔或质量性质的方法，适用于任何干天然气，天然气代用品以通常为气体状态的其它燃料。对于体积性质，此计算方法仅局限于组成中甲烷占绝对优势的气体，即甲烷的摩尔分数应不小于0.5（既50％）。
国家标准GB12206-90《城市燃气发热量的测定方法》
标准给出水流式热量计测量燃气发热量的方法。仪器的工作原理为一定的燃气经稳压后进入热量计，在热量计内完全燃烧，燃烧时放出的热量被连续的水流所吸收，根据达到平衡时的各个参数，计算每立方米燃气燃烧产生的热量。
3）天然气的取样方法
ISO10715：1997（Natural gas-Sampling guidelines）
标准提供天然气样品的采集和处理导则。它包括采样应考虑的各种因素，探头的位置以及取样设备处理的各项导则。这些导则包括取样原则，取样方法和取样设备的选择。气体组成的物性测量的精确度很大程度上取决于取样技术，取样系统的设计，结构，安装和维护以及气样的传输与运输条件等。ISO10715描述合理的取样系统和取样步骤。对用这些系统和步骤得到的样品的分析，可用于各个不同的方面，包括计算气流的发热量，鉴定气源中存在的污染物，有组成情况判断气体是否符合合同规定的技术指标等。
ISO10715讨论了取点样，取组合样（累积样）和连续取样系统。标准包括了对气流中氧，硫化氢，空气，氮，二氧化碳等组分的取样，标准不包括液相或混相流的取样。如果存在痕量液体，例如甘醇和压缩机油，则被视为干扰杂质，应将它们除去，以保护取样与分析设备不受污染。
4）天然气的组成分析方法
国家标准GB/T13610参照采用ASTM D1945-91规定了用气相色谱法测定天然气及类似气体混合物化学组成的方法，分析组分包括氦、氢、氧、氮、二氧化碳、甲烷至戊烷、己烷及更重烃类组分（）。
国家标准GB/T17281等效采用国际标准ISO6975：1986，标准规定了天然气中丁烷至十六烷烃类的定量分析方法。在方法中，丁烷和戊烷烃类组分分别单独测定，更高碳数的烃类按碳数归类。GB/T17281和GB/Tl3610一起使用，甲烷至戊烷的结果可用GB/T13610中描述的方法得到，己烷至十六烷的结果用GB/T17281中描述的方法得到。将GB/T17281的结果和GB/T13610未归一化的结果结合起来可得到完整得分析结果。
5）天然气的压缩因子
正在起草的国家标准"天然气压缩因子的计算方法"是等效采用国际标准
ISO12213，标准规定了以气体状态存在的天然气及类似气体混合物压缩因子的计算方法。
ISO12213分为三部分，第一部分导论和指南，第二部分给出了用己知气体摩尔组成计算压缩因子的方法，第三部分给出了用物性参数计算压缩因子的方法。两种计算方法均应用于正常条件下进行输配的管输干气。通常天然气输配的工作温度为（-10o C～65o C），工作压力不大于12MPa，在此范围内，如果不计输入数据以及相关压力和温度测量的不确定度，两种计算方法预期的相对不确定度不大于0.l%。
天然气流量计算公式
（1）差压式流量计 差压式流量计是以伯努利方程和流体连续性方程为依据，根据节流原理，当流体流经节流件时（如标准孔板、标准喷嘴、长径喷嘴、经典文丘利嘴、文丘利喷嘴等），在其前后产生压差，此差压值与该流量的平方成正比。在差压式流量计中，因标准孔板节流装置差压流量计结构简单、制造成本低、研究最充分、已标准化而得到最广泛的应用。孔板流量计理论流量计算公式为： 式中， qf 为工况下的体积流量， m3/s ； c 为流出系数， 无量钢； β =d/D ， 无量钢； d 为工况下孔板内径， mm ； D 为工况下上游管道内径， mm ； ε 为可膨胀系数，无 量钢；
p 为孔板前后的差压值， Pa ； ρ 1 为工况下流体的密度， kg/m3 。 对于天然气而言，在标准状态下天然气积流量的实用计算公式为： 式中， qn 为标准状态下天然气体积流量， m3/s ； As 为秒计量系数，视采用计量 单位而定， 此式 As=3.1794×10 -6 ； c 为流出系数； E 为渐近速度系数； d 为工况 下孔板内径，
； FG 为相对密度系数， ε 为可膨胀系数； FZ 为超压缩因子； FT 为流动湿度系数； p1 为孔板上游侧取压孔气流绝对静压， MPa ； Δ p 为气流流经 孔板时产生的差压， Pa 。 差压式流量计一般由节流装置（节流件、测量管、直管段、流动调整器、取压管 路） 和差压计组成， 对工况变化、 准确度要求高的场合则需配置压力计 （传感器 或变送器）、温度计（传感器或变送器）流量计算机，组分不稳定时还需要配置 在线密度计（或色谱仪）等。 （ 2
浅谈天然气计量系统的误差.
