Vadim_A

Нет, МПа умножаются на 10,2, чтобы получились кгс/см2, потом прибавляется стандартное давление 1,0332 кгс/см2

Глядя на скрин, не всё можно понять, а автор молчит. Расчёт диафрагмы для газа (на бумаге), как правило, выполняется на объёмный расход при с.у. (формула (5.4) ГОСТ 8.586-5) и расходомер показывает объёмный расход, приведённый к с.у., поэтому при корректировке второй раз приводить показания расходомера к с.у. не нужно. В условиях эксплуатации изменяется главным образом плотность газа при р.у. (которую обычно вычисляют через давление, температуру и плотность при с.у.) и коэффициент расширения газа. Поэтому показания расходомера (в м3/ч при с.у.) приходится корректировать - либо умножая на корень из отношения фактических и расчётных значений (как у автора), либо просто рассчитывая расход по ф. (5.4.) ГОСТ 8.586-5 с использованием констант из расчёта диафрагмы и фактических значений. Всё это легко просчитывается и проверяется в Excel. Коэффициенты 0,7790 и 0,7740, вероятно, используются ошибочно. Удельный объём газа- величина, обратная плотности. На скрине производится корректировка показаний расходомера по изменению плотности газа при р.у. через отношение фактических и расчётных значений давления и температуры. Если бы производилась корректировка по изменению плотности газа при с.у., то под корнем рядом с давлениями и температурами должно было быть отношение расчётной и фактической плотности газа при с.у.

Нет, это не стандартные условия, а расчётные, заложенные в расчёт диафрагмы. Расчёт диафрагмы выполнен на объёмный расход при с.у. Такая коррекция производится отношением расчётных и фактических значений давления, температуры и плотности при с.у. газа. Объёмный расход газа, приведённый к с.у. - это массовый расход газа, делённый на плотность при с.у., и коррекция производится соответственно, см. вложение. Непонятны значения 0,7790 и 0,7740 в знаменателе формул- зелёным цветом, как будто расчётная величина - если это расчётная плотность газа при с.у., то она должна быть в числителе, а в знаменателе должна быть фактическая плотность при с.у.; если это коэффициент сжимаемости- то в числителе тоже был бы коэффициент сжимаемости, и по величине он слишком мал для таких давлений и температуры. Коррекция расхода газа.docx

Алгоритм- это формула (5.2) из ГОСТ 8.586.5-2005, например, для газа/пара qm=0.000012522*a*e*(d20*K0)^2*Кп*Кш*корень(dP*p) т/ч (в зависимости от единиц измерения). Подставляете значения и считаете расход, так же, как в ваших формулах корректировки. Для технологических расходомеров нет смысла добиваться максимальной точности, как для коммерческих. Коэффициент расхода а, d20, К0, Кп, Кш, коэффициент сжимаемости газа обычно принимаются условно-постоянными (из расчёта СУ). Сильнее всего изменяется плотность среды. Коэффициент расширения "е" не очень трудно рассчитывать, в зависимости от случая, он может изменяться на несколько процентов. Учитывать изменения вязкости и числа Re в общем случае сложно. Результаты расчёта получаются такие же, как в ваших формулах корректировки, если условно-постоянные величины те же самые.

На форуме уже рассматривалась эта тема, можно попробовать поискать. Формулы эти выводятся простой пропорцией формул расхода при разных (расчётных и фактических) значениях переменных параметров: Q1= a1*корень(b1), Q2=a2*корень(b2), значит, Q2=Q1*a2/a1*корень(b2/b1). Одинаковые и условно-постоянные величины сокращаются. Такая корректировка расхода производилась в старых "Правилах 28-64", см. вложение. Мы у себя рассчитываем скорректированный расход прямо по формуле расхода (через отверстие диафрагмы и пр.), результат получается такой же. Правила 28-64.pdf

Это странный глюк новой программы Imagine, когда сохранялся файл. Прикладываю новый файл. Есть ещё методика поверки массомеров Симменс- у них труба от Трио-Масс, а конвертер сигналов Симменс. TRIO-Mass 1999 г..tif Siemens F C Massflo.tif

Добрый день! Есть только 1999 г. TRIO-Mass 1999 г.tif

MicroMotion, Endress+Hauser и ещё Krohne. Rotamass нам как-то не очень понравились.

