Методика поверки «Комплекс учета энергоносителей ТЭКОН-20К» (РЭ Т10.00.93 )

ИНЖЕНЕРНО-ВНЕДРЕНЧЕСКОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ

«КРЕЙТ»

УТВЕРЖДАЮ:

(в части раздела «Поверка»)

УТВЕРЖДАЮ:

Директор ООО «Инженерно-внедренческое пре дприятие КРЕЙТ»

Главный конструктор

ООО «Инженерно-внедренческое предприятие КРЕЙТ»

_____        _____П.Г. Жарков

" < "            2017 г.

Ведущий инженер

ФГУП «УНИИМ»

Е.А. Клевакин

" $0 ”    03    2017 г.

Комплекс учета энергоносителей ТЭКОН-20К

Руководство по эксплуатации

Т10.00.93 РЭ

Екатеринбург 2017

Редакция 06.01 от 09.01.17 © ООО КРЕЙТ 2017 г.

СОДЕРЖАНИЕ

• 1 ОПИСАНИЕ И РАБОТА

  • 1.1 Назначение и область применения

  • 1.2 Методы измерений

  • 1.3 Характеристики

  • 1.4 Состав изделия и комплектность

  • 1.5 Маркировка, пломбирование и упаковка

• 2 ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПО НАЗНАЧЕНИЮ

• 3 ГАРАНТИИ ИЗГОТОВИТЕЛЯ

• 4 СВИДЕТЕЛЬСТВО О ПРИЕМКЕ

• 5 СВИДЕТЕЛЬСТВО ОБ УПАКОВЫВАНИИ

• 6 ПОВЕРКА

• 7 ТЕКУЩЕЕ ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ

  • 7.1 Ремонт

  • 7.2 Сведения о рекламациях

• 8 ТРАНСПОРТИРОВАНИЕ И ХРАНЕНИЕ

  • 8.1 Транспортирование

  • 8.2 Хранение

• 9 ДВИЖЕНИЕ ИЗДЕЛИЯ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Настоящее руководство распространяется на Комплекс учета энергоносителей ТЭКОН-20К (в дальнейшем - ТЭКОН-20К или комплекс).

Эксплуатационная документация на комплекс состоит из настоящего руководства по эксплуатации, совмещенного с формуляром.

Комплексы выпускаются в 5 исполнениях для газов и газовых смесей, различающихся уровнем точности измерений (А, Б, В, Г_ь Г₂) и не различаются по исполнениям для жидкостей и пара. Комплексы состоят из следующих компонентов (средств измерений (СИ) утвержденных типов, зарегистрированных в Госреестре СИ):

• - преобразователей расчетно-измерительных ТЭКОН-19, ТЭКОН-19Б;

• - измерительных преобразователей (ИП) расхода с токовым, частотным, импульсным или цифровым интерфейсным выходом, имеющих пределы допускаемой относительной погрешности при измерении расхода жидкости в интервале ± 2,0 %; при измерении расхода пара в интервале ± 2,5 %; при измерении расхода газа и газовых смесей - в соответствии с таблицей 1;

• - счетчиков электрической энергии с импульсным или цифровым интерфейсным выходом, имеющих пределы допускаемой относительной погрешности в интервале ± 2,0 %;

• - измерительных преобразователей абсолютного и избыточного давления с унифицированным токовым или цифровым интерфейсным выходом, имеющих класс точности не ниже 0,5;

• - измерительных преобразователей разности давления с унифицированным токовым или цифровым интерфейсным выходом, имеющих класс точности не ниже 0,5;

• - измерительных преобразователей температуры классов А, В, С по ГОСТ 6651-2009, в том числе, с унифицированным токовым или цифровым интерфейсным выходом;

• - барьеров искрозащиты, имеющих пределы допускаемой относительной (приведенной) погрешности в интервале ±0,1 %.

Таблица 1 - Классы точности ИП в ИК расхода, массы и объема газов и газовых смесей

(Измененная редакция, Изм. № 1).

Все записи в настоящем документе производят только чернилами отчетливо и аккуратно.

При вводе комплекса в эксплуатацию необходимо отметить дату ввода комплекса в эксплуатацию.

Эксплуатирующая организация несёт ответственность за ведение записей во время эксплуатации и хранения изделия.

Рекламации на комплекс с незаполненным формуляром не принимаются, гарантийный ремонт не производится, а исчисление гарантийного срока эксплуатации прекращается.

• 1 ОПИСАНИЕ И РАБОТА

  • 1.1 Назначение и область применения

Комплексы ТЭКОН-20К предназначены для измерений расхода, давления, температуры, массы и объема жидкостей, пара, газов и газовых смесей (среды), измерений тепловой энергии в закрытых и открытых системах теплоснабжения, системах охлаждения и в отдельных трубопроводах при определении расхода с помощью сужающих устройств (СУ) - диафрагм и сопел ИСА 1932, осредняю-щих трубок TORBAR и ANNUBAR 485 или расходомерами с унифицированными токовыми, импульсными, частотными и цифровыми интерфейсными выходами, контроля измеряемых параметров среды, а также для измерений электрической энергии, в том числе по двухтарифной схеме.

