Rais

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?

Класс!

Александр Александрович, входные величины Qi о которых идет речь коррелированы?

Владимир Орестович, раскройте мысль, пожалуйста. Что подразумевается под проводимостью? Пришел на ум другой пример. Параллельное соединение 2-х активных сопротивлений. Силу тока измеряем только по одной цепи, тогда через законы ома и кирхгофа можно получить: J = J1+J2; J = J1+J1*R1/R2. где J - общий (суммарный) ток в цепи. Будет ли измерение силы тока сразу в обоих цепях коррелированными?

Владимир Орестович, посмотрите ISO 5168:2005, п.3.3: п.3.5: п.3.7. По поводу коэфф. влияния(чувствительности) см. п. 8.2.: Давайте лучше обсудим коррелированность величин.

Коллеги. Подскажите, пожалуйста, как быть с коррелированными величинами. Предположим что измеряем расход воды в коллекторной системе из n трубопроводов с электромагнитными расходомерами. Получаем прямые измерения на каждой нитке. Вопрос - будут ли значения расхода коррелированными величинами, и соответственно результирующая неопределенность будет ли арифметической суммой суммой неопределенности расхода по каждой нитке? Коррелированность рассматриваю как взаимосвязь одной величины с другой, мерой корреляции есть коэф. корреляции. В рассматриваемом примере коэфф. корреляции будет равен примерно 1. Т.к. общее увеличение расхода ведет сразу к увеличению расхода во всех нитках. С другой стороны ясно, что погрешности отдельных расходомеров имеют знак плюс-минус, соответственно при их сложении эти погрешности будут взаимно компенсироваться, что приведет к уменьшению общей неопределенности измерений общего расхода.

Скажите, пожалуйста, откуда формулка. Нашел. Простите за беспокойство.

Не соглашусь. Поставщик будет утверждать что счетчик не может эксплуатироваться при указанных температурах окружающего воздуха и будет прав. Поэтому придется заплатить и подавать претензию на изготовителя. Второе. Подсчет времени изменения показаний счетчика может служить косвенной, понятно что очень грубой, но тем не менее оценкой работоспособности счетчика. Что и будет дальнейшим обоснованием для требований внеочередной поверки.

1. Минимальный нормируемый расход для данного счетчика 0,04 м3/ч. Для накопления объема 0,001 м3 необходимо 0,025 ч, т.е 90 сек. Какой расход на одной горелке необходимо смотреть в документации на плиту. Но такой метод проверки не прописан ни в одной тех. документации, если только в договоре поставки газа. 2. Счетчик менять нужно! Т.к. согласно описанию типа температура окружающего воздуха от минус 10 до плюс 50 С. Либо установить в термочехол, но нужно доказать что температура не снижается ниже минус 10 С. 3. Если есть паспорт на счетчик с печатью организации, то выставлять претензию заводу изготовителю счетчика за ошибку/несоответствие (умышленную?) РЭ описанию типа. Проверка правильности работы счетчика проверяется только при поверке. В остальное время, если не указано иного, контролер может проверить только соответствие счетчика требованиям указанным в РЭ.

Мой результат 20,5305. К сожалению больше знаков сказать не могу, беру данные с формы программы, а в код лезть нет времени. 25; 350; Mu = 20,2774, 30; 350; 22,0460, 30; 250; 29,7778. Вспомнил еще одно замечание от разработчиков: "Основная причина приведенного Вами расхождения для газа 4 заключается в некорректном использовании формулы (8). В этой формуле молярную плотность смеси надо рассчитывать как частное от деления массовой плотности смеси, рассчитанной по ГОСТ Р 8.662 (это значение приведено в контрольном примере), на молярную массу смеси (см. формулу (14)), соответствующую редуцированному компонентному составу - см. последний абзац перед Таблицей 2 на стр. 3." Offtop На сколько я знаю, в расходометрии вязкость природного газа в основном используется только для расчета числа рейнольдса, которое в свою очередь используется для расчета различных коэффициентов, в частности коэффициента истечения (расхода) стандартных диафрагм. Хорошо то, что зависимость этих коэффициентов от числа рейнольдса, а значит и от коэф. динамической вязкости очень слабая. По крайней мере к этому стремятся. Поэтому большая ошибка в значении вязкости, не приведет к большой ошибке в значении расхода. Для меня в этом стандарте самое интересное как и по каким экспериментальным данным оценивалась погрешность результатов расчета вязкости. Если бы была публикация, то эти данные там обязательно присутствовали. А так получается цифры с потолка. P.S. За статьи спасибо.

Показатель степени равен нулю. В таблице А.4. Гелий-4 i=3 коэффициент должен быть со знаком минус, т.е. -0,1577329*10^0. Имплементацию стандарта сделал. Offtop. Парадоксальная ситуация нашей стандартизации. В стандарте применяются формулы, которые не проверены научным сообществом. Такая проверка обычно заключается в публикации в журналах, конференциях и т.п. В этом плане показательны международные стандарты по расчету физических свойств природного газа.

Александр Александрович, спасибо большое.

Александр Александрович, выручайте. 1. Носач, В. В. Особенности методик градуировки геометрическим методом больших вертикальных цилиндрических резервуаров [Текст] / В.В. Носач, Б.М. Беляев // Измерительная техника : Науч.-техн. журн. - 2003. - N1. - С. 35-37. 2. Беляев Б.M., Вагин В.В., Патрикеев В.Г. Анализ существующих методов измерения массового расхода на критических соплах// Измерительная техника № 5, 2002. 3. Беляев Б.М., Вагин В.В., Патрикеев В.Г. Методика ВНИИМС выполнения измерения массового расхода на критических соплах // Измерительная техника №4, 2002 г. 4. Беляев Б.М. , Вагин В.В., Патрикеев В.Г. Методика ВНИИМС выполнения калибровки критических сопел //Измерительная техника № 4, 2002 г. Заранее благодарю.