标准编号:	GB/T 18604-2023
中文名称:	用气体超声流量计测量天然气流量
英文名称:	Measurement of natural gas flow by gas ultrasonic flow meters
中标分类:	E98    油、气集输设备
行业分类:	GB    国家标准
ICS分类:	75.180.30 75.180.30    容积测量和容积设备 75.180.30
发布机构:	国家市场监督管理总局 国家标准化管理委员会
发布日期:	2023-05-23
实施日期:	2023-12-1
标准状态:	即将实施
替代旧标准:	GB/T 18604-2014 用气体超声流量计测量天然气流量
翻译语言:	英文
文件格式:	PDF
中文字符数:	45000 字
翻译价格(元):	3150.00 元
交付时间:	付款后 1 个工作日

Foreword



Codeofchina.com is in charge of this English translation. In case of any doubt about the English translation, the Chinese original shall be considered authoritative.



This document is developed in accordance with the rules given in GB/T 1.1-2020 Directives for standardization - Part 1: Rules for the structure and drafting of standardizing documents.



This document replaces GB/T 18604-2014 Measurement of natural gas flow by gas ultrasonic flow meters. In addition to structural adjustments and editorial changes, the following main technical changes have been made with respect to GB/T 18604-2014:



a) Natural gas flow measurements in "standard facility of measurement and other application places" are added. “This document may serve as a reference for the measurement of natural gas flow by clamp-on gas ultrasonic flow meters” is deleted (see Clause 1 hereof; Clause 1 of Edition 2014);



b) Contents about “parameters” in Clause 3 are deleted (see 3.1 of Edition 2014);



c) The following terms are deleted: velocity sampling interval, flow calibration factor, and maximum error shift with one path failed (see 3.2.12, 3.2.16 and 3.2.17 of Edition 2014);



d) "Natural gas composition" is added (see 4.2.2 hereof; 4.2.2 of Edition 2014);



e) The following is deleted: "Under normal gas transmission working conditions, the attachments in the meter body (such as condensate or oil residues with processing impurities, dust and sand) will reduce the flow area of the flow meter and thus affect the measuring accuracy, and they may also hinder or attenuate the ultrasonic signals transmitted and received by the ultrasonic transducer, or affect the reflection of ultrasonic signals on the inner wall of the meter body. Therefore, the flow meter shall be inspected and cleaned regularly" (see 5.1 of Edition 2014);



f) Components for which temperature requirements are added include the meter body, field-mounted electronic facilities, and associated peripheral equipment, connecting cables, and ultrasonic transducer (see 5.3 hereof);



g) The length and diameter requirements for flow meters are changed, and the descriptions of equal-diameter and reduced-diameter flow meters and the requirements for inner diameter difference are added (see 7.2.4 hereof; 7.2.4 of Edition 2014);



 

h) The following requirements are added: “The pressure tapping of the reduced flow meter shall be located within the reduced-diameter section, and the connecting pipe at the pressure tapping shall be marked with ‘Pm’ ” and “In case there are multiple ‘Pm’ pressure tappings, the difference of pressure readings at these pressure tappings at the maximum flow shall not exceed 100 Pa” (see 7.2.6 hereof; 7.2.6 of Edition 2014);



i) Modifications are made to the requirements for configuration and maintenance software, and for energy/calorific value display function, and function of reliable preservation of parameter settings and non-alterable event recording (see 7.5.2 hereof; 7.5.2 of Edition 2014);



j) Schematic diagrams for installation of ultrasonic flow meter for unidirectional and bidirectional measurements are added (see 8.2.1 hereof);



k) The following requirement is added: “The roughness (Ra) of inner surface of the upstream and downstream straight lengths adjacent to the flow meter should not be greater than 3.2 × 10-6 m” (see 8.2.4 hereof);



l) The followings are added: “If the insertion depth is greater than 1/3D, the thermometer sleeve needs to be subject to special design”, and “or other measures shall be taken to prevent the influence of ambient temperature on the measurement performance of the flow meter.” (see 8.2.5 hereof);



m) Requirements for series measurement are added (see 8.2.8 hereof);



n) Requirements for periodic inspection are added (see 8.3.2 hereof);



o) Requirements for offset inspection are added (see 8.3.3 hereof)；



p) The standard on which the calculation method in sound speed test is based is replaced with GB/T 30500 (see 9.2.3 hereof; 9.1.3 of Edition 2014);



q) The requirement for “Equation 7 for evaluating volume flow-rate measurement uncertainty subject to flow calibration under standard reference conditions” is modified (see 10.2.2 hereof; 10.4.2 of Edition 2014).



