Vadim_A

Что-то читается и зависло. Может, базовый процессор, может, преобразователь сигналов. На кнопки реагирует? ПО Prolink что-нибудь видит? Отключение питания не помогает?

У ТПУ с шаровым поршнем существенная погрешность срабатывания детекторов, чтобы уменьшать объём. У компакт-пруверов эта погрешность намного меньше плюс обеспечивается бОльшая герметичность между поршнем и стенками. Поэтому компакт-пруверам можно сделать намного меньший объём, но это требует использования двойной хронометрии импульсов преобразователя расхода и применения ТПР- компаратора при поверке. На форуме, кажется, выкладывали пособие "Автоматизированный учёт нефти и н/п при сборе, транспорте и переработке", там про ТПУ с шаровым поршнем и её объём достаточно подробно написано.

Сжатый воздух стоит недорого, поэтому сильно тратиться на измерения его количества нецелесообразно. Погрешности измерения 2 %...5 % (в зависимости от величины расхода) будет вполне достаточно. Можно сослаться на следующие НД: ГОСТ 2939-63 «Газы. Условия для определения объёма». ГОСТ 8.586.1-5 -2005 «ГСИ. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств» РД 50-411-83 «Расход жидкостей и газов. Методика выполнения измерений с помощью специальных сужающих устройств» ГОСТ Р 8.740-2011 «Расход и количества газа. Методика измерений при помощи турбинных, ротационных и вихревых расходомеров и счётчиков». ГОСТ 8.611-2013 «Государственная система обеспечения единства измерений. Расход и количество газа. Методика (метод) измерений с помощью ультразвуковых преобразователей расхода», МИ 3213-2009 «Рекомендация. ГСИ. Объём и расход газа. Методика выполнения измерений с помощью ультразвуковых преобразователей расхода». МИ 3235-2009 Рекомендация. ГСИ. Счетчики газа турбинные, ротационные и вихревые в составе узлов учета газа. Методика определения погрешности (суммарной неопределенности) измерений объема газа в реальных условиях эксплуатации узлов учета ГОСТ Р 8.899-2015 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Аттестация методики измерений ГОСТ Р 8.902.1-2015 Государственная система обеспечения единства измерений. Метод переменного перепада давления специальные сужающие устройства. Часть 1. Принцип метода измерений и общие требования

Процедура калибровки расходомера по плотности написана в руководстве по преобразователям мод. 2700 и пр. или Prolink. Нужно две среды с известной плотностью- малой и большой. Расходомер сам проводит калибровку, и, вероятно, определяет значения коэффициентов.

Кстати, посмотрел фирменные сертификаты калибровки на 7 расходомеров CMFHC3, у всех FT = 4.26, а FCF, естественно, разный.

FlowCal - калибровочный параметр по расходу, влияет на показания расхода, см. руководство по преобразователям мод. 2700 или Prolink. FlowCal состоит из двух калибровочных коэффициентов- FCF (первые 6 символов) и FT (последние 4 символа). При поверке массомера (например, по МИ 3272) FCF может соответственно результатам изменяться, в протоколе его указывают. Про FT ничего не написано. В фирменном сертификате калибровки массомера, к примеру, есть следующее:

Возможно. ГОСТ 8.570 п. 9.1.10 не запрещает.

Мы тоже калибруем резервуары, не применяемые в сферах ГРОЕИ, раз в 10 лет, по методике поверки. Нет никаких особых требований к калибровке на ОПО. Некоторые относительно небольшие резервуары на технологических установках не калибруются, вместимость определяется по таблицам изготовителя или рассчитана по чертежам резервуара.

Смотрите ГОСТ Р 8.899-2015 "Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Аттестация методики измерений" - там есть раздел 8 про контроль сужающих устройств и форма паспорта СУ.

Можно привести плотность по массомерам к с.у., а потом пересчитать на плотность в условиях БИК, если там имеются датчики давления и температуры. Так как нетто рассчитывается один раз за партию/смену/сутки, нужно оперировать средневзвешенными значениями. НМД разрешают использовать поточный влагомер для вычисления массы нетто, так что выход можно найти.

Тогда вам нужно поверять массомеры по каналу измерений плотности.

СОИ может привести плотность с массомера к стандартной температуре так же, как с плотномера, если есть датчики давления и температуры. СИКН не коммерческий, а оперативный, погрешность измерения плотности +/- 0,3...0,36 кг/м3, как для косвенного метода динамических измерений, не нужна. С целью вычисления массовой доли воды плотность измерять можно хоть ареометрами (ГОСТ 8.587-2019 п. Б.9.4,а). ГОСТ 8.587-2019 п. Б.8.4 и п. Б9.4, б) позволяет использовать для определения массовой доли воды ГОСТ 2477 - в лаборатории, так что плотномеры и влагомеры им в принципе не нужны. Зачем тогда нужна средневзвешенная плотность? Наверное, чтобы в актах и отчётах её указывать. Если всё это будет изложено в аттестованной МИ массы нефти, никто не придерётся.