Область применения - измерительные системы коммерческого учета, автоматизированного контроля и управления технологическими процессами на промышленных предприятиях, теплопунктах, теплостанциях, электростанциях, газораспределительных станциях, нефтегазодобывающих предприятиях, предприятиях коммунального хозяйства и в холодильной промышленности.

Комплексы ТЭКОН-20К зарегистрированы в Государственном реестре средств измерений Российской Федерации под номером № 35615-14.

• 1.2 Методы измерений

  • 1.2.1 В ИК расхода, массы и объема используются расходомеры объемного расхода с унифицированными выходными сигналами, в том числе турбинные, ротационные или вихревые расходомеры или счетчики в соответствии с ГОСТ Р 8.740-2011, ультразвуковые преобразователи расхода газа в соответствии с ГОСТ 8.611-2013, МИ 3213-2009, электромагнитные расходомеры, диафрагмы и сопла ИСА 1932 в соответствии с ГОСТ 8.586.5-2005 или осредняющие напорные трубки TORBAR и ANNUBAR 485 в соответствии с МИ 3173-2008, МИ 2667-2011, атак же кориолисовые расходомеры массы.

  • 1.2.2 ИК расхода, массы и объема газов и газовых смесей, в том числе природного и влажного нефтяного газа, кислорода, диоксида углерода, азота, аргона, водорода, ацетилена, аммиака, приведённого к стандартным условиям, осуществляют измерения в соответствии с ГОСТ 30319.1-3-2015, ГОСТ Р 8.733-2011,ГСССДМР 113-03, ГСССДМР 118-05, ГСССДМР 134-07.

  • 1.2.3 ИК расхода и массы воды, нефти и нефтепродуктов осуществляют измерения в соответствии с МИ 2412-97, Р 50.2.076-2010.

  • 1.2.4 В ИК температуры, давления, расхода, массы и объема газов и газовых смесей используются ИП расхода, температуры, давления и разности давлений в соответствии с таблицей 1 в зависимости от уровня точности и диапазонов измерений и преобразователи расчетно-измерительные ТЭКОН-19 с программным обеспечением Т10.06.292, Т10.06.292-04, Т10.06.292-05 или Т10.06.362-05, с версией и цифровым идентификатором в соответствии с таблицей 1.5.

  • 1.2.5 Для обеспечения условий эксплуатации ИП давления и разности давлений в диапазоне температуры окружающего воздуха (20 ±10) °C, их устанавливают в помещении или утепленном обогреваемом шкафу.

  • 1.2.6 ИК тепловой энергии осуществляют измерения в соответствии «Правилами коммерческого учета тепловой энергии, теплоносителя», утвержденными постановлением правительства РФ №1034 от 18.11.2013.

  • 1.2.7 В ИК тепловой энергии используются ИП, соответствующие обязательным требованиям нормативных документов (НД), предъявляемым к теплосчетчикам и их составным частям.

  • 1.2.8 В ИК давления, массы воды и тепловой энергии водяных систем теплоснабжения используются ИП температуры классов А и В по ГОСТ 6651-2009, ИП разности давления класса точности не ниже 0,25 при измерении с помощью СУ или ИП объемного расхода, имеющие пределы допускаемой относительной погрешности (от ±0,5 до ±2,0) % в диапазоне расхода (от 4 до 100) % верхнего предела измерений ИП. Методика измерений соответствует ГОСТ Р 8.728-2010.

  • 1.2.9 В ИК давления, массы пара и тепловой энергии паровых систем теплоснабжения используются ИП температуры класса А по ГОСТ 6651-2009, ИП давления и разности давления класса точности не ниже 0,25.

  • 1.2.10 Результаты измерений и вычислений с применением вводимой как константа температуры холодной воды на источнике при установке у потребителей в открытых водяных системах теплоснабжения и отдельных трубопроводах могут использоваться для учёта тепловой энергии только после корректировки в соответствии с ГОСТ Р 8.592-2002.

  • 1.2.11 Погрешность узла учета природного газа при измерении расхода и объема, приведенных к стандартным условиям, методом перепада давления, учитывающую погрешность метода измерений и геометрию измерительного узла, определяют по МИ 3441-2014.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

• 1.3.1 Комплекс имеет ИК массы, объема (расхода) - до 64 шт.; ИК давления - до 64 шт.; ИК разности давления - до 64 шт.; ИК температуры - до 64 шт.; ИК электрической энергии - до 64 шт.; ИК тепловой энергии - до 64 шт. Диапазоны измерений приведены в таблице 1.1, погрешности ИК в таблицах 1.2, 1.3.

• 1.3.2 Комплекс обеспечивает обмен данными с ПК для конфигурирования,

ввода в ручном и автоматическом режимах значений условно-постоянных параметров газа (полный и неполный компонентный состав, плотность при стандартных условиях, атмосферное давление) и передачи данных об измеренных значениях по цифровым интерфейсам RS485,   RS-232, Ethernet, GSM/GPRS через

встроенный интерфейс CAN-BUS, соответствующие адаптеры, выпускаемые предприятием-изготовителем, и коммуникационное оборудование информационных каналов связи.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

• 1.3.3 Во время работы комплекс проводит измерение текущего времени, времени исправной и неисправной работы, суммирование нарастающим итогом тепловой энергии и расхода среды, а также рассчитывают средние по времени и средневзвешенные по расходу значения температуры и давления среды в трубопроводе и хранят их в виде интервальных, почасовых, суточных и месячных архивов.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

Таблица 1.1 - Диапазоны измерений параметров среды

Примечание:

*) Для комплексов с программным обеспечением «ТЭКОН19-М1 Т 10.06.292-05» или «ТЭКОН19-М2 Т10.06.362-05» версии 05.хх; для остальных комплексов диапазон измерений давления (от 0,1 до 7,5) МПа, диапазон измерений температуры (от -23,15 до +50) °C,

(Измененная редакция, Изм. № 1).