Attention is drawn to the possibility that some content of this document may involve patents. The issuing body of this document shall not be held responsible for identifying any or all such patent rights.



This standard was proposed by and is under the jurisdiction of SAT/TC 355 National Technical Committee on Petroleum and Natural Gas of Standardization Administration of China.



This document was issued in 2001 as the first edition, its first revision was issued in 2014, and this is the second revision.



Measurement of natural gas flow by gas ultrasonic flow meters



1 Scope



This standard specifies requirements on measuring performance, meter body, installation and maintenance, site verification test, as well as flow calculation method and measurement uncertainty estimation in connection with plug-in gas ultrasonic flow meters using transit-time difference method (hereinafter referred to as “flow meters”).



This document is applicable to the measurement of natural gas flow in gathering and transportation facilities, gas transmission pipelines, storage facilities, gas distribution systems, measurement systems of the users, standard facilities of measurement, and other application places.



2 Normative references



The following documents contain provisions which, through reference in this text, constitute provisions of this document. For dated references, only the edition cited applies. For undated references, the latest edition (including any amendments) applies.



GB/T 2624.2 Measurement of fluid flow by means of pressure differential devices inserted in circular cross-section conduits running full - Part 2: Orifice plates

GB/T 3836.1 Explosive atmospheres - Part 1: Equipment - General requirements

GB/T 3836.2 Explosive atmospheres - Part 2: Equipment protection by flameproof enclosures “d”

GB/T 3836.4 Explosive atmospheres - Part 4: Equipment protection by intrinsic safety “i”

GB/T 4208 Degrees of protection provided by enclosure (IP code)

GB/T 11062 Natural gas - Calculation of calorific values, density, relative density and Wobbe index

GB/T 13610 Analysis of natural gas composition - Gas chromatography

GB/T 17747 (all parts) Natural gas - Calculation of compression factor

GB/T 21446 Measurement of natural gas flow by means of standard orifice meter

GB/T 30500 Ultrasonic gas flow meter performance online audit - Method using speed of sound checking

GB/T 35186 Performance evaluation of measuring system for natural gas

JJG 1030 Ultrasonic flowmeters

SY/T 0599 Specification for sulfide stress cracking and stress corrosion cracking resistant metallic materials for natural gas surface facilities



3 Terms and definitions



For the purposes of this document, the following terms and definitions apply.



3.1

transit-time difference method

method for the measurement of gas flow, which determines average flow velocity along acoustic path by transmit-time difference between two ultrasonic signals transmitted downstream and upstream within the same stroke of the flowing gas



[Source: GB/T 8423.4-2022, 4.1.25, modified]



3.2

ultrasonic transducer

component that converts acoustic energy into electrical signals or converts electrical signals into acoustic energy



Note: Ultrasonic transducers are usually installed in pairs and work at the same time.



[Source: GB/T 8423.4-2022, 4.1.22]



3.3

signal processing unit; SPU

electronic equipment composed of electronic components and microprocessor system, having the functions of receiving signals from ultrasonic transducer, processing measurement signals, and displaying, outputting and recording measurement results



Note: It is part of the flow meter.



3.4

meter body

pipe section for the tested gas to pass through, equipped with components such as ultrasonic transducers and couplings for pressure measurements, and specially manufactured to comply with requirements of relevant standards in all aspects



[Source: GB/T 8423.4-2022, 4.1.26]



3.5

acoustic path

actual transmission route of ultrasonic signals between a pair of transmitting and receiving ultrasonic transducers



[Source: GB/T 8423.4-2022, 4.1.27]



3.6

path length

L

straight length between end faces of a pair of ultrasonic transducers



Note: See Figure 1.



[Source: GB/T 8423.4-2022, 4.1.28, modified]





Key:

D——the measured inner diameter of the pipe;

L——the path length;

φ——the path angle;

TX1——the ultrasonic transducer 1;

TX2——the ultrasonic transducer 2;

X——the axial distance between ultrasonic transducer 1 and ultrasonic transducer 2.



Figure 1 Schematic diagram for geometrical relationship in plug-in measurement of gas ultrasonic flow



3.7

axial distance

X

projected length of the path length on the line parallel to the pipe axis



Note: See Figure 1.



[Source: GB/T 8423.4-2022, 4.1.29, modified]



 

3.8

transmission angle; path angle

φ

included angle between the acoustic path and the pipe axis



Note: See Figure 1.