Средневзвешенное (по расходу) значение плотности с начала периода определяется как обычно: =сумма(pki*qki)/сумма(qki), где pki - мгновенные значения плотности по показаниям k-го массомера, qki- мгновенные значения расхода по показаниям k-го массомера, i - каждый опрос значений с начала периода. Или наподобие ф. (15) п. 5.1.12.3, б3) МИ 3532-2015.

Так и поступают. Для массомеров поточный плотномер в БИК не требуется, если только нужен для поверки массомеров по ТПУ. В пробе БИК вы наверняка плотность определяете. В отчётах СИКН указывается средневзвешенная плотность по массомерам (надо подумать, как правильно её рассчитывать, ведь расход и показания плотности по линиям различаются) например, с примечанием: * информационный параметр, для учётных операций не используется. Можете поверять массомер по каналу плотности (если есть такой пункт в методике поверки), если вам нужно, а можете калибровать или вообще не калибровать, если показания устраивают.

Формально, да. Бывает, что по партиям наблюдается систематическое отклонение, с которым борются, как могут. В среднем, оно гораздо меньше, чем арифметическая сумма максимально допускаемых погрешностей измерения у продавца и покупателя, но всё равно напрягает. Приятнее же видеть, что учёт идёт в твою пользу, а не контрагента. Кроме того, есть потери при транспортировке, сливе и т.д.

Какой у вас корректор объёма газа?

Добрый день! "Коммерческий учёт" - это для версии преобразователя массомера, например, мод. 2700 или 2500, у которых в спецификации в конце указана буква W. Изменения настройки у таких массомеров можно произвести, только подключившись Prolink к сервисному порту и отключив режим коммерческого учёта.

Есть ещё МИ 3532-2015 "Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти":

Динамическое давление- это разность полного и статического давления. Не хотите считать разность, тогда применяйте дифференциальный манометр. Увидите сразу динамическое давление.

А эти измерения попадают в сферы государственного регулирования? Вряд ли. Может быть просто методика измерений, согласованная сторонами (она может быть изложена в ТУ), не нужна аттестованная.

При косвенных измерениях нужно суммировать погрешности так, как получилось при дифференцировании формулы измерений. Конечно, можно перевести приведённую погрешность температуры в абсолютную, а абсолютную погрешность измерения плотности в относительную. Нельзя просто так складывать между собой относительные и приведённые погрешности, они ведь могут относиться к разным величинам и к разным диапазонам измерений, с разными коэффициентами чувствительности. Другое дело, когда рассчитывают погрешность цепочки средств измерений, например, датчик-преобразователь-вторичный прибор. То есть, все погрешности относятся к одной величине. Там суммируеммые погрешности нужно приводить к какому-либо одному виду.

Погрешность косвенных измерений определяется дифференцированием формулы измерений по частным производным измеряемых величин. Температура влияет на объём/плотность жидкости не непосредственно, а через коэффициент объёмного расширения жидкости, что и показывают слагаемые 3 и 4 под корнем. От относительной погрешности измерения температуры нет смысла, ведь у beta размерность 1/С. Да и какая получится относительная погрешность при 0 С ? Для газов может использоваться относительная погрешность измерения абсолютной температуры в К, но ведь ни у какого СИ погрешность так не нормируется.

Очевидно, Вы имеете в виду четвёртое слагаемое под корнем: В далёком прошлом, когда ездили на курсы повышения квалификации во ВНИИР, нам показывали вывод этой формулы через частные производные формулы измерения массы. Может, в учебнике каком-нибудь есть. Масса определяется как произведение объёма и плотности, а, объём, допустим, определяется по формуле: V=V20*(1+b*(t-20))= V20+V20*b*t-V20*b*20. Надо найти, как относительная погрешность измерения объёма зависит от абсолютной погрешности измерения температуры. Частная производная объёма по температуре равна dV/dt= V20*b. Переходим к относительной погрешности объёма: dV/V*100%=V20/V*b*dt*100%. Отношение V20/V примерно равно 1,0 и на результат существенно не влияет, поэтому его можно условно принять за единицу. В итоге получается: дельтаV=b*100*dt, %.

Погрешность измерения массы битума большая, превышает максимально допустимую по ГОСТ на нефть и нефтепродукты. Плотность/объём битума некорректно рассчитывать, как для нефти и н/п, по ASTM D 1250. Для битума сложнее определить плотность при с.у. МИ массы битума получается индивидуальная, с расчетом плотности/объёма по ГОСТ Р 58400.4-2019 и с остальным расчётом массы, как в ГОСТ 8.587-2019. ГОСТ Р 8.903-2015 отменён в связи с вводом ГОСТ 8.587-2019.

Добрый день! Можете в АРШИНе посмотреть информацию о таких аттестованных методиках. Измерения массы в целом- по ГОСТ 8.587-2019, расчёт объёма/плотности- с использованием ГОСТ Р 58400.4-2019 "Дороги автомобильные общего пользования. Материалы вяжущие нефтяные битумные. Метод определения поправок по объему".