Таблица 1.2 - Пределы допускаемой абсолютной погрешности ИК температуры (A_t), приведенной погрешности ИК давления (у_Р) и разности давления (у_др), относительной (5_Ик) погрешности ИК массы, тепловой энергии жидкостей и пара, электроэнергии и суточного хода часов (Д_т)

(Измененная редакция, Изм. № 1).

Таблица 1.3 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК температу-ры, давления, массы, расхода и объема газов и газовых смесей

1.3.4 В комплексах используется программное обеспечение преобразователей расчетно-измерительных ТЭКОН-19, состоящее из метрологически значимой

Т10.00.93 РЭ и метрологически не значимой частей. Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения приведены в таблице 1.5 Доступ к изменению параметров и конфигурации комплексов защищен паролями, являющимися 8-разрядными шестнадцатеричными числами.

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» по Р 50.2.077-2014.

Программное обеспечение соответствует требованиям ГОСТ Р 8.654-2015. (Измененная редакция, Изм. № 1).

Таблица 1.5 - Идентификационные данные программного обеспечения преобразователей расчетно-измерительных

Продолжение таблицы 1.5

(Измененная редакция, Изм. № 1).

• 1.3.5 Комплекс обеспечивает свои технические характеристики при питании его от следующих источников:

• - внешний источник постоянного тока

напряжение, В .............................................................. от 18 до 36

• - внешний источник постоянного тока для питания пассивных

выходных сигналов ИП расхода, напряжение, В ................... от 12 до 28

- литиевая батарея преобразователя расчетно-измерительного

напряжение, В ............................................................. от 3,1 до 3,7

• 1.3.6 Потребляемая мощность определяется составом комплекса и не превышает суммарной потребляемой мощности первичных ИП и преобразователей расчетно-измерительных более, чем на 40 % относительно указанной в ЭД на эти СИ.

• 1.3.7 Изоляция электрических цепей питания выдерживает в течение 1 мин. действие испытательного напряжения практически синусоидальной формы амплитудой 1500В, частотой от 45 до 65 Гц при нормальных климатических условиях.

• 1.3.8 Сопротивление изоляции электрических цепей питания первичных ИП и преобразователей расчетно-измерительных относительно их корпусов не менее 20 МОм при нормальных климатических условиях по ГОСТ Р 52931.

• 1.3.9 ИП комплекса устойчивы и прочны к воздействию температуры и влажности окружающего воздуха по группам исполнения Д, преобразователи расчетно-измерительные - СЗ по ГОСТ Р 52931 (для варианта «Т» - группе С2).

(Измененная редакция, Изм. № 1).

• 1.3.10 Комплекс устойчив и прочен к воздействию атмосферного давления по группе исполнения Р1 по ГОСТ Р 52931.

• 1.3.11 ИП устойчивы и прочны к воздействию механических нагрузок по группе исполнения N4, преобразователи расчетно-измерительные - VI по ГОСТ Р 52931.

• 1.3.12 По защищенности от воздействий окружающей среды ИП комплекса соответствуют степени защиты не хуже IP54, преобразователи расчетноизмерительные - IP20 по ГОСТ 14254.

• 1.3.13 Комплекс прочен к воздействию климатических факторов и механических нагрузок в транспортной таре при транспортировании автомобильным и железнодорожным транспортом, а также авиатранспортом в герметизированных и отапливаемых отсеках по ГОСТ Р 52931.

• 1.3.14 Габаритные размеры и масса первичных ИП и преобразователей расчетно-измерительных соответствуют требованиям ТУ на эти СИ.

• 1.3.15 Средняя наработка на отказ комплекса 70000 ч. Критерием отказа является несоответствие требованиям ТУ.

• 1.3.16 Средний срок службы комплекса 12 лет. Критерием предельного состояния является превышение затрат на ремонт свыше 50 % стоимости нового комплекта ИП и преобразователей расчетно-измерительных.

• 1.3.17 Среднее время восстановления работоспособного состояния комплекса не более 8 ч.

• 1.3.18 Первичные ИП и преобразователи расчетно-измерительные, входящие в ИК тепловой энергии водяных систем теплоснабжения соответствуют требованиям ТР ТС 020/2011, ГОСТ Р ЕН 1434-4-2011, ГОСТ Р 51649-2014 по электромагнитной совместимости.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

• 1.4.1 Комплекс является составным изделием. Комплектность ТЭКОН-20К приведена в таблице 1.6.

• 1.4.2 Диапазоны измерения термодинамической температуры, давления и разности давления и условия эксплуатации ИП в ИК расхода, объема (массы) газов и газовых смесей (при наличии) приведены в таблице 1.7.

