Старый

Всё правильно Вы понимаете: это граничные точки 0,5*Q и 2*Q, где Q- расход расчитанный согласно третьему приложению "Рекомендаций по определению массы нефти при учетных операциях с применением СИКН" (Приказ Министерства промышленности и энергетики РФ от 31 марта 2005 г.№69). Есть в нем примечание и примеры расчета. Данный документ включен в договора на транспортировку нефти. Сам расчет должен быть приложен к инструкции по эксплуатации СИКН. Не обходимо учитывать эксплуатационные ограничения средств измеренйи при определении границ диапазона расходов БИК.

Шутники вот: http://www.fundmetro...disp.aspx?id=37 Шапками их закидаем. Пытался представить диаметр трубопровода этого чуда. Просто опечатались в реестре. А у Krohne не интересовались? Может они что-то действительно грандиозное для России построили. Если нет таких установок пока в стране, то логичным будет предположить, что Ваш расходомер метрологически не обеспечен, т.е. не утвержденного типа.

У Krohne самая большая проливная установка в мире! В Нидерландах. В России тоже есть их фло мастер. Но для СИ диаметром до 300. А в Подмосковье- только комплексы ПРО

Чем Голландия не Россия

Не каждому типу массомеров данная компенсация нужна. Так для серии R влияние давления на трубки - только у R200. Но если такое величина коэффициента влияния в документации указана, то почему же не сконфигурировать расходомер, как это прописал изготовитель?

Это разве относится к влияющим величинам? Насколько я понимаю влияющая величина это физическая величина, не являющаяся измеряемой данным средством измерений, но оказывающая влияние на результаты измерений этим средством. Ой что то я запутался!!! Да, если оперировать терминами РМГ 29-99. Но на результаты и показатели точности измерений влияют условия измерений в целом. Про струевыпрямители, фильтры, прямые участки- должен быть сформирован поток жидкости. Для этого фильтр должен быть чистый, решетки (трубки)струевыпрямителя тоже, минимальные расстояние до местных сопротивлений по потоку должны соблюдаться, регулирование режима (расход, давление) должно производиться запорной арматурой после ПР по потоку, а не до и т.д. В идеале иметь методику измерений, в которой ВСЁ будет описано, с учетом местных условий эксплуатации (факторов, величин, в т.ч. влияющих). Что-то в нормативной документации не встречал давно слово "физическая" в отношении величины. Куда-то делось.

Влияющие величины указаны в технических характеристиках руководств (инструкций) по эксплуатации, мануалов и т.д., частично их указывают в описаниях типа - приложениях к сертификатам (свидетельсвтам) об утверждении типа средств измерений. На расходомеры могут влиять вязкость, плотность, температура, давление жидкости, длина прямых участков "до" и "после", засорение фильтра и состояние струевыпрямителя (при его наличии). наличие второй фазы - газа в жидкости. Для некоторых типов СИ указаны доп.погрешности в виде отношения к отклонению температуры или давления от нормального значения.

Проще сказать, что не влияет на ТПР.

Если есть замечания, то их можно писать на полях документа, а затем визировать документ в оригинале (после устранения замечаний, конечно). Факт проведения экспертизы должен фиксироваться в журнале. А если документ многостраничный или экспертиза проводится "на сторону" то правильным будет оформление экспертного заключения, которое должен утвердить Ваш технический руководитель (главный инженер) или главный метролог. Всё это прописано в 7 разделе РМГ 63-2003.

Новые массомеры похоже, раз СИКН испытуют. Любопытно: по какой методике поверяли и как КМХ проводили?

Так вот и провели испытания с целью утверждения типа. А белорусы- наоборот: изготавливают, но в ОТ не влючили. Чудеса.

Ничего не пойму. У этих резервуаров высота меньше 20 м.

Извиняюсь за нескромный вопрос: зачем понадобилась такая длинная с лотом? И зачем они 100 метровые изготавливают

Странно: в прайсе (свежем!) на сайте у них вообще нет рулеток 2 класса. Видимо "спец.цена" :scribbler:/>

Тогда есть Контур-М, г.Казань. В ОТ к свидетельству № 48078 на №г.р.51171-12 у них указана Р30Н2Г. Телефоны указанные в описании типа:(843)6578631, 2399207.

ЗАО "ОПИКА" (Беларусь), если с грузом (лотом). У ЗАО "ЦНТ "ОПТИМА" телефон в Питере 1128077 (не как в ОТ), но адрес тот же.