浅谈天然气计量系统的误差 关键词天然气;计量系统;误差0 引言 一个完整的天然气计量系统通常由流量计、温度变送器、压力变送器、在线色谱仪和流量计算机(或体积修正仪)组成。其工作原理为:由流量传感器(如涡轮流量计、超声波流量计等)测量天然气的工况流量,温度变送器测量天然气的工况温度,压力变送器测量天然气的工况压力,在线色谱仪测量天然气的组分,流量计算机接收流量计、温度变送器、压力变送器、在线色谱仪的输出信号,计算天然气在规定的标准状态下的体积流量(标况流量)。计量系统的每一种仪表的准确度直接影响着系统的准确度或误差。此外,仪表的不正确安装,尤其是流量计以及在实际运行中由于工作人员对仪表的操作和维护不当也都会对系统产生误差。 1 影响计量系统误差的因素 1.1 计量仪表 众所周知,目前我国在天然气贸易中,均采用标准参比条件下的体积(标况体积)作为贸易单位,而标况体积是通过理想气体方程式和压缩因子的修正计算得到的。 Vs= 其中下标s表示standard 标准,下标a表示actual 工况 Pa、Ta由现场的压力变送器和RTD测得; Ps、Ts可在流量计算机内设定( Ps=101.325 KPa Ts=20 ℃)。 由色谱分析仪分析天然气组分,将组分信息传输到流量计算机内,流量计算机根据AGA8计算压缩系数Zs,Za。 在上述计算过程中,输入量为工况体积、压力、温度和气体特征值。这些输入值都是带有误差的。将这些带误差的输入值进行运算,得到的结果也是带有误差的。由于这一运算过程相当复杂,因此作为输出结果的标况体积的误差在数学上是难以计算的。 虽然标况体积的误差难以计算,但是在工程上却可以估计出它的误差限。我国的国家标准《GB/T 18603-2001 天然气计量系统技术要求》给出了这样的规定:
孔板流量计在油田天然气计量上的应用探讨
孔板流量计在油田天然气计量上的应用探讨 摘要文章以油田天然气计量工作作为研究对象，重点研究总结在孔板流量计安装中的操作要点与注意事项，就孔板流量计实际运用中产生计量误差的主要因素以及误差消除措施进行了分析与探讨，望能够引起各方人员的高度关注与重视。 关键词孔板流量计；油田；天然气计量；安装；误差中图分类号：TE832 文献标识码：A 文章编号：1671-7597（2014）08-0095-01 在油田工程领域进行天然气计量的过程当中，孔板流量计有着相当广泛的应用价值。孔板流量计的主要组成部分包括节流装置、差压计、导压管、压力计、以及温度计这几个方面。孔板流量计的选取与安装至关重要，会对其测量精度产生决定性影响。与此同时，天然气计量中，也可能受各种因素影响，发生计量方面的误差，需要及时采取相应的消除措施。针对此问题，本文现展开如下分析与探讨。 1 孔板流量计的安装要点分析 油田工程中对孔板流量计的安装需要严格参照相关标准开展。针对直管段、孔板、变送器、以及相关附件而言，在安装过程中有不同的性能要求。具体可以总结如下。
1）从直管段的角度上来说，在当前技术条件支持下，孔板流量计当中的直管段安装需要由前端阻流件的结构形式以及直径比取值加以确定。在以上参数取值为已知状态的情况下，能够直接按照国标标准查找并确定孔板流量计所对应的直管段安装长度标准。还需要特别注意的一点是：若孔板上游区域内安装有整流器，则可结合实际情况，适当的缩短安装孔板流量计对应的直管段长度。 由于当前石油企业所应用的孔板上游大多设置有流动调整器，故而结合实践经验来看，在孔板上游孔板阀内径位置（13D）安装整流器的背景之下，确保前直管段满足30D 的取值要求。依照这样的安装方式，能够满足任何上游阻流件条件下的孔板流量计安装工作。与前直管段相对应的，在后直管段的安装中，仅需要综合对直径比参数的考量加以确定。 在笔者的实践工作中还发现直管段的安装还存在一个特殊的问题，即由于在孔板流量计上所对应的上游区域→阻流件区域管段组成分两个方面，一方面直接由孔板流量计生产厂商配套供应，另一方面则由油田工程所提供。由于供应方不同，可能在安装中发现两端直管段内径取值存在误差的问题。受这一因素的影响，可能导致所安装直管段发生凹凸问题。为避免这一问题，要求采取的措施为：10D单位以外台阶取值需要控制在2.0%圆度范围之内。
天然气的流量计量相关标准
天然气的流量计量（二） ——天然气计量国际标准及其它规范简介 孙淮清 在天然气计量的相关标准中，流量计量标准是主要的，另外它还应包括天然气密度，组成，发热量，压缩因子等相关参数的测量和计算标准。此外，还有仪器仪表，设计及安全等标准。天然气计量涉及到设计、建设、投产、操作、维修、检验、检定以及安全环保等各个方面，因此其相关标准是很广泛的。 1． 国际标准化组织（ISO）等天然气计量相关标准的情况 1）流量方面 制订天然气流量计量标准的ISO技术委员会为TC30<封闭管道流体流量测量技术委员会>和TC28<石油和润滑油技术委员会>，国际法制计量组织（OIML）为TC8<流体量的测量技术委员会>，他们制订的有关标准和国际建议有： ISO 5167：2000 用差压装置测量流体流量，共分四部分，包括总则、孔板、喷嘴和文丘里喷嘴、文丘里管等。 ISO 9300：1990 采用临界流文丘里喷嘴的气体流量测量 ISO 9951：1993 封闭管道中气体流量测量-涡轮流量计 ISO 10790：1994 封闭管道中流体流量测量-科里奥利质量流量计 ISO/TR 12765：1998 封闭管道中流体流量测量-传播时间法超声流量计 ISO/TR 5168：1998 流体流量测量-不确定度的估计 ISO/TR 7066-1：1997 流量测量装置校准和使用方面不确定度的估计-第一部分：线性校准关系 ISO 7066-2：1988 流量测量装置校准和使用方面的不确定度的估计-第二部分：非线性校准关系 R6：1989 气体体积流量计一般规范 R31：1995 膜式气体流量计 R32：1989 旋转活塞式气体流量计和涡轮气体流量计 2）天然气方面 制订天然气的ISO技术委员会为TC193<天然气技术委员会>，