• 1.4.3 Диапазоны измерения расхода и разности температур в ИК открытых водяных систем теплоснабжения (при наличии) приведены в таблице 1.8.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

Таблица 1.6 - Комплектность комплексов ТЭКОН-20К

Таблица 1.7 - Диапазоны измерения температуры, давления и разности давления и условия эксплуатации ИП в ИК расхода, объема (массы) газов и газовых смесей (заполняют при наличии ИК)

Таблица 1.8 - Диапазоны измерения расхода и разности температур в ИК откры-тых водяных систем теплоснабжения (заполняют при наличии ИК)

(Измененная редакция, Изм. № 1).

• 1.4.4 Состав ИК комплекса приведен в таблице 1.9.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

• 1.4.5 Комплектация комплекса определяется в зависимости от вида измерительной системы и оговаривается при заключении договора между поставщиком и потребителем измеряемой среды.

• 1.5.1 Все первичные ИП и преобразователи расчетно-измерительные, входящие в состав комплекса, маркированы и упакованы в соответствии с требованиями соответствующих ТУ.

• 1.5.2 Эксплуатационная документация на комплекс упакована в запаянный полиэтиленовый мешок, и уложена в упаковочную тару преобразователей расчетно-измерительных.

Таблица 1.9- Состав ИК комплекса ТЭКОН-20К

• 2 ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПО НАЗНАЧЕНИЮ

  • 2.1 При эксплуатации комплекса должны соблюдаться условия, указанные в технических условиях и эксплуатационной документации на все ИП и преобразователи расчетно-измерительные.

  • 2.2 Монтаж оборудования следует выполнять в соответствии с требованиями и рекомендациями эксплуатационной документации на ИП и преобразователи расчетно-измерительные.

• 3 ГАРАНТИИ ИЗГОТОВИТЕЛЯ

  • 3.1 Изготовитель гарантирует соответствие комплекса требованиям технических условий при соблюдении условий эксплуатации, транспортирования и хранения всех первичных ИП и преобразователей расчетно-измерительных.

  • 3.2 Гарантийные сроки хранения и эксплуатации первичных ИП и преобразователей расчетно-измерительных, входящих в состав комплекса, установлены производителями в ЭД СИ.

• 4 СВИДЕТЕЛЬСТВО О ПРИЕМКЕ

Комплекс учета энергоносителей ТЭКОН-20К, заводской номер________,

уровень точности измерений_____в составе по таблице 1.9, соответствует тре

бованиям технических условий ТУ 4218-093-44147075-07 и признан годным к эксплуатации.

Дата выпуска________________________

Представитель ОТК__________________

• 5 СВИДЕТЕЛЬСТВО ОБ УПАКОВЫВАНИИ

Комплекс учета энергоносителей ТЭКОН-20К, заводской номер________,

уровень точности измерений_____в составе по таблице 1.9, упакован согласно

требованиям технических условий ТУ 4218-093-44147075-07.

Дата упаковки________________________

Упаковку произвел____________________

*) - заполняют только при наличии ИК температуры, давления, расхода, массы и объема газов и газовых смесей в составе комплекса; в остальных случаях ставят прочерк.

В разделе изложена методика первичной и периодической поверок.

Методика распространяется на комплексы всех исполнений и модификаций с датой изготовления после 26.02.2014 включительно.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

• 6.1.1 Поверку комплекса проводят поэлементно (расчетным методом).

• 6.1.2 Порядок и периодичность поверки первичных ИП и преобразователей расчетно-измерительных определены соответствующими методиками поверки.

• 6.1.3 Первичную поверку проводят при выпуске из производства и после ремонта. Допускается проводить замену неисправных первичных ИП поверенными однотипными без проведения поверки комплекса, при этом делается отметка в настоящем документе.

• 6.1.4 Периодической поверке подвергают комплексы, находящиеся в эксплуатации.

• 6.1.5 Поверке подлежат только ИК, имеющиеся в комплексе, в соответствии с его составом, приведенном в таблице 1.9.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

• 6.1.6 Интервал между поверками 4 года.

• 6.2.1 При проведении поверки должны быть выполнены операции, указанные в таблице 6.1.

• 6.2.2 При получении отрицательных результатов на любой операции поверки, поверку прекращают, комплекс признают непригодным для эксплуатации.

• 6.3.1 При проведении поверки СИ, входящих в состав комплекса, применяют средства поверки, указанные в методиках поверки этих СИ.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

• 6.3.2 Метод поверки комплекса - расчетный.

• 6.4.1 К поверке допускаются лица, изучившие настоящую методику, руководство по эксплуатации ТЭКОН-20К и средств поверки, прошедшие обучение в качестве поверителей средств измерений и работающие в организации, аккредитованной на право поверки.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

• 6.4.2 При проведении поверки соблюдают требования безопасности, предусмотренные Приказом Минтруда России от 24.07.2013 N 328н "Об утверждении Правил по охране труда при эксплуатации электроустановок", ГОСТ 12.2.007.0-75, ГОСТ 12.1.019-2009, ГОСТ 12.2.091-2012, а также требова-

Т10.00.93 РЭ

ния безопасности, указанные в технической документации на СИ, входящие в состав комплекса, средства поверки и вспомогательное оборудование.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

Поверку проводят в нормальных условиях:

• • температура окружающего воздуха, °C                            20 ± 10;

• • относительная влажность воздуха, %                          От 30 до 80;

• • атмосферное давление, кПа (мм рт. ст.)        От 84 до 106,7 (от 630 до 795);

Таблица 6.1 - Перечень операций поверки

(Измененная редакция, Изм. № 1).