[Source: GB/T 8423.4-2022, 4.1.30, modified]



3.9

average flow velocity along acoustic path



gas flow velocity in the plane determined by the acoustic path and the flow direction



[Source: GB/T 8423.4-2022, 4.1.39]



3.10

mean axial fluid velocity

V

ratio of flowrate to cross-sectional area



[Source: GB/T 8423.4-2022, 4.1.40]



3.11

velocity distribution correction

kc

ratio of mean axial fluid velocity to average flow velocity along acoustic path



[Source: GB/T 8423.4-2022, 4.1.41]



3.12

zero-flow reading

maximum permissible flow velocity reading of the gas under static state



3.13

transition flowrate

qt

flowrate between the maximum and minimum flowrates



Note: It divides the flowrate range into two zones, namely "high zone (qt–qmax)" and "low zone (qmin–qt)", which have different maximum permissible errors.



[Source: GB/T 8423.4-2022, 4.1.4]



3.14

maximum peak-to-peak error; MPPE

difference between the maximum error point of upper limit and that of lower limit of the flow meter within the specified flowrate range



[Source: GB/T 8423.4-2022, 4.2.4, modified]



3.15

speed of sound deviation; SOS deviation

maximum relative deviation between the average speed of sound measured by the flow meter and the theoretical speed of sound



[Source: GB/T 8423.4-2022, 4.1.38]



3.16

metering package

package composed of the flow meter, and the auxiliary upstream and downstream straight lengths, temperature tapping, pressure tapping, and flow conditioner



[Source: GB/T 8423.4-2022, 3.3.17]

Foreword i
1 Scope
2 Normative references
3 Terms and definitions
4 Principle of measurement
4.1 Basic principle
4.2 Influencing factors of measuring accuracy
5 Working conditions
5.1 Natural gas quality
5.2 Pressure
5.3 Temperature
5.4 Flow range and flow direction
5.5 Velocity distribution
6 Measurement performance requirements
6.1 General requirements
6.2 Measurement performance requirements for multi-path gas ultrasonic flow meters
6.3 Measurement performance requirements for single-path gas ultrasonic flow meters
6.4 Effect of working conditions on measurement performance
7 Flow meters
7.1 Composition and basic requirements
7.2 Meter body
7.3 Ultrasonic transducers
7.4 Electronic components
7.5 Flow rate computer
8 Requirements for installation and maintenance
8.1 Factors influencing installation
8.2 Pipe configuration
8.3 Maintenance
9 Requirements for on-site validation test
9.1 General
9.2 Test contents and procedures
9.3 Test report
10 Methods for calculating flowrates and estimation on measurement uncertainty
10.1 Methods for calculating flowrates
10.2 Estimation on flowrate measurement uncertainty
Annex A (Informative) Basic principle for the measurement by gas ultrasonic flow meters
Annex B (Informative) Flow calibration of flow meters
Annex C (Normative) End-of-manufacturing test requirements
Annex D (Informative) Provided documents
Annex E (Informative) Generation of acoustic noise and prevention measures
Annex F (Informative) Performance verification test of flow meter and flow conditioner
Annex G (Informative) Inspection and assurance of on-site measurement performance of flow meter
Bibliography
Figure 1 Schematic diagram for geometrical relationship in plug-in measurement of gas ultrasonic flow
Figure 2 Summery of measurement performance requirements for multi-path gas ultrasonic flow meters
Figure 3 Schematic diagram for installation of ultrasonic flow meter for unidirectional measurement
Figure 4 Schematic diagram for installation of ultrasonic flow meter used for bidirectional measurement
Figure A.1 Diagram of turbulent flow velocity distribution in smooth pipe
Figure A.2 Exaggerated curvature diagram of the acoustic path
Figure A.3 Simple detection diagram for received pulses
Figure E.1 Diagram of installation for noise measurement
Figure G.1 Schematic diagram of relative SOS deviation curve of a 5-path flow meter during nitrogen dry calibration and flow calibration
Table E.1 Attenuation of noise by pipe elements at 200kHz
Table G.1 Examples of self-diagnostic information analysis

