Schiller

Имеется ли такое?! Хм... Что за сайт www.snti.ru? Там лежит то, что я выложил сюда вчера. Быстро так туда оформили... Будьте добры, если уж берете у нас документы, то поделитесь своими! Мне надо хорошего качества МИ 2153 - 2004!

Письмом принимающей стороны, года два назад, было указано, что вискозиметры выведены в разряд индикаторов. Вообще, счетчики у нас мультивязкостные, и прибор лишь для контроля вязкости в пределах указанных производителем счетчика. В учете и на учет не влияют, не привязаны.

То есть другими словами, если мы проводим КМХ ТПР по ТПУ, то требовать величину СКО 0,02 и менее не имеет права принимающая сторона?

У нас тоже смиты 200. Такое ощущение, что пару трения втулка турбины и ось турбины нужно уменьшить, возможно в ней идет потеря на трение. У нас аттестация турбин в разные времена года, летом почти все переделали. Кто принимает у вас нефть? Странно они требуют, ведь есть требования нормативных документов по погрешности.

Просто у нас при сличении ТПР по ТПУ СКО присутствует в управляющем компьютере. Хотите сказать, что можно не учитывать эту величину?! Насчет КМХ ТПР контрольной линии по ТПУ а потом по контрольному ТПР остальные счетчики проверить - понятно. Про контрольный расходоме в реконмендациях по определению массы нефти интересно написано: 5.1.8.10 Для СИКН с количеством измерительных линий 3 и более КМХ рабочих ПР проводят только по ПУ или эталонному ПР. Фигня, согласитесь?! У нас 10 ИЛ, из них 9 для работы, 1 типа контрольная, но алгоритм не реализован. А что значит вот эта фраза (из тех же рекомендаций)? 5.1.8.2 КМХ ПР, находящихся в резерве на момент проведения КМХ остальных ПР, допускается не проводить. КМХ ПР, находящихся в резерве более одного межконтроль-ного интервала, должно проводится в течение смены после ввода его в рабочий режим в текущей точке расхода согласно 5.1.8.5 а). Мы можем вообще проводить КМХ на трех точках вместо четырех?! т.к. на минимальном расходе не эксплуатируем ТПРы вовсе. 5.1.8.6 Если ПР эксплуатируется при стабильном значении расхода (с отклонением не более ±10,0%) в течение двух межконтрольных интервалов подряд (до и после прове-дения текущего КМХ), по обоюдному согласию сдающей и принимающей сторон, что регламентируют в «Инструкции по эксплуатации СИКН», КМХ допускается проводить только согласно 5.1.8.5 а). 5.1.8.7 В случае несоблюдения условия 6.1.8.6 или эксплуатации ПР в различных поддиапазонах расходов в течение двух межконтрольных интервалов подряд (до и после проведения текущего КМХ) КМХ проводят согласно 6.1.8.5 а), б), в), г), д).

Вот, что то нашел. МИ 2637-2001

Уточнил, у нас 7829, на других узлах 7827, но суть одна и та же, проблемы те же. На нашей нефти 25 градусов загрязняется и приехали. Насчет прибор врет, потому как раз в десять дней по графику контроль по ГОСТ 33-2000 по ХАЛ, вот и вылетает вызкость. Избавиться от прибора, отключить, как?!

Добрый день! В каком документе указывается о том, что нужно на фланцевых соединениях между фланцем трубы и запорной арматуры устанавливать дополнительные шунтирующие металлосвязи?! По идее шпилька с гайками создает требуемую металлосвязь, а тут требуют проводок! Вообще, кто то уже сказал, что от числа шпилек зависит, если до 4-х - то металлосвязь нужна, если более - то нет. В общем нужно документально подтвердить, что не нужно или нужно создавать металлосвязь там, где она по идее уже есть.

Вот вот, пытаюсь эту версию протолкнуть. Как можно избежать этого?! Может увеличить зазор в паре трения втулки турбины-ось турбины?! Кстати, одна линия стабильней всех работает. целый год без внеочередного ТО-3. Недавно был случай интересный у нас. Все линии имели тенденцию к уходу в минус. Пришло очистное устройство, принесло кучу парафина. т.к. давно не зхапускалось по участку. Все фильтра на линиях забились на полную катушку, перешли на резервные. Фильтра почистили, и при КМХ выдались результаты интересные, линии сместились на 0,1-0.15% в плюс, и те кто считал в минусе, стали либо нулевыми либо с минимальной плюсовой погрешностью. От чего бы?!

Не знаем от чего плывут. При разборке счетчики чистые.