Ищите в Интернете. Есть градуировка L по немецкому стандарту DIN 43710, не совпадающая с ХК(L) по ГОСТ/МЭК. Не все об этом знают, что в приборах Yokogawa, например, не российская/международная градуировка L. По стандарту ФРГ DIN 43710 тип L соответствует термопаре Fe-CuNi (железо-медьникель), отрицательный термоэлектрод которой ближе по составу к копелю и термопара развивает немного большую термо-ЭДС, чем термопара железо-константан (J). Termonapetosti po DIN 43710.doc ЭДС термопар по IEC и DIN (стр. 55).doc

Проблемы ещё впереди. Пока что Приказ Минэнерго № 1188 позволяет измерять количество нефтяного сырья, направляемого на переработку, откалиброванными СИ, по каким угодно методикам и с какой угодно погрешностью, но в дальнейших планах Минэнерго внести учёт нефтяного сырья в "перечень измерений, выполняемых при учёте энергоресурсов" и тогда всё будет строго.

Проводить калибровку резервуаров можно и их калибруют, но не при применении в сферах ГРОЕИ. Аккредитация на калибровку нужна, как обычно, если заказчик требует. Именно из-за применения в сферах ГРОЕИ резервуар требуется поверять, а перед этим предварительно испытать и утвердить как тип СИ. При утверждении типа СИ, как положено, проводится поверка СИ и оформляется свидетельство. Вся эта тема- следствие бюрократической логики и желания заработать. Сначала кто-то назвал резервуары средствами измерений. Далее включились бюрократы- раз так, то методики определения вместимости (градуировки) резервуаров переименовали в методики поверки, стали оформлять свидетельства о поверке. После появления приказа № 1815 оказалось, что в свидетельстве о поверке нужно обязательно указать номер госреества СИ, чего у резервуаров не было в помине. Бюрократы вспомнили, что применение неутверждённых и неповеренных СИ- нарушение 102-ФЗ, начали запрещать поверку резервуаров, если они не утверждены как тип, и т.д. и т.п. Общественность объясняла и доказывала, что ну не являются резервуары средством измерений, но у бюрократов своя логика. Шаровые резервуары, например, до сих пор градуируются по МУ "ГСИ. Вместимость стальных шаровых (сферических резервуаров). Методика выполнения измерений геометрическим и объемным методами", ВНИИР, 1995 г. Этот документ указывать в описании типа СИ шаровых резервуаров, или владельцу резервуаров придётся заплатить и за разработку методики поверки? Но вот в решениях Всероссийской научно-технической конференции «Метрологическое обеспечение промышленности-2018» было записано следующее: 3.2 ФГУП «ВНИИМС» подготовить изменения в законодательство и нормативные акты, с целью отнесения резервуаров к техническим устройствам с измерительными функциями для дальнейшей передачи в Росстандарт и принятия окончательного решения по этому вопросу. Шутят, что ситуация с резервуарами, как со знаком "Шипы" - сначала всех обязали его наклеить, а через год вообще знак отменили.

2700R- это преобразователь сигналов, а массомер CMF200, 300, 400...? А ТПУ у вас какая? Герметичность затворов запорной арматуры перед проведением КМХ проверяете? У нас было следующее: при наладке узла частотно-импульсный выход на массомерах сконфигурировали как частотный. Вес импульса был правильный, но частотный сигнал имеет относительную погрешность, в отличие от импульсного +/- 1 имп. У них и осциллограммы разные, см. файл. В результате стала появляться некоторая разница между сумматорами массомеров и СОИ. Проверьте и вы амплитуду и форму сигнала с этого масссомера, задайте импульсы на СОИ генератором или с мод. 2700 в тестовом режиме. Может быть, частота импульсов излишне большая. Засеките, нет ли разницы в приращении показаний сумматора массомера и СОИ. Проверьте сопротивление изоляции кабеля, не землит ли он, нет ли наводок. Мы проводим КМХ ежемесячно по контрольному массомеру, не было случая, чтобы не проходил, раз в полгода по пруверу. У нас передвижной компакт-прувер BCP-M 24" с компаратором. На небольшом расходе поверка / КМХ производится без компаратора. Если в компакт-прувере скапливается небольшое количество свободного газа (не совсем горизонтально установили), это заметно сказывается на результатах поверки/КМХ. Также есть влияние большого отклонения давления азота в ресивере от расчётного значения. Приложение 1 осциллограммы.doc