天然气基础知识考试题及答案电子教案
客户安全应知应会试题（一） 部门姓名分数 一、选择题：（每题2分，共20分） 1、下列哪一种可燃气体的热值最高？（B ） A、天然气 B、液化石油气 C、人工煤气 2、检查燃气用具是否漏气时，通常采用（ B ）来寻找漏气点。 A、用火试 B、肥皂水 C、闻气味 3、天然气充分燃烧后的产物。（ C ） A、水和一氧化碳 B、氢气和二氧化碳 C、水和二氧化碳 4、目前国内普遍使用的天然气加臭剂是（ C ） A、硫化氢 B、乙硫醇 C、四氢噻吩 5、用于扑灭精密仪器、贵重设备、档案资料及带电设备火灾的灭火器是（ B ）灭火器。 A、化学泡沫灭火器 B、二氧化碳灭火器 C、清水灭火器 6、《石油天然气管道保护条例》要求：管道两侧各（B ）线路带内禁止种植深根植物，禁止取土、采石和构建其他建筑物等。 A、1m B、5m C、50m 7、天然气组成中一般（ A ）的所占比例最大。 A、甲烷 B、乙烷 C、丙烷 8、输气管线的储气量与管线长度、管径和（ B ）等有关。 A、管线埋深 B、管线压力 C、场站大小 9、生成天然气水合物的主要条件是一定的水分、低温和（A ） A、高压 B、低压 C、常压 10、使用可燃气体报警仪，若指针指示到80%时，则表示此时该地区空气中天然气浓度已达到了（ C ）。 A、80% B、5% C、4% 二、填空题：（每空2分，共40分） 1、天然气是埋藏在地下的古生物经过亿万年的高温和高压等作用而形成的可燃气。天然气的主要成分是甲烷，天然气具有易燃、易爆的特性天然气比空气轻，容易挥发，天然气热效率高安全性能好。 2、天然气中，纯天然气的爆炸极限为5%~15% 。 3、从事燃气钢质管道焊接的人员必须具有锅炉压力容器压力管道特种设备操作人员资格证书，且应在证书的有效期及合格范围内从事焊接工作，如间断焊接时间超过_6_个月，再次上岗前应重新考试合格。 4、国家规定的天然气灶具的使用年限是8 年。 5、根据国家标准，软管与家用燃具连接时，其长度不应超过2 米，并不得有接口。 6、根据国家标准规定连接燃气器具的橡胶软管应定期更换，要求更换时间为不超过18 个月。 7、燃烧应具备的条件：可燃物、助燃剂、火源。
燃气流量计,你知道其中几种
适合燃气流量计量的流量计有：容积式流量计、差压式流量计、超声波流量计、涡轮流量计、涡街流量计、质量流量计和旋进旋涡流量计。下面分别阐述这些流量计的原理、特点及应用概况。 差压式流量计 DPF 差压式流量计是以伯努利方程和流体连续性方程为依据，根据节流原理，当流体流经节流件时（如标准孔板、标准喷嘴、长径喷嘴、经典文丘利嘴、文丘利喷嘴等），在其前后产生压差，此差压值与该流量的平方成正比。在差压式流量计中，因标准孔板节流装置差压流量计结构简单、制造成本低、研究最充分、已标准化而得到最广泛的应用。 差压式流量计一般由节流装置（节流件、测量管、直管段、流动调整器、取压管路）和差压计组成，对工况变化、准确度要求高的场合则需配置压力计（传感器或变送器）、温度计（传感器或变送器）、流量计算机等，组分不稳定时还需要配置在线密度计（或色谱仪）等。 ※优点： （1）应用最多的孔板式流量计结构简单、牢固,性能稳定可靠,使用寿命长、价格低廉。 （2）应用范围极广泛,至今尚无任何一类流量计可与之相比，全部单相流体，包括液、气、蒸汽皆可测量，部分混相流。 （3）检测件与变送器、显示仪表分别由不同厂家生产,便于经济生产。 （4）标准型节流式DPF无需实流校准，即可投用，在流量计中也是唯一的。 ※缺点： （1）测量重复性、精度普遍偏低。 （2）范围度窄，由于差压信号与流量为平方关系，一般范围度仅3:1~4:1。 （3）现场安装条件要求高，需要较长的直管段。
（4）压损大(指孔板、喷嘴等)。 ※应用概况： 差压式流量计应用范围特别广泛，在封闭管道的流量测量中各种对象都有应用，如流体方面:单相、混相、洁净、脏污、粘性流等；工作状态方面：常压、高压、真空、常温、高温、低温等；管径方面：从几毫米到几米；流动条件方面：亚音速、音速、脉动流等。它在各工业部门的用量约占流量计全部用量的1/4~1/3。 涡轮流量计TUF 当流体流经涡轮流量传感器时，在流体推力作用下涡轮受力旋转，其转速与流体平均流速成正比，涡轮转动周期地改变磁电转换器的磁阻值，检测线圈中的磁通随之发生周期性变化，产生周期性的电脉冲信号。在一定的流量（雷诺数）范围内，该电脉冲信号与流经涡轮流量传感器处流体的体积流量成正比。 ※优点： （1）高精度,在所有流量计中，属于最精确的流量计，国产的一般为±1%R~±1.5%R ，特殊专用型可达±0.5%R~±1.0%R （2）重复性好，短期重复性可达0.05%~0.2%，如经常校准或在线校准可以得到极高的精确度。 （3）输出脉冲频率信号，适用于总量计量及与计算机连接，无零点漂移,抗干扰能力强。可获得很高的频率信号（3~4kHz），信号分辨力强。 （4）范围度宽，中大口径可达40：1~10：1，小口径为6：1~5：1。 （5）结构紧凑轻巧，安装维护方便，流通能力大。 （6）适用高压测量，仪表表体上不必开孔，易制成高压型仪表。
标准孔板流量计测量天然气流量计量附加误差分析
