Rais

А может и давление снизилось?

К сожалению нет данного стандарта, но ИСО 6974 регламентирует диапазон молярных долей от 0,0001 мол %. Но в целом я согласен, чем точнее определен состав, тем качественнее сделана оценка ТТР. Вопрос только к уравнению состояния. Собственная разработка или стороннее ПО?

Не увидел, а для какого давления приведены значения? Во вложенной файле показано, как из однофазной области переходим в двухфазную. Причем компонентный состав измениться поскольку часть компонентов конденсируется. Liquid_in_pipe.xlsx

ПДД так же не допускают проезд перекрестка на запрещающий сигнал светофора, но аварий хватает. Скорость звука безусловно измениться. Но какое это имеет отношение к скорости потока? См. формулу (5) ГОСТ 8.611 Этот ГОСТ не учитывает компонентный состав газа. jballa в excel примере показал как это может быть. Поэтому для расчета ТТР необходимо определять компоненты до 0,005 мол.% См.ГОСТ 31369 Раздел 1 Примечание 4. По поводу запаха: ...метан, этан, пропан и бутан при обычных условиях представляют собой газы они почти не имеют запаха. Пентан и следующие за ним углеводороды (вплоть до С16Н34) — жидкости с характерным бензиновым запахом ссылка P.S. jballa по какому уравнению состояния рассчитываете кривые конденсации?

Да, Вы сами указали причину: Повышать температуру, снижать давление, изменить компонентный состав, установить конденсатосборник. Конденсат перед диафрагмой приводит к занижению показаний. На ультразвук, я думаю, конденсат слабо повлияет, т.к. акустические пути проходят выше уровня конденсата. Современные у/з р-ры имеют множество средств диагностики. Самое простое: сопоставление измеренной скорости звука по различным акустическим путям, а так же сопоставление с рассчитанной скоростью звука. Скиньте компонентный состав.

В таком случае, обратитесь к метеослужбе которая выдала прогноз. Они точно должны знать. Есть приказ Минприроды от 19.10.2015 №436 "Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере гос. регулирования ОЕИ..., в том числе показателей точности измерений". В 11 пункте указано, что Измерение высоты нижней границы облаков относятся к сфере государственного регулирования. Соответственно, измерения должны выполняться по аттестованной методике измерений. Поскольку измерения высоты это прямые измерения (но это надо уточнять) то методика излагается в РЭ. Одним словом надо "копать" в сторону метеослужбы.

Понимаю, что источник не официальный, но согласно википедии: Авиационная метеорологическая станция гражданская (АМСГ) — специализированное учреждение (аэродромный метеорологический орган), осуществляющее метеорологическое обеспечение гражданской авиации. АМСГ имеются в большинстве аэропортов России и стран СНГ (кроме части небольших аэропортов местных воздушных линий). Можно предположить, что высота облаков измерялась в аэропорту откуда получена метеосводка. А значение h_GL берется из метеосводки:

Как вам такой вариант?: 1. На аэродроме определяется высота облаков относительно уровня Земли где стоит радар - h_GL. 2. Знаем разницу высоты аэродрома и MSL - del_h. 3. Пересчитываем высоту облаков - h_AMSL = h_GL + del_h. При условии что высота облаков относительно MSL одинаковая на рассматриваемой площади.

pilot115155, во время полета самолета летчик знает свою высоту относительно mean sea level?

На этих формальностях стоит вся метрология. Попробуйте например в сфере ГОЕИ применить средство измерений без свидетельства о поверке. Тоже ведь "бумажка" (клеймо, наклейка). Обращаю Ваше внимание, что стандарт вышел в 2005 году, а ТР в котором он указан в качестве обязательного вышел в 2011 году. Поэтому разработчики ТР должны были озаботиться проверкой и указать методику измерений которая аттестована согласно ФЗ 102.

Коллеги, прежде чем стандарт утвердят он проходит процедуру публичного обсуждения. Об этом есть информация в ИУС. Думаю разумнее высказывать свои замечания именно на этом этапе, а не здесь на форуме.

Да, то же так считаю. Я так понимаю, у Вас иное мнение? В таком случае, если не затруднит, скиньте скан свидетельства об аттестации данной методики и сообщите ее номер в Федеральном информационном фонде.

Получается все другие методики, основанные на стандартных сужающих устройствах не применимы, в том числе МИ 3441 и индивидуальные методики? Это предусмотрено ФЗ 102!

