标准孔板流量计计量天然气流量方法集锦
用标准孔板流量计测量天然气流量
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。
如何避开天然气流量计量显现误差 天然气流量计如何操作
如何避开天然气流量计量显现误差天然气流量计如何操作近几年来，以质量和能量单位进行计量已成为一种进展趋势。
大容量、高压天然气计量中优先使用能量或质量单位。
我国早期对天然气计量不够重视，天然气计量技术进展缓近几年来，以质量和能量单位进行计量已成为一种进展趋势。
大容量、高压天然气计量中优先使用能量或质量单位。
我国早期对天然气计量不够重视，天然气计量技术进展缓慢，至今日然气商品计量仍接受体积计量方式。
目前天然气体积流量计量仪表紧要有孔板流量计、涡街流量计、涡轮番量计和容积式流量计，我们应用较广泛的是标准孔板流量计。
1、计量中存在的问题标准孔板流量计是一种间接的、综合参数的技术测量，使用仪表多，影响因素多而杂。
正常情况下其测量精准度能充分GB2624—93标准和SY/T6143—1996天然气流量的标准孔板计量方法标准的要求。
在实际工作中，偏离标准规定的条件对计量精准度的影响，有的可定量估算并进行修正，有的只能定性估量不确定的幅值与方向，但有的是多种条件同时偏离，这就产生了特别多而杂的情况。
由于一般文献只介绍某一条件偏离引起误差，缺少多种条件同时偏离时测量误差的相关资料。
大量的现场调查和实践阅历表明，显现计量问题的紧要原因是节流装置的设计、制造、安装使用和工况条件偏离了标准规定的范围。
其紧要表现如下：没有严格按SY/T6143—1996标准进行设计，制造和安装。
选择测量管径过大，长期处于低雷诺整数，上下游管段未按标准要求安装配套，管内径未实测。
孔板流量计以较稳定的流速参数作为设计依据，流量过小或过大都会使计量误差加添。
要正确选择与使用差压计，若差压计工作量程在30%以下，会大大降低流量测量精准度。
当天然气流量减小后，要适时更换差压计的量程或孔板规格，否则因差压造成计量误差会成倍加添。
在选择仪表差压量程时，即要考虑孔径比，又要考虑孔板压力损失后的压力是否充分生产需要。
法兰取压和角接取压孔径比的值应在0.2～0.75之间，一般宜选择在0.4～0.6之间，这样，既可保证计量精准度，又能减小压力损失。
用标准孔板流量计测量天然气流量计算实例-2012
介绍材料之二
股份公司计量测试研究所 2004 年 3 月
流经孔板的流体流量基本方程推导
1 假设 a．流体是充满圆管的、充分发展的定常流； b．阻力损失忽略不计，且流体流经孔板时为绝热过程，没有能量损失； c．管道水平安装； d．流体流经孔板的前后，其比容不变。 2 孔板流量计的流量基本方程推导
图1
孔板节流原理示意图
在孔板前后取断面 1 和 3（如图 1 所示） 。按理第一个断面应取流体未收缩 以前处，第二个断面应取孔板后收缩最小处（即断面 3 处，由于它的截面无法测 量，故一般取孔板开孔截面 2 处） 。实际上由于流量大小不同时两个断面位置也 是不固定的，因此在制造节流装置时，有意识地把取压孔安排在孔板前后固定的 位置上，其误差将通过水力试验校正之。由于取压孔位置的不同，因而才有了所 谓的不同取压方式，也就有了不同的校正系数（即不同的流量系数或流出系数） 。 根据前面假设，在绝热稳定流动过程中，圆管内沿流线水平方向，断面 1 和断面 2 上的流体质点之间将遵守下面的能量方程式：
等式两边同时开平方并以平均密度ρ代替平均比容后得：
U2 = C 1− β 4 2( P1 − P2 ) ρ
（2-5）
2
根据连续性方程，质量流量有：
q m = q v1 ρ1 = q v 2 ρ 2 = q v ρ
根据式（2-3）便有：
q m = U 2 A2 ρ
（2-6）
将式（2-5）代入式（2-6）并令 ∆P = P1 − P2 后得：
qm = C 1− β 4 • A2 2∆Pρ
（2-7）
令： α = C / 1 − β 4 称为流量系数。 令： E = 1 / 1 − β 4 称为渐近速度系数。故，流出系数 C 与流量系数α的关系为： C=α/E 于是，方程（2-7）可改写为下面形式：
标准孔板流量计测量天然气流量计量附加误差分析
标准孔板流量计测量天然气流量计量附加误差分析流量测量用标准孔板流量计的历史悠久，应用广泛。
它的特点是结构简单，使用寿命长，适应性较广。