2010.6中国计量China Metrology 标准孔板流量计的设计安装要求及气质要求比较苛刻，在实际工况条件下，因很难符合因GB/T21446- 2008《用标准孔板流量计测量天然气流量》国家标准的 要求，因此必会产生流量计计量附加误差。本文结合现场实际情况，对产生计量附加误差的原因进行分析及解决方法进行探讨。 一、孔板流量计测量原理 当流体流经管道中的孔板时，流束将在孔板处形成局部收缩（像河流中的狭小处一样），流速增加、静压力降低，在孔板前后产生微小的静压力差（称为差压）。流 体的流速增快，孔板前后产生的差压相应增大，从而可以通过测量差压来间接测量天然气流量的大小。 流量测量系统原理如图1所示，（a ）为流量测量仪表流程图；（b ）为流量主参数记录和流量计算积算系统方框图。 二、产生计量附加误差的原因分析 1.上下游直管段长度不够，弯头过多 直管段长度不够，气流得不到充分发展，将造成计量结果的较大误差。GB ／T21446－2008规定的最短直管段长度，在现场实际中一般很难得到满足，特别是由于输气工艺等原因，计量装置的上游往往都存在弯头。如果是单弯头或平面双弯头将使计量结果偏高，对于多个弯头，将使计量结果偏低。因此应该在节流装置之前加 装整流器，避免旋转流、涡流对计量的影响。 2.天然气的气质和气流条件 GB/T21446-2008规定，通过孔板的天然气是经净化 处理后的天然气，气流的流动应是保持亚音速的、稳定的或仅随时间缓慢变化的，气流是均匀单相的牛顿流 体。若气体含有质量分数不超过2%的固体或液体微粒，且呈均匀分散状态，也可以认为是均匀单相的牛顿流体。气流流经孔板以前，其流束应与管道轴线平行，气流流动应为充分发展紊流且无漩涡，管道横截面所有点上的漩涡角小于20，即认为无漩涡。 通过计量调查发现，目前，在油田天然气计量中约 50%的计量点其气流条件具有以下两个特点： （1）气体流量不稳定，并随时间周期性地大幅度变化，属脉动流体。 产生脉动源的原因： ①往复式压缩机、发动机和叶片式增压机。②调压阀猛开关或者阀芯松动和磨损。③大量水或油的冷凝物在管线中不规则运动。 标准孔板流量计 测量天然气流量计量附加误差分析 □李政 盛春艳 罗瑶 彭永娟 卫巍 （a ）流量测量仪表流程图 （b ）流量主参数记录和流量计算积算系统方框图 图1流量测量系统原理图 配电器 （或信号分配器） 记录仪 温度变送器 热电阻 压力变送器 差压变送器 流量计算机 97 误差与不确定度技术篇 一次装置 PR ΔPR ΔP P T PR
水表检定装置计量标准技术报告
水表检定装置计量标准技术报告
计量标准技术报告 计量标准名称水表检定装置 建立计量计量标准单位 计量标准负责人 筹建起止日期
说明 1. 申请建立计量标准应填写《计量标准技术报告》。计量标准考核合格后由申请单位存档。 2.《计量标准技术报告》由计量标准负责人填写。 3.《计量标准技术报告》用计算机打印或墨水笔填写，要求字迹工整清晰。
目录 ( 1 ) 一、计量标准的工作原理及其组成 --------------------------------------------------------------- -------- ( 2 ) 二、选用的计量标准器及主要配套设备 --------------------------------------------------------------- -- ( 3 ) 三、计量标准的主要技术指标 --------------------------------------------------------------- -------------- ( 3 ) 四、环境条件 --------------------------------------------------------------- ----------------------------------- ( 4 ) 五、计量标准的量值溯源和传递框图 --------------------------------------------------------------- ----- 六、计量标准的测量重复性考核 ( 5 ) --------------------------------------------------------------- ----------- 七、计量标准的稳定性考核( 6 )
超声波气体流量计与孔板流量计的深度对比
超声波气体流量计与孔板流量计的深度对比 石油和天然气在我国能源构成中，始终处于主导地位，其运输方式仍然离不开长输和集输管道工程。在石油和天然气采集与运输过程中，孔板流量计，特别是高级孔板阀在其中处于绝对的统治地位。随着国内石油天然气事业的大规模发展，对于高压、大流量的计量的需求也旺盛起来，孔板流量计由于自身结构的限制其局限性就很明显了。 近来以来，一些新型的流量计也在国内市场崭露头角，并取得一系列成功经验。最值得一提的是超声波流量计在高压、大流量场合具有明显优势，大有取代高级孔板阀之势。下面，对比一下孔板流量计与超声气体波流量计之间的区别，一起来看看吧！ 一、技术性能的比较 1.量程比 由于结构特点，孔板流量计是通过节流件来完成测量的，所以其量程比通常只有1:3，最高可达1:10，而超声波流量计没有任何阻流件，其量程比可达1:200。这两个数据表明：如果实现一种测量方案，假定其流量范围是从1m3/h~40m3/h，使用超声波气体流量计只需要一路工艺计量回路就可以实现，如果采用孔板流量计，需要多路才能实现。 2.压损 由于孔板流量计的结构有阻流件，超声波气体流量计没有阻流件，那么显而易见：孔板流量计的压损很大，超声波流气体量计压损实际可以忽略不计。 节流装置能耗计算如下： 以下以1个典型用户用气参数进行能耗计算：用气量160×104m3/d，用气压力0.6MPa。 节流装置压力损失计算式：（最大刻度差压50kPa、β=0.68） δP=（1-0.24β-0.52β2-0.16β3）ΔP =0.5486×50 =27.43kPa 节流装置能耗计算式：（压缩机效率η=0.8） W=δp×QV/η =27430×18.5185/0.8 =634953W
计量标准技术报告(比较仪)..