• 6.6.1 Комплекс и СИ, входящие в его состав, подготавливают к работе в соответствии с эксплуатационной документацией указанных СИ.

• 6.7.1 Внешний осмотр

При внешнем осмотре проверяют:

• • соответствие комплектности комплекса настоящему РЭ;

• • наличие действующих свидетельств о поверке или знаков поверки в эксплуатационной документации, подтверждающих проведение поверки каждого СИ, входящего в состав комплекса;

• комплектность, маркировку наличие необходимых надписей на наружных панелях, отсутствие механических повреждений СИ, входящих в состав комплекса.

• 6.7.2 Опробование

  • 6.7.2.1 При опробовании проверяют исправность органов управления и индикации СИ, входящих в состав комплекса, соответствие диапазонов измерений СИ, используемых в составе комплекса, значениям, указанным в картах программирования преобразователей расчетно-измерительных.

  • 6.7.2.2 Опробование считают успешным, если корректно отображаются все названия и значения параметров, отсутствует индикация отказов, ошибок программирования и нештатных ситуаций; диапазоны измерений СИ, входящих в состав комплекса, соответствуют значениям, указанным в картах программирования преобразователей расчетно-измерительных, и фактическим значениям измеряемых параметров.

• 6.7.3 Проверка идентификационных данных программного обеспечения

Проверка идентификационных данных программного обеспечения проводится сравнением идентификационных данных программного обеспечения на дисплеях преобразователей расчетно-измерительных из состава комплекса с идентификационными данными, указанными в таблице 1.5.

Результаты считают положительными, если идентификационные данные программного обеспечения соответствуют приведенным в таблице 1.5.

• 6.7.4 Определение погрешности ИК температуры

  • 6.7.4.1 Абсолютную погрешность ИК температуры жидкостей и пара (A(t)), определяют в 5 точках диапазона измерений, для ИК температуры жидкости -(О, 50, 100, 150, 200) °C, для ИК температуры пара - (100, 150, 250, 400, 600) °C по формуле:

Aft) = К(/)² + Л„(<)^!             •                         (6.1)

где A_B(t) - предел допускаемой абсолютной погрешности преобразователя расчетно-измерительного при измерении температуры, °C,

МО - предел допускаемой абсолютной погрешности ИП температуры, °C, 8биз(0 - предел допускаемой относительной погрешности барьера искро-защиты в ИК температуры, при наличии его в составе комплекса, %.

• 6.7.4.2 Результаты считают положительными, если для каждого ИК температуры вычисленные значения A(t) во всех поверяемых точках находятся в интервале ± (0,6+0,004-|t|), °C, где t - значение температуры в поверяемой точке, °C.

• 6.7.4.3 Относительную погрешность ИК термодинамической температуры газа (смеси газов) (8(Т)), %, определяют по формуле:

S(T) = max {\A(t)/((t+273,15)\ -100)},                         (6.2)

где A(t) - абсолютная погрешность ИК температуры, °C, определяемая по формуле (6.1) в 5 точках, равномерно распределенных по диапазону измерения температуры газа, определяемому по таблице 1.7, а если не указано - по таблице

• 1.1 в зависимости от типа газа (смеси):

  (-23, 0, +20, +50, +76,85) °C

  (-10, +20, +100, +150, +226) °C

  (-50, 0, +50,+100,+120) °C

  (-73, 0, +50, +100, +151,85) °C (-53, 0, +50,+100,+151,85) °C

  (-73, 0, +50, +100, +126,85) °C

(Природный газ);

(Нефтяной газ);

(Воздух);

(Кислород, азот, аргон, водород, аммиак);

(Диоксид углерода, ацетилен);

(Смесь газов);

t - значение температуры в поверяемой точке, °C.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

6ЛАД Результаты считают положительными, если для каждого ИК температуры вычисленные значения 5(Т) находятся в интервалах, приведенных в таблице 1.3 для уровня точности измерений поверяемого ИК.

• 6.7.5 Определение погрешности ИК давления и разности давления

  • 6.7.5.1 Приведенную погрешность ИК давления (у(Р)) и разности давления (у(ЛР)) определяют по формулам:

1(Р) = р/^р)²⁺МЛ² + МП²+х_вв(П²,              (6.2.1)

Ч(&Р) = р» ² + /„ (АР)² +(ДР)² + (ДР)²,             (6.2.2)

где у_в(Р) - предел допускаемой приведенной погрешности преобразователя расчетно-измерительного при измерении давления и разности давления, %,

Уп(Р) - предел допускаемой основной приведенной погрешности ИП давления, %,

Уп(АР) —предел допускаемой основной приведенной погрешности ИП разности давления, %,

Уд(Р) - предел допускаемой дополнительной приведенной погрешности ИП давления при изменении температуры окружающего воздуха в диапазоне условий эксплуатации ИП в месте его установки (для газов по данным таблицы 1.7), %,

Уд(АР) - предел допускаемой дополнительной приведенной погрешности ИП разности давления при изменении температуры окружающего воздуха в диапазоне условий эксплуатации ИП в месте его установки (для газов по данным таблицы 1.7),%,

Убиз(Р), Убиз(АР) - пределы допускаемой приведенной погрешности барьеров искрозащиты в ИК давления и разности давлений соответственно, при наличии их в составе комплекса, %.