КГР "ЗОНД", КГР "МИГ". См. на сайте ООО "НЕФТЕСТАНДАРТ" здесь «ПИГЛ», «МИГ», «ЗОНД», «ГРАД» это все на базе установки 5л62(5л22). Нужно что то другое посовременней и по компактнее. Нашел установку УПТМ-03 (гос реестр №25285-03)и установку С-01 (гос реестр №29104-05) но их кажется нет в свободной продаже. Так же нашел установку УПМВ производства ООО «ИПФ «Нептун». Кто нибудь пользовался ей или слышал какие нибудь отзывы? Знающие люди подскажите, какие еще бывают СИ для поверки автоцистерн? Электромагнитный расходомер с ПГ не хуже 0.15% будет, по-моему, гораздо дешевле.

А если "свежий" ареометр покажет посредине? Что делать будете? В поверку сдавайте ареометры. Уважаемый Старый! В вашем случае, если уж так необходима точность, я бы посоветовал Вам входной кнтроль СИ. Для этого необходимо иметь СИ как минимум на 1/3 точнее контролируемых. Си не соответствующие требованиям ОТ бракуются. Да уж какая точность. В 10 раз превышение предела ПГ. Если условия измерений были близкие, то явный брак в изготовлении стекляшки.

Условия измерений одинаковые были? Температура нефтепродукта, например.

А если "свежий" ареометр покажет посредине? Что делать будете? В поверку сдавайте ареометры.

Решается только комиссией. После выявления причин отклонения превышающего допустимые пределы (+- 0,15%). Порядок прописан в инструкции эксплуатации СИКН. Часто там же (в ИЭ СИКН) приводится формула пересчета, примерно выглядящая так: от полученного отклонения (в Вашем случае 0,21%) отнимают "положенные" 0,15%, умножают результат на массу нефти, измеренную измерительной линией с этим ТПР, и всё делят пополам (из-за неопределенности момента превышения предела). Формула весьма спорная. При бурном обсуждении "Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти" 2005 года эта формула не была включена в НД. И не во всех ИЭ СИКН она есть.

Регламентируется пунктом 5.1.8.8 "Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти" 2005 года: "Определение коэффициента преобразования ПР в каждой контролируемой точке расхода проводят в соответствии с требованиями методики поверки ПР. ". В большинстве случаев методика поверки- МИ 1974-2004. А ещё на каждую конкретную СИКН есть аттестованная методика измерений массы нефти, в которой должен быть раздел про порядок контроля МХ средств измерений, включая ПР. К сожалению, не всегда данные методики учитывают реальный состав СИКН и актуальность нормативных документов, являя собой клонов МВИ с других СИКН .

Складывается парадоксальная ситуация, при поверке наших пикнометров ВНИИМ в 2010г. нам так же указали погрешность определения вместимости +-0,05см3, но в 2012г. исправились и указали погрешность +-0,025см3. Летом 2010 "всплыло" датированное 14.12.2009 изменение № 1 к МИ 2816-2008, которое не было зарегистрировано ВНИИМС,отсутствовало в указателях и т.п., но легитимность подтвержденна ВНИИМ письменно. "Послабления" аргументировались просто: не проходит половина пикнометров в указанные 0,025 см3, да и не к чему- запас большой, хватит и 0,05 см3. Почему "исправились" в МИ 2816-2011 - вопрос. Честно говоря, мое мнение, что погрешности по вместимости вообще не должно быть, т.к. имеется Описание типа на установку H&D Fitzgerald, а описания на сами пикнометры я не видел. P.S. Если у Вас имеется возможность пришлите пожалуйста мне sshoma@mail.ru методику МП 2302-0035-2008. Заранее спасибо. В самой МП 2302-0035-2008 отсутствует критерий по изменению вместимости от полученной при предыдущей поверке. В недалекие времена при таких отклонениях, пикнометры браковали.

Ну да, это только ИЛ, а БКК разве нет? Если нет необходимости в СИКН, например при отпуске н/продуктов партиями, то не обязательно вести непрерывный контроль показателей качества в БИК. При таком учете достаточно лабораторных показателей на партию. Временные привязки сдесь также не критичны: снятие показанй с массомера на начало и на конец партии, просто счетчик. Этот счетчик и поверять можно не на месте эксплуатации, а "по воде", на проливной установке (согласно описанию типа). Только это не касается организаций системы "Транснефтепродукт", так как действует разработанный ВНИИР документ МИ 3275-2010 "Метрологическое обеспечение учета нефтепродуктов при их транспортировке по системе магистральных нефтепродуктопроводов". Там прописана необходимость ПСП, СИКН и т.д.

как понять не объединять? Весь учет у Вас - в массомере (массомерах). Он (массомер) уже утвержденного типа, имеет МП, свидетельства и сертификаты. А в АСУТП забирайте цифрой нарастающие показания массы нефтепродукта.