计量标准技术报告 计量标准名称检定测微比较仪量具标准器组计量标准负责人陈火军 建标单位名称(公章) 浙江五洲新春集团有限公司填写日期
目录 一、建立计量标准的目的……………………………………………………（） 二、计量标准的工作原理及其组成…………………………………………（） 三、计量标准器及主要配套设备……………………………………………（） 四、计量标准的主要技术指标………………………………………………（） 五、环境条件…………………………………………………………………（） 六、计量标准的量值溯源和传递框图………………………………………（） 七、计量标准的重复性试验…………………………………………………（） 八、计量标准的稳定性考核…………………………………………………（） 九、检定或校准结果的测量不确定度评定…………………………………（） 十、检定或校准结果的验证…………………………………………………（）十一、结论……………………………………………………………………（）十二、附加说明………………………………………………………………（）
一、建立计量标准的目的 随着我国社会主义建设的快速发展，在轴承加工过程中，需用到大量的扭簧表、杠杆表、千分表等各种计量仪表、计量器具，它们对保证产品质量和参数测量提供可靠数据，因而工厂都需修理、检定，根据企业实际需要，特建立计量标准。 二、计量标准的工作原理及其组成 工作原理：采用直接检定法即把比较仪夹到校验台上，当检定正向分度的示值误差时，以尺寸最小的一块对准零位，然后以递增的方式依次放入其他尺寸的量块并在比较仪上读数；当检定负向分度的示值误差时，以尺寸最小的一块量块对准零位，然后以递减的方式依次放入其他尺寸的量块，并在比较仪上读数。在每一受检点位置取3次读数的平均值作为该点得测得值ri，各受检点的示值误差：Si=（ΔLi—L0）μm。 式中：ri—受检点的测得值ΔLi与该点的标准值之差（μm）； ΔLi—受检点所用量块的尺寸偏差（μm）： ΔL0—对准零位时所用量块的尺寸偏差（μm）。 1、比较仪 2、量块 3、校验台
天然气计量管理办法
天然气计量管理办法 第一章总则 第一条为了加强天然气计量管理，充分发挥计量检测工作在输气生产、经营管理及科学研究中的作用，保证管道输气生产安全平稳、保质保量、降低能源消耗和提高经济效益，维护华中天然气管道有限责任公司（以下简称“公司”）的合法权益，依据《中华人民共和国计量法》、《中华人民共和国质量法》、《中华人民共和国计量法实施细则》及能源部、国家计委《关于石油、天然气计量交接的规定》，制定本办法。 第二条本办法规定了公司计量管理的有关内容。 第三条本办法适用于公司和各计量站的计量工作。 第二章职责 第四条公司计量工作的任务 贯彻执行国家有关计量的法律法规和各项方针政策；采用国家法定计量单位；积极采用先进的科学技术，完善计量检测手段，保证计量检测数据的准确可靠；推行现代管理办法，逐步与国际惯例接轨，为公司的长远发展提供可靠的计量保证。 第五条生产部职责 生产部是主管公司计量工作的职能科室，主要职责是： 1、宣传、贯彻、执行国家、各级政府及上级部门制定的计量法律、法规、规程和标准；接受政府计量部门和上级部门的计量考核、
评审、监督、检查，并负责有关的准备、协助工作，保证其顺利进行。 2、依据国家、管道公司计量管理办法和管理规定，编制（修改、解释）公司计量管理文件及有关规章制度，完善计量管理体系，并组织实施。 3、依据管道公司计量工作发展规划和股份公司工作计划，制定公司计量工作年度计划，并组织实施。 4、负责公司内各所属计量站计量检测设备的监督管理，同时编制计量检测设备需求购置计划并组织实施。 5、负责组织对外贸易交接天然气流量计量系统的标定和相关的对外送检工作。 6、组织建立并完善公司的计量检测体系。 7、负责各计量站计量数据的监督管理，提高测量过程控制能力，推广应用计量检测新技术，保证计量数据的准确可靠。 8、按照GB/T 17167-1997《企业能源计量器具配备和管理导则》的规定进行配备和管理公司的能源计量检测设备。 9、负责公司内各部门计量人员的培训、取证、考核和日常监督管理。 10、负责组织与上游气田及下游用户计量交接协议的签订及计量工作的联系，当发生计量纠纷时，及时处理调解。 11、编制运销月报表和年报表，每周和销售部门核对计量交接数据，每日对各计量站交接计量数据进行审核，对交接计量凭证进行计量员、站长、公司计量管理人员三级核算制管理。
SIXNET 天然气计量系统 SYT 6143 标准计量程序嵌入式应用
SIXNET天然气计量系统 SY/T 6143标准计量程序嵌入式应用 SIXNET高端RTU产品（IPm级）具有32位PowerPC处理器、大容量存储空间，提供多个标准串口和以太网通讯端口。不但提供标准编程功能，还支持嵌入式应用，可支持高级编程和网络通讯应用程序，例如Web Server、Internet访问、高级C/C++编程等，是最新一代控制器产品，一经推出就在业内获得好凭，并引导了工业控制器的发展方向。 1、天然气计量的先进功能 1) 计量站负责交接计量任务，基于mIPm RTU产品可实现SY/T 6143计量标准嵌入式应用，大大提高计 量程序运行的可靠性和实时性，是天然气计量应用的最新发展。 2) 使用SIXNET系统特有的Datalogging功能，流量累计等重要数据在mIPm RTU内做备份，而不仅仅 依赖传统的计算机做数据备份。即使计算机和通讯设备出现故障，而数据依旧可恢复，大大提高数据存储的安全性。 3) mIPm RTU产品高可靠的工业应用品质，保障重要计量站点的设备长期可靠运行。 2、 mIPm RTU的通讯能力 1) 同时提供1个以太网和4个串口（RS232/RS485）通讯。 2) 支持远程通讯（无线以太网、电台、GSM/GPRS等）、就地显示（计算机、显示面板等）和本地智能 流量计通讯（定制专有通讯协议）。 3) 支持标准Modbus通信协议，并可定制第三方专有通讯协议。 3、系统的易扩展功能 1) 独立单元的模块化DIN导轨安装提升系统扩展能力，并简化系统安装工作。 2) SIXNE T软件支持系统配置和程序的在线修改。 3) mIPm RTU实现2路计量，简单扩展I/O模块即可实现多路计量系统。 4) 基于开放式的产品架构，我们可以方便的更新最新版本的计量标准程序，而不增加额外的硬件投资。 4、系统可靠性运行方案 1) 首先是产、销甚至是计量监督部门认可的计量运算标准程序，例如SY/T 6143计量标准。
天然气计量知识3.25..