• 6.7.5.2 Относительную погрешность ИК давления (5(Р)) и разности давления (5(ДР)) газов и газовых смесей определяют по формулам:

8(Р) = ^-у(Р),                                      (6.3)

¹ min

• /(АР),                                                (6.4)

AP_min

Т10.00.93 РЭ где P_mjn , Ртах - нижний и верхний пределы диапазона измерений давления в одинаковых единицах измерений, определяемые по таблице 1.7,

AP_min , APmax - нижний и верхний пределы диапазона измерений разности давления в одинаковых единицах измерений.

• 6.7.5.3 Результаты считают положительными, если рассчитанные значения у(Р), у(АР) для каждого ИК давления и разности давления находятся в интервале ± 2 % для жидкости и ± 1 % для пара, и рассчитанные значения 8(Р), 8(АР) для каждого ИК давления и разности давления газа (смеси газов) находятся в интервалах, приведенных в таблице 1.3 для уровня точности измерений поверяемого ИК.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

• 6.7.6 Определение относительной погрешности ИК массы, расхода и объема газа

  • 6.7.6.1 Относительную погрешность ИК массы, расхода и объема газа (смеси газов), приведенного к стандартным условиям (8(V)), определяют по формуле: 3(V)           + S(T)² + <5(/>)² +<5(G)²,                           (6.5)

где 8b(V) - предел допускаемой относительной погрешности преобразователя расчетно-измерительного при расчете массы или объема газа, приведенного к стандартным условиям по измеренным значениям температуры, давления, объемного расхода в рабочих условиях или разности давлений на СУ, %.

8(Т) - относительная погрешность ИК термодинамической температуры газа (смеси газов), определяемая по формуле (6.2),

8(Р) - относительная погрешность ИК абсолютного давления, определяемая:

• - при измерении ИП абсолютного давления по формуле (6.3),

• - при измерении ИП избыточного и атмосферного давления по формуле (6.6)

• - при измерении ИП избыточного давления и принятии атмосферного давления условно-постоянной величиной по формуле (6.7)

/«w²⁺^^!                         +/_да<п")

О(Р) =                                         _:--------------------------------------------

^z                                                   / ри-зо . pamux

x^-* min ■* min /

A²

aniM

• 100

a nut

i aniM max

где y_B(P) - предел допускаемой приведенной погрешности преобразователя расчетно-измерительного при измерении давления, %,

Упи(Р) - предел допускаемой основной приведенной погрешности ИП избыточного давления, %,

Упа(Р) - предел допускаемой основной приведенной погрешности ИП атмосферного давления, %,

Уди(Р) - предел допускаемой дополнительной приведенной погрешности ИП избыточного давления при изменении температуры окружающего воздуха в

диапазоне условий эксплуатации ИП в месте его установки по данным таблицы 1.7,%,

Уда(Р) ~ предел допускаемой дополнительной приведенной погрешности ИП атмосферного давления при изменении температуры окружающего воздуха в диапазоне условий эксплуатации ИП в месте его установки по данным таблицы 1.7,%,

Ртт*⁴³⁰ , Ртах^Из6 - нижний и верхний пределы диапазона измерений избыточного давления, кПа,

Pmi_n^a™, Pmax^a™ - нижний и верхний пределы диапазона измерений атмосферного давления, кПа,

8(G) - относительная погрешность ИК расхода (объема) в рабочих условиях, %, определяемая:

• - при измерении с помощью СУ по формуле (6.8);

• - при измерении расходомером по формуле (6.9) в диапазоне расхода по данным таблицы 1.7.

3(G) = 0,5-3(4 Р),                                            (6.8)

ад; = ^(су+в_п(су+«„₃(ву,                   (6.9)

где 5(АР) - относительная погрешность ИК разности давления, определяемая по формуле (6.4), %,

8b(G) - предел допускаемой относительной погрешности преобразователя расчетно-измерительного при измерении расхода расходомером, %,

8n(G) - предел допускаемой относительной погрешности ИП расхода (объема), %.

8bh3(G) - предел допускаемой относительной погрешности барьера искро-защиты в ИК расхода (объема), при наличии его в составе комплекса, %.

• 6.7.6.2 Результаты считают положительными, если для каждого ИК массы, расхода и объема газа (смеси газов) рассчитанные значения 8(G) и 8(V) находятся в интервалах, приведенных в таблице 1.3.

• 6.7.7 Определение относительной погрешности ИК массы жидкости и пара

  • 6.7.7.1 Относительную погрешность ИК массы жидкости и пара (8(М)) определяют по формуле:

3(М) = ^3_H(M)²+8(G)²,                                  (6.10)

где 8в(М) - предел допускаемой относительной погрешности преобразователя расчетно-измерительного при расчете массы, %,

8(G) - относительная погрешность комплекса при измерении объемного расхода жидкости или пара, определяемая:

• - при измерении с помощью СУ по формуле (6.8).