目前，标准节流装置的结构已经标准化，有可靠的试验数据，只要严格遵照GB/T21446-2008《用标准孔板流量计测量天然气流量》标准中的加工和安装要求，就可以根据计算结果制造和使用，不必单独检定就能保证计量装置的准确性。
但由于标准孔板流量计的设计安装要求及气质要求比较苛刻，在实际的工况条件下很难符合标准要求，容易造成流量计产生计量附加误差。
结合现场实际情况，对产生计量附加误差的原因进行分析并探讨解决方法。
上下游直管段长度不够1 产生误差的原因上下游直管段长度不够，气流得不到充分发展，将使计量结果造成较大误差。
计量标准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[1];对于多个弯头，将使计量结果偏低。
2 解决措施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。
天然气的气质和气流条件1 产生误差的原因GB/T21446-2008《用标准孔板流量计测量天然气流量》标准中规定，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，且成均匀分散状态，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旋涡，管道横截面所有点上的旋涡角小于2°即认为无旋涡。
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[2]：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。
标准孔板计量方法
四、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。
? （2）节流装置垂直安装时，取压孔可设在沿周的任何方 位上。
? （3）取压回路采用直通式阀门及管件，其流通面积不应 小于取压孔处所采用的取压短管的流通面积。
附
? 常用温度换算公式：
? F=（℃×9／5）＋32
? ℃=（F－32）×5／9
? K=℃＋273.15
? 式中： K—开尔文温度（热力学温度）
六、温度计安装：
?1）气流温度最好在孔板下游侧直管段外测 得，它与孔板之间的距离可等于或大于5D， 但不得超过15D。当环境温度与流体温度 相差过大，需要节流装置进行热绝缘。
?2）如应在孔板上侧安装温度计时，则温度 计与孔板之间的距离由温度计套管或插孔 直径按表2相应栏决定。
?七、对试验研究工作，孔板 上游侧的最短直管段长度至 少比表2中所列数值增加一 倍。
? 而角接取压 Re0≥5000用于0.1≤ β ≤0.56
? Re0≥1600 β 2D用于β 〉0.56 （D取mm）
十三、附录：参数测量及信号引线
?（1）流量变化范围规定：采用特定量程测 量仪表的单台孔板流量计的范围度一般为1： 3，不得超过1：4；范围度超过上述规定时， 可采用多台不同量程的测量仪表、多路并 联孔板进行分段计量，或采用其他形式的 流量计。
? 4）孔板厚度E应在e与 0.05D之间。
标准孔板计量方法
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。
二、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。
四、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。
十一、孔板夹持器：分为法兰取压孔板夹持器、角接取压 孔板夹持器 十二、天然气流量测量原理和计算方法
1）测量原理 天然气流经节流装置时，流束在孔板处形成局部收缩，从 而使流速增加，静压力降低，在孔板前后静压力差（差 压），气流的流速越大，孔板前后产生的差压也越大，从 而可通过测量差压来衡量天然气流过节流装置的流量大小。 这种测量流量的方法是以能量守恒定律和流动连续性方程 为基础的。
五、直管段的条件
1）直管段直度：节流装置用的直管应该是 直的。当与管道直线的偏差不超过其长度 的0.4%时，则认为管道是直的，通常情况 下只需目测检查。上下游直管段对接引起 管道直线的偏差也应不超过其长度的0.4%。 2）直管段圆度和直径：直管段圆度在孔板 上下游侧距取压孔沿测量管轴向长度上各 为0.5Dde范围内，应实测。
孔板流量计理论流量计算公式!2021
孔板流量计理论流量计算公式!2021 孔板流量计理论流量计算公式
2009-05-10 17:11:29| 分类: 技术资料|字号订阅
引用