一、天然气计量基础知识 1、测量及测量误差 测量就是用实验的方法，将被测量的量与该量所采用的测量单位进行比较，从而求出二者的比值，这个过程叫测量过程。天然气计量所使用的压力表、温度计、变送器等属于测量仪表。 测量误差：测量误差是测量结果与真值之间的偏差。引起测量误差的因素很多，测量仪器本身的误差、测量环境的影响，测量人员的技术状况及操作能力。 2、准确度和灵敏度 准确度是指仪表的测量值接近真值的程度，以此可以估算测量值的误差大小，仪表的准确度是以准确度等级为准的。 准确度等级是按国家统一规定的允许基本误差大小划分的几个等级，某一精度等级是指正常测量条件下的允许基本误差。常用的准确度等级有0.05，0.1，0.2，0.5，1.0，1.5，2.5，4.0，5.0。常以圆圈内的数字标明在仪表面板上。仪表应具有一定的防护性能，即仪表对杂电的抗干扰能力，抗振动，抗撞击，防爆性和对工作环境的适应性等，防护性能的强弱直接关系到仪表的可靠耐用，是仪表的一项质量指标。 3、温度及温度测量 温度是度量物体冷热程度的物理量。国际热力学温标是开尔文K，常用符号T表示。国际实用温标是摄氏度，摄氏温标为℃，常用符号t表示。两者的关系式：T=t+273.15。 4、压力及压力测量
压力：是指垂直均匀作用于单位面积上的力。用符号“p”。单位是帕斯卡。常用兆帕（MPa）、千帕（kPa）1MPa=106Pa 1kPa=103Pa 1bar=1个物理大气压=101.325kPa。工程上所用的压力指示值，多为表压或真空（负压），流体压力的真实值称为绝对压力。表压、真空是流体的绝对压力与当地大气压相比较而得出的相对压力值P表=p绝- p大气，P负=p大气- p绝。 常用的测压仪表：活塞式压力计又叫校表仪、U型管压力计、弹簧管压力表、电接点信号压力表。 5、天然气计量的标准状态： 我国天然气计量标准状态为：压力为0.103125MPa,温度20℃。 二、天然气流量计量术语和定义 1、流量计：显示实测流量值的流量测量装置。 2、一次装置：产生能确定流量信号的装置。根据所采用的原理，一次装置可在管道内部或外部。 3、二次装置：接受来自一次装置的信号并显示、记录、转换和（或）传送该信号以得到流量值的装置。二次装置包括压力（差压）仪表、温度仪表、天然气组分分析仪表及流量计算机等。 4、流量计算机：计算、指示和储存标准参比条件下的流量等参数的装置。最大流量：对应于流量范围上限的流量值。这是某个限定时间的和预定的时间间隔内要求装置给出信息的最高流量值，而该信息误差不超过最大允许误差。 5、最小流量：对应于流量范围下限的流量值。
用标准孔板流量计测量天然气流量精品
用标准孔板流量计测量天然气流量 （SY/T6143—2004） 1、适用范围 本标准规定了标准孔板的结构形式、技术要求；节流装置的取压方式、使用方法、安装和操作条件、检验要求；天然气在标准参比条件下体积流量、质量流量以及测量不准确度的计算方法；同时还给出了计算流量及其有关不确定度等方面必需的资料。 本标准适用于取压方式为法兰取压和角接取压的节流装置，用标准孔板对气田或油田采出的以甲烷为主要成分的混合气体的流量测量。 本标准不适用于孔板开孔直径小于12.5mm，测量管内径小于50mm和大于1000mm，直径比小于0.1和大于0.75，管径诺雷数小于5000的场合。 对改建或新建的计量系统应满足本标准要求。本标准不强调更新已建计量系统。如果计量系统不满足本标准要求，由于流动条件和上游直管不相适应，就可能存在计量系统附加误差。 2、气流条件 1）气流通过节流装置的流动应是保持亚音速的，稳定的或仅随时间缓慢变化的。本标准不适用于脉动流的流量测量。 2）气流应是均匀单项的牛顿流体。若气体含有质量成分不超过2%的固体或流体微粒，且呈均匀分散状态，也可以认为是均匀单项的牛顿流体。 3）气流流经孔板以前，其流束应与管道轴线平行，气流流动应为充分发展紊流且无漩涡，管道横截面所有点上的旋涡角小于2°，即认为无旋涡。 4）为进行流量测量，应保持孔板下游侧静压力与上游侧静压力之比等于或大于0.75。 5）可接受的速度剖面条件为：横截面上任一点局部留苏与最大流速的必至于很长直管段（超过100D）后管道横截面上流速比值在5%之内一致。 3、标准参比条件：本标准规定投入气体及流量计量的标准参比条件和发热量测量的燃烧标准参比条件均为绝对压力P n等于101.325kPa和热力学温度Tn等于293.15K。也可以采用合压力和合同温度作为参比条件。 4、安装要求 1）节流装置应安装在两段具有等直径的圆形横截面的直管段之间，在此中间，除了取压孔、测温孔外，无本标准规定之外的障碍和连接支管。直管段毗邻孔板的上游10D（D为上游测量管内径，下同）或流动调整器后和下游4Dde直管部分需机加工，并符合本标准规定。 2）符合上述所要求的最短直管段长度随阻流件的形式和直径比而异，并随是否安装流动调整器而不同，见图1。
标准孔板流量计计量技术