• - при измерении расходомером по формуле (6.9)

• 6.7.7.2 Результаты считают положительными, если для каждого ИК массы жидкости и пара рассчитанные значения 5(М) находятся в интервале ± 2 % для ИК массы жидкости и в интервале ± 3 % для ИК массы пара.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

• 6.7.8 Определение относительной погрешности ИК тепловой энергии

  • 6.7.8.1 Относительную погрешность ИК тепловой энергии закрытых систем теплоснабжения и отдельных трубопроводов (8(Q₃bc)) определяют в 5 точках диапазона измерений разности температур в подающем и обратном трубопроводе (разности между температурой жидкости в отдельном трубопроводе и температурой холодного источника) (3, 10, 50, 145, 195) °C по формуле:

$Юзвс) =        +S(&t)² +6(М)² ,                        (6.11)

где 3_B(Q) - предел допускаемой относительной погрешности преобразователя расчетно-измерительного при расчете тепловой энергии воды, %,

8(М) - относительная погрешность комплекса при измерении массы (расхода) жидкости, определяемая по формуле (6.10),

8(At) - относительная погрешность комплекса, %, при измерении разности температуры жидкости, определяемая:

- в отдельном трубопроводе относительно температуры холодного источника, заданной условно-постоянной величиной, по формуле:

где Лв(0 - предел допускаемой абсолютной погрешности преобразователя расчетно-измерительного при измерении температуры, °C,

An(trec) ^_ предел допускаемой абсолютной погрешности ИП температуры в трубопроводе, °C,

At - значение разности температуры в поверяемой точке относительно температуры холодного источника, °C.

- между двумя трубопроводами закрытых и открытых систем теплоснабжения по формуле:

(6.13)

где At - значение разности температур в поверяемой точке, °C,

An(At) - предел допускаемой абсолютной погрешности первичных ИП при измерении разности температур, °C, определяемый:

• - при измерении ИП разности температур в соответствии с описанием типа на ИП

• - при измерении двумя независимыми ИП температуры по формуле:

Ал(А0 =        +                                        (6-14)

где A_n(ti), A_n(ti) - пределы допускаемой абсолютной погрешности ИП температуры, °C.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

• 6.7.8.2 Относительную погрешность ИК тепловой энергии открытых водяных систем теплоснабжения (8(Q_Obc)) определяют по формуле (6.15):

- при измерении расхода в подающем (или обратном) трубопроводе и в трубопроводе ГВ С (подпитки) в 5 точках диапазона измерений разности температур в подающем и обратном трубопроводе (3, 10, 50, 145, 195) °C при отношении масс воды в трубопроводе ГВС и в контуре отопления в одинаковых единицах т_гвс/т_от= 0,05, при температуре воды в подающем трубопроводе t_n(W = 200 °C, в трубопроводе ГВС t_rBC = 65 °C и в трубопроводе подпитки t_xll = 5 °C ;

- при измерении расхода в подающем и обратном трубопроводах для каждого диапазона измерений разности температур в подающем и обратном трубопроводах (от 3 до 20) °C, (свыше 20 до 200) °C, в точках, выбранных в соответствии с таблицей 6.2; при этом значение массы воды в контуре отопления (т_от) принимают равным массе воды в подающем трубопроводе (ш_под) (отбор воды на ГВС из обратного трубопровода); значение массы воды в трубопроводе ГВС (т_гвс) принимают равным разности масс воды в подающем (ш_под) и обратном (т_обр) трубопроводах.

Таблица 6.2

^+к-- -(^ло² + w„„)²) + ^ -<<5(а<,„)² + <W«)²),      (6.15)

где ko_T , к_гвс - коэффициенты отбора тепловой энергии в контур отопления и на ГВС соответственно, определяемые по формулам:

к_гвс=——^----------,                     (6.17)

772

—^■(t -t } + kt

\ гвс хи/

т

' от

где т_гвс/т_от - отношение масс воды в трубопроводе ГВС и в контуре отопления в одинаковых единицах,

At -разность температур воды в подающем и обратном трубопроводе, °C, tree - верхний предел диапазона измерений температуры ГВС, °C, t_xll - температура холодного источника (в трубопроводе подпитки), °C,

8b(Q) - предел допускаемой относительной погрешности преобразователя расчетно-измерительного при расчете тепловой энергии воды, %,

5(At) - относительная погрешность комплекса при измерении разности температур в подающем и обратном трубопроводе, определяемая по формуле (6.13),

8(М_0Т) - относительная погрешность комплекса при измерении массы (расхода) воды на отопление в подающем или обратном трубопроводе (в зависимости от точки отбора воды на ГВС), %, определяемая по формуле (6.10),

8(At_rBC) - относительная погрешность комплекса при измерении разности температур воды в трубопроводе ГВС и трубопроводе подпитки (холодного источника), определяемая по формуле (6.13), относительно температуры холодного источника, заданной условно-постоянной величиной - по формуле (6.12),

8(М_ГВС) - относительная погрешность комплекса при измерении массы (расхода) воды на ГВС, %, определяемая:

• - при измерении расхода в трубопроводе ГВС (подпитки) по формуле (6.10),

• - при измерении расхода в подающем и обратном трубопроводах по формуле: где 8(М_П0Д) - относительная погрешность комплекса при измерении массы (расхода) воды в подающем трубопроводе, %, определяемая по формуле (6.10), 8(М_обр) - относительная погрешность комплекса при измерении массы (расхода) воды в обратном трубопроводе, %, определяемая по формуле (6.10), т_ПОд/т_Гвс - отношение масс воды подающем трубопроводе и в трубопроводе ГВС в одинаковых единицах,

  

  (6.18)

т_обр/п1_ГВс - отношение масс воды в обратном трубопроводе и в трубопроводе ГВС в одинаковых единицах.