蝈蝈的孔板流量计理论流量计算公式
(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;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=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，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。
孔板流量计测量方法
孔板流量计测量方法《孔板流量计测量方法指南》嘿，朋友们！今天咱来唠唠孔板流量计测量方法这档子事儿。
你看啊，这孔板流量计就像是个神奇的小助手，专门帮咱测量流体流量的呢。
那它咋工作的呢？其实就是让流体通过一个带孔的板子，然后根据流体经过孔时产生的压力差啥的来算出流量。
安装孔板流量计的时候可得仔细点儿。
就好比你要给家里摆个重要的摆件，得找个合适的地儿，不能随随便便一放。
要把它安装在直直的管道上，可别找个弯弯曲曲的地方，不然它会“晕头转向”，量出来的数据就不靠谱啦。
然后呢，要注意孔板的那个孔啊，得干净整洁，不能有啥脏东西堵着。
这就跟咱人的嗓子眼儿似的，要是堵上了，气儿都喘不匀，还咋好好工作呀。
测量的时候呢，要像老中医给人号脉一样，得静下心来。
不能毛毛躁躁的，不然数据就跟那调皮的孩子似的，乱跑乱跳，没个准儿。
要等流体稳定了再去读取数据，就像等孩子安静下来再去问他问题。
还有啊，别忘了定期给孔板流量计做做“体检”。
就跟咱人一样，得时不时去检查检查身体，看看有没有啥毛病。
要是发现它有点小毛病，赶紧给它治治，可别拖着，不然小毛病变成大问题就麻烦啦。
我记得有一次，我们在工厂里用孔板流量计测量，有个小伙伴没把安装的位置弄好，结果测出来的数据那叫一个乱啊，大家都傻眼了。
后来重新安装调整了一下，数据才正常了。
所以说啊，这安装的细节可不能马虎。
总之呢，孔板流量计是个很有用的小工具，只要咱好好对待它，它就能给咱提供准确可靠的流量数据。
咱用它的时候要细心、耐心，就像对待好朋友一样。
这样，它就能发挥出最大的作用，为我们的工作和生活提供帮助啦！大家都记住了吗？可别嫌我啰嗦，都是为了大家好呀！。
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标准孔板流量计计量天然气流量方法集锦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，可以独立自成计量系统，就地显示天然气瞬时流量、累积流量和数据的存储、再现等；正常情况下可通过现场总线和上位机连接，实行数字信号传输上传显示，也可以在工控机上实行二次数据处理，组成的计量系统更加灵活、可靠。
采用这种方式，实现了计量数据的无忧化，使得系统结构简单、操作更简单、更可靠、更易维护；不仅可以单校也可以联校。
采用独立的计量回路，减少了数据传输过程的干扰，提高了计量的精度。
3自动计量方案选择的原则由于天然气流量计量是一种间接的、多参数的、动态的、不可再现的测量，天然气的流量计量是流量测量中的难点之一。
因此，在选择具体方案时，应着重考虑系统的可靠性、准确性和先进性。
一般主要遵从以下原则3.1计量回路的独立性原则主要是为了保证在计量系统出现问题时，尽量减少故障的影响面，降低故障的影响程度，从而维护企业的安全平稳运行和经济效益。
3.2数据的安全性原则指在非仪表故障的情况下，计量系统能够提供准确的计量数据，以实现对天然气管网的有效监控，并保证数据的可靠性，为企业信息系统实现企业管理、经营、指挥、协调提供重要依据。
计量是信息系统重要的数据源，一旦出现问题，将给企业带来不可估量的损失。
因此，数据源要求准确、齐全、完整、可靠。
为此在选择方案时，首要问题就是考虑计量数据的安全性。
由于针对天然气集输企业分散、环境因素恶劣，要充分考虑计算机故障、电力供应等实际情况，做好预案，避免由此而引起的数据丢失。
3.3兼顾发展的原则伴随天然气贸易的发展对天然气计量的精度和计量方式的要求也越来越高。
在选择时要考虑天然气计量交接方式的可能改变和实时计量补偿的可能，如在线色谱分析、实时补偿、能量计量等。
如果要在企业信息网络的基础上，建立以企业信息网络为纽带的站控系统，则应考虑实现计量系统数据的远程组态。
3.4使用操作的简单、可靠原则由于天然气集输企业的站、场一般都比较分散，专业人员相对较少。