Внимательно перечитал Ваш пост номер 16. Не уяснил где противоречие федеральному закону. Метод переменного перепада давления (далее МППД) может быть реализован с применением различного вида сужающих устройств: стандартных (ГОСТ 8.586.1), специальных (РД 50-411), а так же осредняющих трубок (МИ 2667). Если я принял решение измерять расход методом переменного перепада давления на осредняющй трубке, то согласно данному ТР я должен соблюдать требования ГОСТ 8.586.1,5? Но это совершенно иная конструкция, однако метод тот же. Если я решил использовать стандартные диафрагмы, то применяю ГОСТ 8.586.1,5. Но я его так и так собирался применять. При чем тут обязательность? Или это сделано для того, чтобы, если решил применять МППД со стандартной диафрагмой, то придерживался только положений ГОСТ 8.586 и никак иначе? Но ведь это прописано в самом ГОСТе (условия выполнения измерений). Методы переменного перепад давления, применяющие иной тип сужающего устройства вне закона? 1. Почему сначала метод? Из чего это следует? 2. Для какого случая (метода, узла учета, типа сужающего устройства и т.п.) ГОСТ 8.586.1,5 становятся для меня обязательными?

А дают ли авторы ТР право выбирать метод? Сократим название: "Перечень документов, содержащих методы измерений, необходимые для применения и исполнения технического регламента о безопасности сетей газораспределения и газопотребления." Т.е. для исполнения ТР, необходимо применять определенные методы измерений. Какие методы? Только те, которые изложены в документах, список которых приведен в приложении. Пример: Если определяем износ и коррозию, то только методом поверхностной активации по ГОСТ Р 52028-2003.

Спасибо, не знал. Справедливости ради, согласно сайта Федерального агентства по тех. регулированию обязательными для применения являются первая и пятая части. Ссылка P.S. А не получается ли так, что для учета природного газа, в целях соблюдения требований данного ТР, необходимо применять только метод переменного перепада давления? Что думаете господа метрологи?

boss, скажите, пожалуйста, а почему ГОСТ 8.586 (ч1, ч2) обязательны для применения? Из чего это следует?

Рекомендую ознакомиться со статьей в журнале "Законодательная и прикладная метрология": "Некоторые аспекты поверки расходомеров и счетчиков газов". В первой части рассматриваются Ваши вопросы. Вкратце: при соотношениях погрешности менее 1:3 увеличиваются риски признать прибор годным при его фактической негодности и наоборот, за счет большой погрешности эталона. Добавлено: По наводке из этой статьи посмотрите OIML R 117-2 п. 4.2.1-4.2.2. Ссылка https://www.oiml.org/en/files/pdf_r/r117-2-e14.pdf/at_download/file

Как говорит один мой знакомый: "Читай ГОСТ". В Вашем случае - "Читай методику поверки".

Спасибо большущее.

Владимир Орестович, спасибо за ответ. Но хотелось бы узнать в чем преимущество определения плотности в градусах API перед обычным значением плотности. Для чего американцы аж сто лет назад перешли на эти единицы?

Владимир Орестович, скажите, пожалуйста, а зачем необходимо определять плотность нефти в градусах API?

Александр Александрович! Поделитесь, пожалуйста, по возможности статьями: ЗАКОНОДАТЕЛЬНАЯ И ПРИКЛАДНАЯ МЕТРОЛОГИЯ" №1/2016 1. Комментарии к Руководству ICGM 106:2012 "Роль неопределенности измерений при оценке соответствия". Comments to the Guidelines JCGM 106:2012 "The role of measurement uncertainty in conformity assessment". Л. Н. Александровская, О. М. Розенталь 2. Оценивание методической погрешности при использовании эталонов объёмного расхода газа на критических соплах. Assessment of method error by implementing critical nozzles as gas volume flow rate standard. Б. А. Иполитов, В. И. Чесноков "ЗАКОНОДАТЕЛЬНАЯ И ПРИКЛАДНАЯ МЕТРОЛОГИЯ" №2/2016: 1. Сокращение пределов допускаемой относительной погрешности косвенного метода динамических измерений массы нефти и нефтепродуктов. Reduction of limits of relative error of an indirect method of dynamic measurements of mass of oil and oil products. Ю. В. Лисин, О. В. Аралов, А. С. Саванин Заранее благодарю.

Посмотрите ПМГ 65-2003.

Второй частью поделитесь?