标准孔板流量计计量 1天然气流量计量方法 我国天然气计量通常以体积表示，法定单位是立方米。我国规定天然气流量测量的标准状态是:绝对压力为0.101325MPa，温度为23.15℃。天然气流量计量方法很多，可用的流量仪表也很多，按工作原理大致分为:差压式流量计、容积式流量计、速度式流量计3种类型。在计量标准方面，目前世界上多数国家计量标准逐步向IS05167《用孔板测量充满圆管的流体的流量》靠拢，我国天然气计量标准也修订为SY/T6143-1996《天然气流量的标准孔板计量方法》。 2孔板流量计自动计量概况 所谓自动计量，就是利用变送器实时检测天然气流量计量中所涉及到的温度、压力、压差等参数，通过计算机中的流量计算软件，实现整个流量测量环节中无人工参与的天然气流量测量。随着计量技术的发展和计算机运用的普及。实现孔板流量计自动化计量的方案较多，目前主要有以下4种模式。 2.1单变量变送器+流量计算机(或工控机) 利用单变量模拟变送器分别检测温度、压力、差压，并将检测到的电信号转换成标准的4-20MA模拟信号送人流量计算机(或工控机)的数据采集卡，通过A/D转换成数字量，在流量计算机(或工控机)上通过流量计算软件计算出天然气瞬时流量、累积流量以及实现其他辅助功能。此方式属传统自动计量模式，缺点为采集、传输为模拟信号，抗干扰能力较差，由于信号转换等问题计量精度难以提高，而且硬件较复杂、中间环节较多、可靠性较差。可扩展为:单变量变送器+流量计算机+工控机，从而实现流量计算与显示分开，提高系统的可靠性和可视性。 2.2多变量变送器+流量计算机(或工控机) 利用1台多变量智能变递器同时检测温度、压力、差压等，采用现场总线制，通过数字信号传输，送入流量计算机(或工控机)数据采集卡后上通过流量计算软件计算出天然气瞬时流量、累积流量及实现其他功能。此方式硬件连接简化了许多，提高了系统的可靠性和测量精度。但由于变送器仅检测测量信号不进行数据处理，因此在校准时必须和流量计算机一起实行联校。采用流量计算机或工控机主要区别在于流量计算部分。流量计算机是专用的固化软件实现计算和数据存储，比较稳定可靠，可信任度较高;工控机上软件计算一般自主开发，便于软件升级和系统维护，由于计算量大，特别是多路计量时，可靠性稍微差些。为增加系统的可靠性和操作界面直观化，这种方式也可扩展为:多变量变送器+流量计算机+工控机，即流量计算机中实现流量计算，工控机上实现显示。 2.3多变量智能变送器+工控机 此方式与模式2比较，主要区别是变送器内固化了流量处理软件，使得变送器可以就地显示瞬时测量参数和计算瞬时流量，并通过数字信号传输，送入工控机显示和实现其他输助功能。所测量的流量值必须在工控机上进行二次处理，以实现数据的累积和存储功能。采用这种方式，系统结构进一步简化，变送器可单校也可联校，易于维护。但由于在工控机内实现流量的累积和存储，可靠性较差，易造成数据丢失。 2.4一体化智能仪表+工控机 主要利用一体化智能仪表实现了变送器与流量计算机的一体化。不仅自带数据库可实现瞬时参数及流量的显示，以及累积流量和历史数据的再现;而且在仪表的运行方面，采取了多种电源保障方式:内电池组、太阳能和外接电源等，实现了在无电力供应情况下，可以独
16燃气计量管理系统规定
燃气计量管理规定 2008-01-20发布 2008-03-01实施
目录 一、总则 (522) 1、制定的目的和依据 (522) 2、适用范围 (522) 3、规范性引用文件 (522) 4、术语定义 (522) 5、计量基本要求 (525) 5.1标准参比条件 (525) 5.2流量测量准确度 (525) 5.3输差考核指标 (525) 5.4 计量设施设计要求 (525) 二、计量管理工作职责 (527) 1、总部生产运营部计量经理工作职责 (527) 2、项目公司计量工程师工作职责 (528) 3、项目公司仪表工工作职责 (528) 4、项目公司输配工工作职责 (529) 5、项目公司计量检定员工作职责 (529) 6、项目公司抄表员工作职责 (530) 三、流量计及辅助设备管理 (531) 1、流量计及辅助设施的配备 (531) 2、流量测量设备的采购 (531) 3、流量计的验收、储存、发放 (531) 4、计量器具的检定（校准） (532) .4.1计量检定的规定 (532) 4.2流量计的周期检定 (532) 4.3计量标准器的检定 (532) 4.4其它工作计量器具的检定（校准） (532)
5、流量计及辅助设备的维护、保养 (532) 6、不合格流量测量设备管理 (533) 四、交接计量管理 (533) 1、与上游进气量的交接 (533) 2、用户的交接管理 (534) 2.1交接计量方式要求 (534) 2.2销售交接输差要求 (534) 2.3 与工业用户交接 (534) 2.4 与商业用户的交接 (534) 2.5 与民用户的交接 (535) 2.6 特殊情况交接计量 (535) 五、计量人员 (536) 1、计量人员范围 (536) 2、各类计量人员任职要求 (536) 3、对计量管理人员管理要求 (536) 六、技术资料管理 (537) 七、计量数据统计分析管理 (538) 1、流量计量统计范围和分析方法 (538) 2、计量数据统计要求 (538)
孔板流量计理论流量计算公式
孔板流量计理论流量计 算公式 Modified by JACK on the afternoon of December 26, 2020
如果你没有计算书，你只需要向制造厂提供下列数据：管道（法兰）尺寸，管道（法兰）材质，介质，流体的最大和常用流量，温度，压力和你现有的孔板外圆尺寸，生产厂会根据你的数据重新计算，然后你根据计算书重新调整你的 差压变送器和流量积算仪引用孔板流量计理论流量计算公式 2009-05-10 17:11:29|?分类： |?标签： |字号大中小订阅 ? 引用 的 （1）差压式流量计 差压式流量计是以伯努利方程和流体连续性方程为依据，根据节流原理，当流体流经节流件时（如标准孔板、标准喷嘴、长径喷嘴、经典文丘利嘴、文丘利喷嘴等），在其前后产生压差，此差压值与该流量的平方成正比。在差压式流量计中，因标准孔板节流装置差压流量计结构简单、制造成本低、研究最充分、已标准化而得到最广泛的应用。孔板流量计理论流量计算公式为： 式中，qf为工况下的体积流量，m3/s；c为流出系数，无量钢；β=d/D，无量钢；d为工况下孔板内径，mm；D为工况下上游管道内径，mm；ε为可膨胀系数，无量钢；Δp为孔板前后的差压值，Pa；ρ1为工况下流体的密度，kg/m3。 