ICS 75.180.30
CCS E 98
GB
中华人民共和国国家标准
GB/T 18604—2023
代替GB/T 18604—2014



用气体超声流量计测量天然气流量
Measurement of natural gas flow by gas ultrasonic flow meters



2023-05-23发布 2023-12-01实施
国家市场监督管理总局
国家标准化管理委员会 发布
前言
本文件按照GB/T 1.1—2020《标准化工作导则 第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。
本文件代替GB/T 18604—2014《用气体超声流量计测量天然气流量》，与GB/T 18604—2014相比，除结构调整和编辑性改动外，主要技术变化如下：
a)增加了“计量标准装置和其他应用场所”中的天然气流量测量。删除了“外夹式气体超声流量计测量天然气流量参考本文件”(见第1章，2014年版的第1章)；
b)删除了第3章“量”的内容(见2014年版的3.1)；
c)删除了速度采样间隔、实流校准系数、一个声道失效时测量误差的最大偏移术语(2014年版的3.2.12、3.2.16、3.2.17)；
d)增加了“天然气组成”(见4.2.2，2014年版的4.2.2)；
e)删除了“正常输气工作条件下，在流量计表体内的附着物(如凝析液或带有加工杂质的油品残留物、灰和砂等)会减少流量计的流通而积而影响计量准确度，同时附着物还会阻碍或衰减超声换能器发射和接收超声信号，或者影响超声信号在流量计表体内壁的反射，因此对流量计应定期检查清洗”(见2014年版的5.1)；
f)增加了温度要求的部件包括流量计表体、现场安装电子装置，及其相关外部设备、连接电缆和超声换能器内容(见5.3)；
g)更改了流量计长度和口径要求，增加了等径和缩径流量计的说明和内径差的要求(见7.2.4，2014年版的7.2.4)；
h)增加了“缩径流量计的取压口应位于缩径部分，取压口的连接管上应标注‘Pm’和当有多个‘Pm’取压口，在最大流量下，各取压口压力读数的差值不应超过100Pa”的要求(见7.2.6，2014年版的7.2.6)；
i)更改了组态和维护软件要求，能量/热值的显示功能、参数设置可靠保存和不可更改的事件记录功能的要求(见7.5.2，2014年版的7.5.2)；
j)增加了单、双向测量安装示意图(见8.2.1)；
k)增加了“与流量计紧邻的上、下游直管段内表面粗糙度(Ra)不宜大于3.2×10－6m”的要求(见8.2.4)；
l)增加了“插入深度大于1/3D时温度计套管需要特殊设计”，或采取其他措施以防止环境温度对流量计计量性能的影响。”(见8.2.5)；
m)增加了“串联计量”的相关要求(见8.2.8)；
n)增加了“定期检查”的相关要求(见8.3.2)；
o)增加了“偏移量检查”要求(见8.3.3)；
p)将声速测试中计算方法依据的标准更改为GB/T 30500(见9.2.3，2014年版的9.1.3)；
q)更改了“经实流校准的标准参比条件下的体积流量测量不确定度评定公式7”(见10.4.2，2014年版的10.4.2)。
请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。
本文件由全国石油天然气标准化技术委员会(SAC/TC 355)提出并归口。
本文件于2001年首次发布，2014年为第一次修订，本次为第二次修订。
用气体超声流量计测量天然气流量
1 范围
本文件规定了插入式传播时间差法气体超声流量计(以下简称“流量计”)的测量性能、流量计本体、安装和维护、现场验证测试等要求，以及流量计算方法及测量不确定度估算。
本文件适用于集输装置、输气管线、储存设施、配气系统、用户计量系统、计量标准装置和其他应用场所中的天然气流量测量。
2 规范性引用文件
下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。
GB/T 2624.2 用安装在圆形截面管道中的差压装置测量满管流体流量 第2部分：孔板
GB/T 3836.1 爆炸性环境 第1部分：设备 通用要求
GB/T 3836.2 爆炸性环境 第2部分：由隔爆外壳“d”保护的设备
GB/T 3836.4 爆炸性环境 第4部分：由本质安全型“i”保护的设备
GB/T 4208 外壳防护等级(IP代码)
GB/T 11062 天然气 发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法
GB/T 13610 天然气的组成分析 气相色谱法
GB/T 17747(所有部分) 天然气压缩因子的计算
GB/T 21446 用标准孔板流量计测量天然气流量
GB/T 30500 气体超声流量计使用中检验 声速检验法
GB/T 35186 天然气计量系统性能评价
JJG 1030 超声流量计
SY/T 0599 天然气地面设施抗硫化物应力开裂和应力腐蚀开裂金属材料技术规范
3 术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
传播时间差法 transit-time difference method
在流动气体中的相同行程内，用顺流和逆流传播的两个超声信号的传播时间差来确定沿声道的气体平均流速所进行的气体流量测量方法。
[来源：GB/T 8423.4—2022，4.1.25，有修改]
3.2
超声换能器 ultrasonic transducer
把声能转换成电信号和反过来把电信号转换成声能的组件。
注：一般都是成对安装，并同时工作。
[来源：GB/T 8423.4—2022，4.1.22]
3.3
信号处理单元 signal processing unit；SPU
由电子组件和微处理器系统组成，具有接受超声换能器信号、处理测量信号、显示、输出及记录测量结果等功能的电子设备。
注：流量计的一部分。
3.4
流量计表体 meter body
安装超声换能器和测压接头等部件，并经过特殊制造，在各方面都符合有关标准规定的被测气体通过的管段。
[来源：GB/T 8423.4—2022，4.1.26]
3.5
声道 acoustic path
在一对发射和接收超声换能器间的超声信号传播的实际路径。
[来源：GB/T 8423.4—2022，4.1.27]
3.6
声道长度 path length
L
一对超声换能器端面之间的直线长度。
注：见图1。
[来源：GB/T 8423.4—2022，4.1.28，有修改]