Добрый день! А "ноль" у массомеров стабильный, его приходится корректировать? Какой модели массомеры? КМХ проводите по ТПУ или контрольному массомеру? У нас был один CMFHC3, у которого "ноль" колебался +/-1,6 т/ч в течении минуты, что, конечно, сказывалось на результатах поверки и КМХ. Попробуйте увеличить время проведения КМХ. Массомеры у вас наверняка с базовым процессором, так вот он производит все измерения и хранит все настройки преобразователя расхода. Преобразователь сигналов мод. 2700 нужен для наличия входов-выходов, индикации и т.п. Массомер же по интерфейсу может работать и без преобразователя 2700, сам 2700 работает с базовым процессором по интерфейсу. Поэтому перестановка преобразователя сигналов потребует изменений, лишь если их конфигурация чем-то отличается.

Для расчёта свойств умеренно-сжатых газовых смесей может применяться методика ГСССД МР 118, для влажного нефтяного газа ГСССД МР 113, для ШФЛУ ГСССД МР 107. У нас есть программный комплекс "Расходомер ИСО" для расчёта сужающих устройств и др., в нём имеются модули расчёта свойств газовых смесей по этим методикам. Непосредственно коэффициент сжимаемости программа не показывает, его при необходимости можно вычислить из плотности при с.у. и при р.у.

Спасибо за уточение. "Техэксперт" до сих пор показывает, что приказ Минпромторга № 970 действует, а "Консультант" - что утратил силу.

Да, можно. Смотрите "Административный регламент ... по утверждению типа стандартных образцов или типа СИ": 39.1. Срок действия свидетельств устанавливается: а) для свидетельств об утверждении типа стандартных образцов или типа средств измерений серийного производства - 5 лет, с продлением на каждые последующие 5 лет в установленном порядке; ограничение срока действия выданных свидетельств об утверждении типа не распространяется на стандартные образцы и средства измерений утвержденного типа, приобретенные и/или введенные в эксплуатацию в период срока действия свидетельств об утверждении их типа. Ограничение срока применения стандартного образца не распространяется на стандартные образцы, выпущенные в период срока действия свидетельств об утверждении их типа; б) для свидетельств об утверждении типа стандартных образцов единичного производства определяется сроком годности экземпляра стандартного образца (срок годности стандартных образцов определяется при проведении испытаний с целью утверждения типа стандартных образцов); в) для свидетельств об утверждении типа средств измерений единичного производства - без ограничения срока.

Это всего лишь старый проект документа, такого ТР не существует. По металлолому документа не знаю. ПДП для нефти, нефтепродуктов, угля и др. указаны в "Перечне измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений", утв. приказом Минэнерго России от 15.03.2016 № 179. ГОСТы, МИ и др. документы носят в основном рекомендательный характер, а этот Перечень обязательный. ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений; ГОСТ Р 8.903-2015 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Методики (методы) измерений; ГОСТ Р 8.785-2012 ГСИ. Масса газового конденсата, сжиженного углеводородного газа и широкой фракции лёгких углеводородов. Общие требования к методикам (методам) выполнения измерений; Если ПДП металлолома ничем не установлена, можно указать её как есть в договоре с контрагентом.

Класс 0,5 - значит, это весы для взвешивания в движении по ГОСТ 30414-96 или ГОСТ 8.647-2015. В каждом государстве Законом определены сферы государственного регулирования, где к измерениям установлены требования, например, при осуществлении торговых операций, учёте энергетических ресурсов, при операциях налогообложения и пр. Предел допускаемой погрешности измерения массы установлен в различных документах, в РФ это "Перечень измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при учёте используемых энергетических ресурсов, и обязательных требований к ним, в том числе показателей точности измерений", "Перечень измерений... производимых при осуществлении торговли...", разные ГОСТы и др. ПДП массы определён для нефти, нефтепродуктов, СУГ, газового конденсата, угля и т.п. Но не для всех продуктов/материалов. Не знаю, есть ли какие-либо требования к измерению массы руды, металлолома, металлопроката и др. Если на ваши материалы/продукты установлен ПДП, то следует проверить, обеспечивается ли он весами КТ 0,5.