因此，在选择、设计方案时要充分考虑操作、维护的简要性，做到简单易用、高可靠、低维护，从而确保计量系统的长期、稳定运行。
3.5技术先进、成熟的原则现代计量逐步发展成为一门综合性的专业技术，它是集成计算机技术、通讯技术结晶。
由于各仪表厂家技术水平的不平衡，在选择方案时一定要有预见性。
3.6计算方法和计算软件的合法性原则在天然气贸易计量中要充分考虑到计算方法和计算软件的合法性问题，避免由此而引起不必要的计量纠纷。
由于天然气计量方法的多样性，应考虑计算软件的独立化，这样才便于流量计算软件的升级。
在具体的计量系统中应采用用户认可的特定计算方法或是以合同、协议的方式规定计算方法。
4存在的问题尽管孔板流量计自动计量系统的发展越来越完善，但由于设备、测量仪表本身的原因和自动计量技术上的局限性，在提高计量的准确性和数据处理上，仍存在一些问题。
4.1异常数据的处理问题任何系统都有可能出现故障，可能出现一些异常的无理数据。
因此为了维护贸易双方的利益，对可能出现的异常数据问题在设计时要充分考虑数据的审慎可修改性，从而避免异常数据一旦出现并参与累积计算，造成计量数据的混乱。
4.2节流装置带来的误差首先，孔板流量计在流体较为干净、流经节流装置前直管段比较理想(远大于10倍圆管直径)、流体处于紊流状态(雷诺数大于4000)时，其准确度可达0.75级。
但由于气质、计量直管段没有达到要求，孔板产生误差的因素有:孔板人口锐角损伤;液体及固体污物堆积在孔板表面，使孔板表面粗糙度改变，大大增加测量误差。
根据对现场使用过的孔板所作测量统计，孔板在刚开始投用时，准确度可达1%，连续运行3月后，其测量准确度仅达到3%甚至更低。
其次，量程比的问题。
量程比(3:1)是孔板流量计最大的缺憾。
尽管现在已有宽量程比的变送器，但在对于瞬间流量变化范围很大，流量低于最大流量的30%时，由于节流式测量方法原因，计量的精度将大幅度降低。
因此，为了提高量程比，可以考虑利用变送器宽量程的特点，运用软件的方式实现量程的自动调整(软维护)，从而扩大量程比，提高测量的有效范围，保证计量的准确性。
4.3操作界面和过程数据的利用问题由于天然气输送的连续性、动态性、瞬间的不确定性以及不可再现等特点，实时地进行数据分析，对数据形成的全过程进行有效的监控和保存，有利于数据异常的分析和控制，是数据管理中重要的一环。
目前的自动计量系统在此方面有所考虑，但过程数据的应用、分析、界面功能尚不完全，还有待于完善。
4.4现场变送器的误差现场压力、并压变送器本身能达到的准确度是实现整个计量系统准确度的基础。
因此，要保证差压变送器、温度传感器、压力传感器的本身准确度为A级，即时进行检定，保证其准确度。
5结论在采用孔板流量计测量天然气流量时，如对孔板流量计的一次装置(孔板节流装置)和二次仪表(差压、静压、温度、天然气物性参数计量器具等)配套仪表的选择、设计、安装、使用都严格按照有关标准进行，并在受控状态下使用时，其流量测量准确度是可以控制在±1%～±1.5%范围内的。
根据实际应用情况，就提高计量准确度提出以下控制方法及建议。
5.1气流中存在脉动流的改善措施在天然气计量中由于各种原因使天然气脉动，可以采取以下措施减小脉动流的影响。
(1)在满足计量能力的条件下，应选择内径较小的测量管，使Δp、β在比较高的雷诺数下运行。
(2)采用短引压管线，尽量减少引压管线系统中的阻力件，并使上下游管段相等，以减少系统中产生谐振和压力脉动振幅的增加。
(3)采用自动清管系统或低处安装分液器来降低管线中积液引起的脉动。
为使天然气流量计量达到具有最佳的计量性能，应将天然气中的水分彻底脱出。
5.2孔板节流装里必须符合标准孔板节流装置应按照标准安装设计，根据孔板前阻力件形式配接足够长度的直管段，一般应至少前30D。
长庆气田在开发初期部分集气站因设计原因流量计直管段长度为前10D 后5D，造成天然气计量输差达到±5%～±8%。
分析原因后经技术改造，计量管段改为前30D 后10D,使计量输差降低到±1.5%。
5.3加强计量管理、建立健全各项规章制度严格贯彻执行SY/T6143-1996标准，确保装置完全符合标准的技术要求。
建立健全各项规章制度，如定期维护制度、周期送检制度，加强对天然气生产情况的监测，及时消除误差。
长庆气田根据气质的净化程度，规定集气站、贸易交接计量孔板定期清洗检查，同时还配备孔板综合测试仪定期对孔板进行几何尺寸检定，使集气站单井计量输差能有效控制在±1.0%以内。
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