标引序号说明：
D——测量管内径；
L——声道长度；
φ——声道角；
TX1——超声换能器1；
TX2——超声换能器2；
X——超声换能器1与超声换能器2的声道距离。
图1 插入式气体超声流量测量的简化几何关系示意图
3.7
声道距离 axial distance
X
声道长度在管道轴线的平行线上的投影长度。
注：见图1。
[来源：GB/T 8423.4—2022，4.1.29，有修改]
3.8
声道角 transmission angle；path angle
φ
声道与管道轴线间的夹角。
注：见图1。
[来源：GB/T 8423.4—2022，4.1.30，有修改]
3.9
气体沿声道的平均流速 average flow velocity along acoustic path

在声道和流动方向所决定的平面内的气体流速。
[来源：GB/T 8423.4—2022，4.1.39]
3.10
气体轴向平均流速 mean axial fluid velocity
V
流量与测量横截面面积之比。
[来源：GB/T 8423.4—2022，4.1.40]
3.11
速度分布校正系数 velocity distribution correction
kc
气体轴向平均流速与沿声道的平均流速之比。
[来源：GB/T 8423.4—2022，4.1.41]
3.12
零流量读数 zero-flow reading
在气体静止状态下的最大允许流速读数。
3.13
分界流量 transition flowrate
qt
在最大流量和最小流量之间的流量值。
注：它将流量范围分割成两个区，即“高区(qt～qmax)”和“低区(qmin～qt)”，两个区的最大允许误差不同。
[来源：GB/T 8423.4—2022，4.1.4]
3.14
最大峰间误差 maximum peak-to-peak error；MPPE
流量计在规定的流量范围内上限最大误差点和下限最大误差点之间的差值。
[来源：GB/T 8423.4—2022，4.2.4，有修改]
3.15
声速偏差 speed of sound deviation；SOS deviation
流量计测量得到的平均声速与理论计算声速之间的最大相对偏差。
[来源：GB/T 8423.4—2022，4.1.38]
3.16
流量计组件 metering package
由流量计、配套使用的上下游直管段、测温孔、取压孔以及流动调整器共同组成的组件。
[来源：GB/T 8423.4—2022，3.3.17]
4 测量原理
4.1 基本原理
传播时间差法气体超声流量计是通过测量高频声脉冲传播时间得出气体流量的速度式流量计。传播时间是通过在管道外或管道内成对的换能器之间传送和接收到的声脉冲进行测量的。声脉冲沿斜线方向传播(见图1)，顺流传送的声脉冲被气流加速，而逆流传送的声脉冲则会被减速。其传播时间差与气体的轴向平均流速有关，从而使用数值计算技术计算出在工作条件下通过气体超声流量计的气体轴向平均流速和流量。见附录A。
4.2 测量准确度的影响因素
4.2.1 影响测量准确度的内部因素主要为：
a)流量计表体几何尺寸和超声换能器位置参数的准确度及稳定性；
b)用于传播时间测量的超声换能器和电子部件的质量和准确度，包括电子时钟的稳定性；
c)用于传播时间检测和平均流速计算的采样周期和积分计算方法；
d)校准，包括对电子部件和超声换能器信号滞后的补偿。
4.2.2 影响测量准确度的内部因素主要为：
a)气流速度分布；
b)温度梯度；
c)气流脉动；
d)声学和电磁噪声；
e)固体和液体沉积；
f)几何尺寸随时间推移的变化；
g)天然气组成。
5 工作条件
5.1 天然气气质