• 6.7.8.3 Относительную погрешность ИК тепловой энергии паровых систем теплоснабжения (8(Qnc)), %, определяют по формуле:

S(Qnc) =                   ,                                 (6.19)

где MQ) - предел допускаемой относительной погрешности преобразователя расчетно-измерительного при расчете тепловой энергии пара, %,

8(М_ПОД) - относительная погрешность комплекса при измерении массы (расхода) пара в подающем трубопроводе, определяемая по формуле (6.10).

• 6.7.8.4 Результаты считают положительными, если :

- для каждого ИК открытых водяных систем теплоснабжения при измерении расхода в подающем (или обратном) трубопроводе и в трубопроводе ГВС (подпитки), а также закрытых водяных систем теплоснабжения и отдельных трубопроводов во всех поверяемых точках рассчитанные значения 8(Q3bc), 8(Qobc) находятся в интервале ± (2+12/At + 0,0rG_max/G_mi_n), где G_min, G_max - нижний и верхний пределы диапазона измерений ИП расхода в подающем трубопроводе;

• - для каждого ИК открытых водяных систем теплоснабжения при измерении расхода в подающем и обратном трубопроводах рассчитанные значения 8(Qobc)j %, во всех поверяемых точках находятся в интервалах:

при отношении ш_Обр/ш_под < 0,5 , в диапазоне At (от 3 до 20 °C), %..............±5,

при отношении т_обр/т_под < 0,95 , в диапазоне At (свыше 20 до 200) °C, % ... ± 4, где т_под , т_Об_Р - масса воды в подающем и обратном трубопроводах

соответственно, в одинаковых единицах;

At - разность температур в подающем и обратном трубопроводах, °C

• - для каждого ИК тепловой энергии паровых систем теплоснабжения рассчитанные значения (8(Qnc) находятся в интервале ± 3 %.

• 6.7.9 Определение относительной погрешности ИК электроэнергии

  • 6.7.9.1 Относительную погрешность ИК электроэнергии (8(W)), %, определяют по формуле:

%W) =^,(И')^!+г„(ж)^!,                               (6.20)

где 8_B(W) - предел допускаемой относительной погрешности преобразователя расчетно-измерительного при расчете электроэнергии, %,

§n(W) - предел допускаемой относительной погрешности ИП электроэнергии, %.

• 6.7.9.2 Результаты считают положительными, если для каждого ИК электроэнергии рассчитанные значения 8(W) находятся в интервале ± 2 %.

• 6.7.10 Определение суточного хода часов

  • 6.7.10.1 Суточный ход часов комплекса определяют при поверке преобразователей расчетно-измерительных.

• 6.7.11 Результаты расчета регистрируют в протоколе поверки произвольной формы.

• 6.8.1 При положительных результатах поверки комплекс признают пригодным к эксплуатации и оформляют свидетельство о поверке в соответствии с Приказом Минпромторга № 1815 от 02.07.2015 г. или регистрируют результаты в таблице 6.3.

• 6.8.2 При отрицательных результатах поверки комплекс признают непри

годным к дальнейшей эксплуатации, выдают извещение о непригодности с указанием причин в соответствии с Приказом Минпромторга №  1815

от 02.07.2015 г. и регистрируют результаты в таблице 6.3.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

Таблица 6.3

• 7 ТЕКУЩЕЕ ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ

• 7.1.1 Ремонт комплекса производится на предприятии-изготовителе.

• 7.2.1 При обнаружении неисправности комплекса в период действия гарантийных обязательств, а также при обнаружении некомплектности при первичной приемке комплекса, потребитель должен выслать в адрес предприятия-изготовителя письменное извещение со следующими сведениями:

заводской номер комплекса, дата выпуска и дата ввода комплекса в эксплуатацию; сведения о наличии пломб предприятия-изготовителя; сведения о характере дефекта (или некомплектности); сведения о наличии у потребителя контрольноизмерительной аппаратуры для проверки комплекса; адрес, по которому должен прибыть представитель предприятия-изготовителя, номер телефона.

• 7.2.2 При обнаружении неисправности комплекса по истечении гарантийных сроков, потребитель должен выслать в адрес предприятия-изготовителя неисправные ИП и преобразователи расчетно-измерительные с заполненными формулярами и формуляром на комплекс с письменным извещением и описанием дефекта.

• 7.2.3 Адрес предприятия-изготовителя: 620027, г. Екатеринбург, Луначарского, 48 - 60.

• 7.2.4 Рекламации регистрируют в таблице 7.1

Таблица 7.1

• 8 ТРАНСПОРТИРОВАНИЕ И ХРАНЕНИЕ

• 8.1.1 Транспортирование упакованного комплекса должно производиться в крытых транспортных средствах всеми видами транспорта, авиатранспортом только в герметизированных и отапливаемых отсеках.

• 8.2.1 Хранение комплекса должно производиться в соответствии с требованиями ГОСТ Р 52931.

Таблица 9.1

Всего в документе 27 пронумерованных страниц. Отпечатано в России.

27