Добрый день! Если Вы читаете курсы, то сообщайте, пожалуйста, слушателям и другое определение весов (ГОСТ OIML R 111-1): 2.2 весы (balance): Средство измерений, предназначенное для отображения результата измерения массы тела в условиях воздушной среды через силу тяжести, действующую на это тело, и чувствительное к воздействию следующих сил: - силы тяжести; - выталкивающей силы воздуха, равной весу вытесненного воздуха. Многие не задумываются, что показания весов в общем случае- это не масса, а масса, оказывается, бывает "условная", "в вакууме", "в воздухе"...

ГОСТ 8291-83 Манометры избыточного давления грузопоршневые. Общие технические требования. Гирями-разновесами на блины докладывается недостающая для МПа масса. Можно изготовить грузики необходимой массы, вместо разновесов.

Отклонение в средней точке слишком большое, обычно градуировочная характеристика массомеров более-менее линейная. Расходомеры на линиях расположены недалеко друг от друга, время замера большое, так что изменения давления, температуры и пр. не должны бы влиять. Нефть у вас товарная или сырая (много ли воды и мехпримесей, может ли попасть свободный газ)? Как у вас реализована градуировочная характеристика массомеров ? Наблюдается ли такое же отклонение при повторном КМХ? Вообще, F300 имеет номинальный расход 144,2 т/ч. Ваши расходомеры работают в самом начале диапазона измерений (порядка 3,5% от номинального расхода), где нестабильность "нуля" (13,6 кг/ч для F300) может очень существенно влиять на показания.

В ГОСТ Р 8.595-2003 в форме протокола поверки для столбцов "Погрешность** " и "Пределы допускаемых погрешностей измерения** " есть примечание: ** Погрешность весов, рассчитанная по формулам (1) или (2), в абсолютных значениях или процентах". То есть, для указанной в примере массы 84000 кг можно указать предел допускаемой погрешности измерения и как +/- 260 кг и, соответственно, как +/- 0,31%. Нас вполне устраивает писать в протоколах поверки пределы допускаемой абсолютной погрешности с округлением до ближайшего большего значения. Беда в том, что не можем добиться от ВНИИМС и СНИИМ даже такого ответа, они по сути просто игнорируют это указание про округление. Зачем же оно во всех документах написано? Без округления, при поверке получается значительное ужесточение предела допускаемой погрешности.

Появилось ещё одно мнение- что примечание с указанием «Значения пределов допускаемой погрешности для конкретного значения массы округляют до ближайшего большего значения, кратного дискретности весов» применимо при выполнении учётных операций, а не при поверке. Но зачем тогда это примечание содержится в ГОСТах с техническими требованиями к весам, в методиках поверки, в описаниях типа весов? Для учётных операций (например, при аттестации методик измерений массы с помощью весов) применяются те же пределы допускаемой погрешности, что и при поверке, другие не установлены.

Да , f/n - это отношение частоты к вязкости. В МИ 1974-2004 и др. документах применяется, см. п. 7.3.4. В прошлом параметр f/n применяла "Транснефть", но потом начала отказываться из-за сложности эксплуатации таких СИКН, особенно если нефть разносортная. Посмотрите учебные пособия, например, Автоматизированный учет нефти и нефтепродуктов при сборе, транспорте и переработке. Фатхутдинов А.Ш., Слепян М.А., Золотухин Е.А., Фатхутдинов Т.А., Коловертнов Г.Д. Пособие для метрологов, 1999. - в интернете оно должно быть.

По СИКН, через который к нам поступает нефть, в течении года наблюдается явная синусоида отклонений в результатах КМХ ТПР или отклонений по массе нефти между СИКН и нашими резервуарами. В течении года К-фактор ТПР изменяется примерно на +/- 0,06 % (зимой он больше) в зависимости от сезонных колебаний температуры (средняя месячная +6...+17 С по показаниям БИК) и соответственно вязкости нефти (8,5...14 сП). ТПР применяются Heliflu TZ-N с геликоидным ротором. Плотность нефти при 15 С примерно одинаковая. Для устранения влияния сезонных колебаний вязкости необходимо применять интерполяцию К-фактора ТПР по параметру (f/n), но это может оказаться очень хлопотным в эксплуатации СИКН- надо одновременно соблюдать и диапазон расходов и диапазон (f/n), в котором поверены ТПР. Поверка ТПР 2 раза в год не поможет, потому что на какой-то период отклонение К-фактора уменьшится, но дальше К-фактор продолжит изменяться по синусоиде и отклонение при КМХ снова соответственно возрастёт.