流量计所测量的天然气组分应在GB/T 17747(所有部分)所规定的范围内，天然气的相对密度为0.55～0.80。
当出现下列任一情况时，应向制造厂咨询流量计的材质、超声换能器的选型，以及流量计计量准确度是否满足要求：
a)CO2含量超过10％；
b)在接近天然气混合物临界密度的条件下工作；
c)总硫含量超过460mg/m3。
注：总硫含量是指包括硫醇、硫化氢、硫醚在内的所有硫化合物的总含量。
5.2 压力
超声换能器的最低工作压力应保证声脉冲在天然气中能正常传播。
5.3 温度
制造厂应根据用户的实际工况要求提供满足温度范围要求的流量计，包括流量计表体、现场安装电子装置，及其相关外部设备、电缆连接和超声换能器规定工作和环境温度范围。流量计的工作介质温度宜为(－20～60)℃，且工作环境温度范围宜为(－40～60)℃。
5.4 流量范围及流动方向
流量计的流量测量范围由气体的实际流速确定，被测天然气的典型流速范围宜为(0.3～30)m/s。用户应核实被测气体流速在制造厂声明的流量范围内，且流量计性能应符合第6章的规定。
由于存在温度梯度和非理想的速度分布，低于分界流量qt工作的超声流量计可能产生较大的测量不确定度。
流量计具有双向测量的能力，且双向测量的准确度相同。用户应指出是否需要双向测量，以便制造厂适当组态信号处理单元参数。
5.5 速度分布
理想条件下，进入流量计的天然气流态应是对称的充分发展的紊流速度分布。上游管路配置(即各种上游管道配件、调压阀以及直管段的长度等)会影响进入流量计的气体速度剖面，从而影响测量准确度，影响的大小和正负在一定程度上与流量计的补偿能力相关。
6 测量性能要求
6.1 总体要求
本章规定了流量计应满足的一组最低测量性能要求。在进行实流校准系数调整之前，流量计就应满足这些性能要求，以保证不因进行校准系数调整而掩盖了流量计自身的问题和缺陷。
注：实流校准见附录B。
用户应按照第7章的规定对流量计进行检验，应按照第8章的规定进行安装，以保证流量计在满足最低性能要求基础上提高测量准确度。
对每一结构尺寸的流量计，制造厂应声明流量界限值，即最小流量qmin、分界流量qt和最大流量qmax。不论是否经过实流校准，在制造厂声明的流量范围内，流量计都应满足本章的测量性能要求。
6.2 多声道气体超声流量计测量性能要求
6.2.1 通则
在进行校准系数调整之前，所有多声道气体超声流量计的一般测量性能应满足下列要求：
——重复性：≤0.2％(qt≤q≤qmax)，≤0.4％(qmin≤q＜qt)；
——分辨力：0.001m/s；
——速度采样间隔：≤1s；
——零流量读数：对于每一声道：＜6mm/s；
——声速偏差：±0.2％；
——各声道间的最大声速差：0.5m/s。
注1：多声道气体超声流量计是指有两个或两个以上声道的流量计。
注2：速度采样间隔指一对超声换能器或声道进行相邻两次气体流速测量的时间间隔。
6.2.2 大口径流量计的准确度
在进行校准系数调整之前，口径等于或大于300mm的多声道气体超声流量计应满足图2及下列测量准确度要求：
——最大误差：±0.7％(qt≤q≤qmax)；±1.4％(qmin≤q＜qt)；
——最大峰间误差：0.7％(qt≤q≤qmax)；1.4％(qmin≤q＜qt)。
6.2.3 小口径流量计的准确度
在进行校准系数调整之前，口径小于300mm的多声道气体超声流量计应满足图2及下列测量准确度要求：
——最大误差：±1.0％(qt≤q≤qmax)；±1.4％(qmin≤q＜qt)；
——最大峰间误差：1.0％(qt≤q≤qmax)；1.4％(qmin≤q＜qt)。
注：当声道长度较短时，在紊流气体中测量声波传播时间比较困难，因此对小口径流量计的要求较低。