Добрый день! При эксплуатации вискозиметров постоянно выявляется такой момент, что отложения на поверхности рабочего элемента вызывают завышение показаний. Бывает и так, запускаешь прибор, ему достаточно двух часов, чтобы начать "врать". Может быть способ установки неправильный?! Поделитесь опытом, может что то стоит изменить, утеплить, развернуть, или еще что. Жду ответов.

Интересный момент. Есть одна линия, с погрешностью близко к максимальной, ее не запускаем в работу. только на КМХ. Так вот, если бы жидкость влияла, то ее характеристики изменились бы как и на других. Почему то проблема проявляется на работающих некоторое время измерительных линиях. Кстати, как влияет отложение на статоре ТПР на погрешность?! Если грязь допустим отложилась на поверхности статора, куда уйдет счетчик?!

Ну да, СКО 0,02%, но, 0,02% это то же самое что и 0,0245%. правильно?! Если бы в методике было написано 0,020% и точка, другое дело. При КМХ часто бывает СКО 0,03%. Не можем понять закономерность проявления сего. Затраты времени на КМХ и износ ТПУ получаем дополнительные.

Нефть товарная, но! Перед узлом учета трубопроводы с трех объектов, длина от 30 до 80 км, по участкам пропускают очистные устройства! Все идет к нам! Понимаете о чем я? Товарная нефть с кусками парафина.

А у нас собираются поставить, дабы исключить заклинивание ТПР в блоке качества. Но проблема в том, что скорей всего его будет затягивать парафиносмолистыми отложениями, ввиду низкой температуры жидкости. получается он начнет врать?

Вот вот. Человек, который пришел недавно к нам на работу, высказал такое же мнение как и я высказываю. Он физик. Я думаю что два мнения людей, не общающихся до этого, не могут быть ошибочными. Вопрос, как доказать что это так. Пока никто не хочет верить. Просто думал, может кто то в курсе, может у кого то было подобное. Остается либо держать температуру в заданном режиме, либо модернизировать ТПРы.

Нет, ну если уж МИ2153 использовать, то 2004 года. Кстати, тут на сайте кто то предоставил в формате TIFF. А ДОКУМЕНТ 2001 ГОДА ЕСЛИ НЕ ОШИБАЮСЬ - УЖЕ НЕ ДЕЙСТВУЕТ.

Как то первый год относительно спокойней было. В том то и загадка.

Обычно плотномеры поверяют по пикнометрам. Вы уверены что по ареометру вообще реально проводить поверку плотномера?! Погрешность плотномера обычно 0,3кг/м3, а погрешность метода замера ареометром 0,5кг/м3, плюс систематическая погрешность.

В том то и дело, что выходит за пределы 0,15%. Просто на нашем узле температура нефти от 32 до 25 градусов за год, а на других в нашем регионе от 45-49 летом до 33 зимой- там с ТПРами все окей! Руководство же никак не хочет верить в аномальность поведения счетчиков при температурах ниже 30 градусов.

Изменилась лишь температура с 32 летом до 26 сейчас. С мая по июль температура вырастала с 26 до 32, тоже проблемы были, но счетчики начинали считать больше, т.е. им проще было крутиться. Зимой им крутиться сложнее, и они считают меньше чем проходит. У меня мысль такая, что зимой на границе ось турбины и втулки на турбине при низкой температуре нефти появляется дополнительное сопротивление вращению, т.е. повышенное трение, что и создает подобную погрешность. Вот думаю, как с этим бороться. Увеличить зазор между осью турбины и втулками турбины или ширину втулок изменить. Конечно, подобные манипуляции с заводом изготовителем.

Неужели ни у кого даже мыслей нет никаких? Может поверхностное натяжение на границе ось турбины и втулками турбины так действуют?

Коллеги выручайте. У нас какой то полтергейст. При температуре от 25до27 были по осени 2008года аттестованы счетчики, летом, когда температура начала подниматься до 32градусов, все вылетели, в плюс. Аттестовали. Сейчас, в октябре резко температура свалилась, опять вылетают, в минуса уходят. Что за дела? Счетчики Смит, вроде неплохие. Самое интересное, что ни грязь, ничего. Коэффициенты летом одни, зимой другие. То их в одну сторону уводит то в другую. Периодически чередуются.

Добрый день. На наших узлах учета стоят данные системы. Периодически происходят отказы. То мало отбирает, то много. Причина, загрязнение или попадание инородного тела под иголку клапана. Как бороться с этой напастью? Проводить чаще техническое обслуживание вариант. Планирую заменить фильтрующий элемент в блоке качества на другой, у которого диаметр отвертки не 1 мм а допустим 0,5-0,7мм. Кто что еще посоветует?

Добрый день. Подскажите пожалуйста, есть недостатки у данного вида измерителей расхода?