对于天然气而言，在标准状态下天然气积流量的实用计算公式为： 式中，qn为标准状态下天然气体积流量，m3/s；As为秒计量系数，视采用计量单位而定，此式As=×10-6；c为流出系数；E为渐近速度系数；d为工况下孔板内径，mm；FG为相对密度系数，ε为可膨胀系数；FZ为超压缩因子；FT为流动湿度系数；p1为孔板上游侧取压孔气流绝对静压，MPa；Δp为气流流经孔板时产生的差压，Pa。 差压式流量计一般由节流装置（节流件、测量管、直管段、流动调整器、取压管路）和差压计组成，对工况变化、准确度要求高的场合则需配置压力计（传感器或变送器）、温度计（传感器或变送器）流量计算机，组分不稳定时还需要配置在线密度计（或色谱仪）等。 孔板流量计，可广泛应用于石油、化工、天然气、冶金、电力、制药等行业中，各种液体、气体、天燃气以及蒸汽的体积流量或质量流量的连续测量。
天然气计量系统
基于紫金桥监控组态软件的天然气计量系 统 关键字：天然气计量、CDN12流量计算机、色谱数据分析、历史查询 摘要： 本系统依托法国梅西公司生产的CDN12流量计算机，实现对天然气输送过程中多种参数和流量计算数据的显示及保存，从而更为直观和高效的实现对天然气输送过程的控制与计量。 系统背景 天然气作为一种清洁高效的能源，已经越来越受到社会的关注，并在社会生产和生活中起到越来越重要的作用。因此，如何能高效、精确的计量天然气使用情况就成为一个重要问题。 天然气在传输和使用中受到多种环境因此的影响，温度、压力、差压等参数都可能影响天然气的计量。而天然气作为一种混合气体，其成分很多，主要包括CH4、C2H6、C3H8、CO2、N2等成分，成份中的差别将决定了天然气使用中的特性。因此在计量过程中需要精确了解多种参数的情况。法国梅西公司生产的CDN12流量计算机可以很好的完成以上工作。CDN12多功能流量计算机由法国梅西公司生产，此产品是欧共体认可的商贸结算仪表，产品符合欧洲、美国及国际标准。可以实现16位A/D数据采集，智能变送器输入。仪器内置存储卡，也可更换PCMCIA卡，可以实现历史数据的部分保存。 CDN12多功能流量计算机概述： ?CDN12流量计算机是专为流体（液体或气体）测量而设计的。该机采用最新计算机技术，实现各种流体在生产、储存和运输等交接过程中所需的控制及精确计量和修正。 ?借助于32位微处理器和512K的可编程内存和2x2Mb的闪存，CDN12流量计算机对计量过程中的各种参数进行采集、修正并计算，提高商贸交接过程中的计量准确度。 系统功能介绍 1、实时数据显示： 系统在工作过程中实时的显示仪表检测到的关键数据。此画面中显示了共计5条管线的实时数据，包括瞬时流量、累计流量、压力、差压、温度和仪表时钟。
孔板流量计计量方法
孔板流量计计量方法 1天然气流量计量方法 我国天然气计量通常以体积表示，法定单位是立方米。我国规定天然气流量测量的标准状态是:绝对压力为0.101325MPa，温度为23.15℃。天然气流量计量方法很多，可用的流量仪表也很多，按工作原理大致分为:差压式流量计、容积式流量计、速度式流量计3种类型。在计量标准方面，目前世界上多数国家计量标准逐步向IS05167《用孔板测量充满圆管的流体的流量》靠拢，我国天然气计量标准也修订为 SY/T6143-1996《天然气流量的标准孔板计量方法》。 2孔板流量计自动计量概况 所谓自动计量，就是利用变送器实时检测天然气流量计量中所涉及到的温度、压力、压差等参数，通过计算机中的流量计算软件，实现整个流量测量环节中无人工参与的天然气流量测量。随着计量技术的发展和计算机运用的普及。实现孔板流量计自动化计量的方案较多，目前主要有以下4种模式。 2.1单变量变送器流量计算机(或工控机) 利用单变量模拟变送器分别检测温度、压力、差压，并将检测到的电信号转换成标准的4-20MA模拟信号送人流量计算机(或工控机)的数据采集卡，通过 A/D转换成数字量，在流量计算机(或工控机)上通过流量计算软件计算出天然气瞬时流量、累积流量以及实现其他辅助功能。此方式属传统自动计量模式，缺点为采集、传输为模拟信号，抗干扰能力较差，由于信号转换等问题计量精度难以提高，而且硬件较复杂、中间环节较多、可靠性较差。可扩展为:单变量变送器流量计算机工控机，从而实现流量计算与显示分开，提高系统的可靠性和可视性。 2.2多变量变送器流量计算机(或工控机) 利用1台多变量智能变递器同时检测温度、压力、差压等，采用现场总线制，通过数字信号传输，送入流量计算机(或工控机)数据采集卡后上通过流量计算软件计算出天然气瞬时流量、累积流量及实现其他功能。此方式硬件连接简化了许多，提高了系统的可靠性和测量精度。但由于变送器仅检测测量信号不进行数据处理，因此在校准时必须和流量计算机一起实行联校。采用流量计算机或工控机主要区别在于流量计算部分。流量计算机是专用的固化软件实现计算和数据存储，比较稳定可靠，可信任度较高;工控机上软件计算一般自主开发，便于软件升级和系统维护，由于计算量大，特别是多路计量时，可靠性稍微差些。为增加系统的可靠性和操作界面直观化，这种方式也可扩展为:多变量变送器流量计算机工控机，即流量计算机中实现流量计算，工控机上实现显示。 2.3多变量智能变送器工控机 此方式与模式2比较，主要区别是变送器内固化了流量处理软件，使得变送器可以就地显示瞬时测量参数和计算瞬时流量，并通过数字信号传输，送入工控机显示和实现其他输助功能。所测量的流量值必须在工控机上进行二次处理，以实现数据的累积和存储功能。采用这种方式，系统结构进一步简化，变送器可单校也可联校，易于维护。但由于在工控机内实现流量的累积和存储，可靠性较差，易造成数据丢失。 2.4一体化智能仪表工控机