零流量读数＜6mm/s(对每一声道)
扩展误差限＋1.4％(q＜qt)
小口径流量计误差限(＜DN 300)＝＋1.0％(q≥qt)
大口径流量计误差限(≥DN 300)＝＋0.7％(q≥qt)
未修正的流量计校准曲线
重复性0.2％(q≥qt)
相对示值误差/％
小口径流量计(＜DN 300)
最大峰间误差＝1.0％(q≥qt)
大口径流量计(≥DN 300)
最大峰间误差＝0.7％(q≥qt)
流量/q
大口径流量计误差限(≥DN 300)＝－0.7％(q≥qt)
小口径流量计误差限(＜DN 300)＝－1.0％(q≥qt)
扩展误差限－1.4％(q＜qt)
图2 多声道气体超声流量计测量性能要求汇总
6.3 单声道气体超声流量计测量性能要求
单声道气体超声流量计的测量性能可比多声道气体超声流量计的测量性能要求低，具体指标由制造厂提供。
注：单声道气体超声流量计是指只有一个声道的流量计。
6.4 工作条件对测量性能的影响
在第5章规定的工作条件下，流量计不需任何人工调整就应满足6.1和6.2规定的测量性能要求。当需人工输入物性参数来确定天然气流动条件下的物性参数(密度和黏度等)时，制造厂应给出流量计受这些参数影响的敏感程度，以便当工作条件改变时，用户可确定这些改变所带来的影响是否可以接受。
7 流量计
7.1 组成和基本规定
7.1.1 组成
流量计主要由以下两部分组成：
a)流量计表体、超声换能器及其安装部件。
b)由电子组件和微处理器系统组成的信号处理单元(SPU)。
7.1.2 基本规定
流量计表体和其他所有部件，包括承压构件和外部电子组件，其材料应满足流量计工作条件和计量系统工艺要求。若用户有特殊要求，则应满足指定的安装条件。
在流量计出厂前，制造厂应对其进行出厂测试，并向用户提供出厂测试报告。出厂测试应符合附录C的规定，具备的文件见附录D。
7.2 表体
7.2.1 最大工作压力
流量计的最大设计工作压力应为流量计表体、法兰、超声换能器部件及其安装连接件的最大工作压力的最小值。
7.2.2 抗腐蚀要求
用于含H2S、CO2等腐蚀性介质的流量计材料应符合SY/T 0599的规定。
流量计的外部零件应用抗腐蚀材料制造，或者用天然气工业典型大气环境中的抗腐蚀涂层进行保护。
7.2.3 适应环境的能力
流量计外壳和各个组件应符合GB/T 4208的规定，且至少应达到IP 65的等级要求。
7.2.4 长度和口径
制造厂应给出各个压力等级和口径下的流量计表体的标准长度。为了与已有的管路相匹配，用户可指定不同的长度和流量计口径。对等径流量计，任何位置测量得到的内径与平均内径的偏差应在0.5％以内，对缩径流量计，测量区域内得到的内径与平均内径的偏差应在0.5％以内。
注：内径与法兰内径相等的超声流量计称为“等径”流量计，内径小于法兰内径的则称为“缩径”流量计。
7.2.5 超声换能器端口
天然气中可能含有杂质(如凝析液或粉尘)，所设计的超声换能器端口应减少液体或固体在其上停留的可能性，根据用户要求可设置带压拆装超声换能器的阀。
7.2.6 取压孔
流量计表体上应有一个取压孔用以测量静压。每个取压孔的公称直径应在4m～10mm之间，当流量计表体的壁厚小于20mm时，取压孔公称直径应为4mm，并且从流量计表体内壁起，至少在取压孔公称直径2.5倍长度内为圆柱形，且取压孔轴线应垂直于测量管轴线。流量计表体内壁取压孔边缘应为直角，且无毛刺和卷边。
每个取压孔应具有安装隔离阀的内螺纹和回转空间。内螺纹的规格宜为1/4″FNPT(FNPT为60°锥管内螺纹)或1/2″FNPT。取压孔应设在流量计表体的顶部、左侧或右侧，缩径流量计的取压口应位于缩径部分，取压口的连接管上应标注“Pm”。
必要时可增设取压孔，以便为用户提供安装压力变送器的灵活性，并利于维护和将压力变送器导压管内的凝液排回流量计表体内。当有多个“Pm”取压口，在最大流量下，各取压口压力读数的差值不应超过100Pa。
7.2.7 流量计标记
流量计铭牌应包含以下内容：
a)制造厂名称，流量计的型号、系列号和制造年月；
b)公称压力和总质量；
c)公称直径和内径；
d)最高和最低储存温度；
e)工作压力和工作温度范围；
f)在工作状态下最大流量、最小流量及分界流量；
g)气体流动的正方向；
h)防爆等级。
为便于识别，每一个超声换能器端口应标有永久性的独特标志。当在流量计表体上采用压模标记时，应使用低应力压模形式，即圆底印迹。
7.2.8 外观质量要求
外观质量满足以下要求：
a)流量计的外表应整洁、美观，表面应有良好的处理，不应有毛刺、刻痕、裂纹、锈蚀、霉斑和涂层剥落现象；
b)所有文字和符号应鲜明、清晰；
c)密封面应光滑，不应有损伤。
7.2.9 其他要求
流量计放置在坡度为10％的光滑平面上时应不能滚动，以防止在安装或维护期间将其临时放在地面上时损坏突出的超声换能器和信号处理单元。
流量计还应设计成在运输和安装期间容易安全搬动，并应设计有吊孔和吊索放置的空间。
制造厂应提供流量计上下游法兰上的定位销，以保证流量计现场安装的正确定位。
7.3 超声换能器
7.3.1 技术要求
制造厂应给出超声换能器的一般技术指标，如：关键的尺寸、最大允许工作压力、工作压力范围、工作温度范围、气体组分限制、换能器工作频率等。
7.3.2 压力变化率
制造厂应明确安装、启动、维护和工作期间流量计的降压和升压速率，流量计的压降速率不宜超过0.5MPa/min。
7.3.3 更换、拆卸和重新安装
更换、拆卸或重新安装超声换能器时，不应改变流量计的性能。即在更换超声换能器和对信号处理单元软件常数作相应调整后，流量计的测量性应仍能满足第6章的要求。制造厂应指明更换超声换能器的工作程序及需要进行的机械、电气和其他方面的测试及调整。
7.3.4 测试
制造厂应对每一只或每一对超声换能器进行测试，其测试结果应作为超声流量计质量保证体系的一部分以文档的形式记录并保存。每一只超声换能器应标有永久系列号并由制造厂提供7.3.1要求的技术参数。当信号处理单元要求专门的超声换能器特性参数时，应提供每一只或每一对超声换能器的测试文件，包括专门的校准测试数据，使用的校准方法及特性参数。
7.4 电子部件
7.4.1 通则
制造厂应给出信号处理单元(SPU)的唯一性标识。电子部件的测试应符合JJG 1030的规定。
安装在非爆炸危险区域的电源部分和工作接口等远程单元应用屏蔽电缆与信号处理单元连接。
信号处理单元应在第6章中规定的流量计测量性能要求指标范围内和第5章规定的环境条件下工作，并且当更换整个信号处理单元或部分模块时，不会导致流量计测量性能的明显改变(见7.3.3)。
信号处理单元应有监视计时功能，以保证在程序故障锁死的情况下重新启动信号处理单元。
流量计供电电源宜为50Hz、220V交流电源或者(12～24)V直流电源或电池。
7.4.2 输出信号技术要求
信号处理单元至少应具有下列输出信号：
a)代表工作条件下体积流量的频率信号；
b)串行通信数据接口，例如RS—232、RS—485或等效的接口。
流量计还应具有针对工作条件下体积流量的(4～20)mA模拟信号。流量信号应可调节到最大流量的120％。
流量计还应具有设置小流量切除功能，即当流量低于某一最小值时设定其输出为0(但对串行通信数据输出时不适用)。
当超过流量计的最大流量时，制造厂应向用户提供可以选择的流量输出，这些流量输出可以是零、最大流量或用户确定的流量。
对双向流应用场合，应提供两个独立的流量输出和一个流向状态输出及串行通信数据值，由相应的流量计算机和流向状态输出信号分别进行流量的累积计算。
所有输出信号应与地隔离并具备过电压保护。
7.4.3 电气安全要求
流量计的所有电子部件，应由具备能力的实验室进行分析、测试和取证，然后在每台流量计上贴上标签。流量计的电气设备和仪表的防爆等级应符合GB/T 3836.1的规定，隔爆型电器设备和仪表应符合GB/T 3836.2的规定，本质安全型电路和电器设备应符合GB/T 3836.4的规定，其他防爆型式的电器设备也应符合相应标准的规定。用户可指定流量计应满足的防爆等级，以适应更加安全的安装要求。
电缆护套、橡胶、塑料和其他裸露部分应阻燃并耐紫外光、水、油。
7.4.4 部件更换
更换或重新安装超声换能器、线缆、电子部件和软件后，制造厂应向用户提供一套工作程序和数据，以保证任一部件进行更换或重新安装后，流量计的测量性能仍能满足第6章的要求，且更换后的功能不低于更换前的功能。
在更换部件前，应保存一套数据(见7.5.5)，当更换部件后，用户应将各声道间的速度比、声速比等与更换前数据进行比较，确保流量计的测量性能仍能满足第6章的要求。部件更换后，宜对流量计重新校准。
7.5 流量计算机
7.5.1 硬件
用于流量计控制和工作的计算机代码应存储在非易失性存储器中，所有流量计算常数和人工输入的参数也应存储在非易失性存储器中。
制造厂应保存所有对硬件修改的记录，包括修改系列号、修改日期、适用的流量计型号、电路板修改和对硬件改变的描述。
检查者通过目测检查硬件模块、显示器或数据通信口，得到硬件修改号、修改日期、系列号和检查次数。
制造厂可随时提供改进的硬件，以改变流量计的性能或增加更多的功能。制造厂应通知用户硬件的修改是否影响经实流校准的流量计的准确度。
7.5.2 组态和维护软件
流量计应具有对信号处理单元进行就地和遥控组态及监控流量计运行，以及报警、故障指示的软件。该软件至少应显示和记录下列数据：
a)瞬时流量；
b)能量/热值；
c)轴向平均流速；
d)平均声速；
e)每一声道的自动增益水平；
f)信噪比；
g)轴向流速；
h)声速；
i)信号质量。
制造商可用流量计的部分嵌入软件来实现上述功能。