Tresh63

Да, возможно вы правы, не обратил внимание что нижний диапазон плотности газа выпадает за 0,66 кг/м3. Спасибо за замечание.

Плотность газа лежит в приемлемых условиях для применения методики ГОСТ 30319.2-2015, что позволит вам не применять полный компонентный состав и не разрабатывать индивидуальную методику для данного состава. Вам подойдет любой вычислитель в котором реализован данный метод расчета коэффициента сжимаемости. В том числе можно будет установить значение плотности и содержания 2 компонентов азота и диоксида углерода как условно-постоянное значение тем самым сократив периодичность отбора проб газа и введения значения в вычислитель.

В каком диапазоне у вас лежит плотность поставляемого топливного газа?

А так же есть сейчас требования, что все измерения в сфере ГРОЕИ должны выполняться по аттестованным методикам измерения, где ПР 50.2.019 не фигурирует, отсюда возникает необходимость соответствия узла требованиям ГОСТ 8.740-2011 или индивидуальной методике измерений аттестованной в установленном порядке. Если у вас типовой ИК возможно у его изготовителя есть методика измерения, где ваши требования соблюдаются, тогда вы можете применить ее и провести аттестацию узла с получением акта на соответствие УУГ требованиям данной методики измерений.

ГОСТ 30319.2-2015 описывает метод расчета коэффициента сжимаемости газа, по плотности газа в стандартных условиях и двум компонентам содержанию азота и диоксида углерода. Если вам необходимо определить плотность газа используют ГОСТ 31369-2008. В ином случае вы можете взять плотность газа при рабочих условиях и привести ее к стандартным (в случае если у вас плотность определяется таким способом), в остальных случаях плотность газа определяется хроматографическим методом на лабораторном или поточном хроматографе по полному компонентному составу. Природный газ всегда имеет паспорт газа, в котором параметры плотности при стандартных условиях указаны. По двум компонентам плотность не считают, эти параметры являются влияющими на коэффициент сжимаемости поэтому их применяют совместно с плотностью при стандартных условиях, когда нет необходимости или возможности вводить полный компонентный состав.

Сравниваете значения с градуировочными таблицами предыдущими, оцениваете расхождением по протоколу градуировки, обычно прикладывается к градуировочной таблице, где на нужном поясе увидите радиальные отклонения. В случае обнаружения значений сильно отличающихся от значений предыдущей таблицы, в случае если она вас ранее устраивала и вопросов к ней не возникало, идете к резервуару и в нужной точке разбивки, смотрите есть ли вмятина или выпучина, исходя из этих данных приходит понимание, откуда появилось отклонение в объеме. Так же возможно есть необходимость оценки нивелировки.

это скорость звука в азоте (значение скорости передачи сигнала от сенсора к сенсору в ультразвуковом расходомере)

У нас программный комплекс Расходомер-ИСО. Производим расчеты на нем для УУГ и расходомеров.

Если давление 1,1 (изб.), то 347,738 м/с, если давление 1,1 (абс.), то 347,578 м/с

Руководствуйтесь требованиями ФЗ-171 регламентирующий требования к вашему технологическому оборудованию. По беглому просмотру я понял, что система учета продукции должна быть автоматизированной, а это значит что на приемке и отпуске у вас могут стоять системы учета и это должно снимать с вам требования к емкостям, так как емкости перестают быть мерами вместимости и учета продукции.

Если ваши емкости не предназначены для учета продукта в сфере ГРОЕИ, то вы можете делать с ними все что вам захочется, но возникает момент, что вам для проведения калибровки (градуировки), нужно будет разработать методику калибровки. Так же нужно предусмотреть как будет фиксироваться уровень и текущий объем, при том способ фиксации уровня при калибровке и при эксплуатации должен иметь одну шкалу. Если вы в дальнейшем планируете использовать мерные линейки, то лучше и калибровку проводить сразу по ним, если будете использовать рулетку, то соответственно при калибровке лучше использовать метод дозирования (нужно предусмотреть как это реализовать на электромагнитном счетчике, чтобы фиксировалась определенная доза налива и прекращался налив), когда по результатам выдачи определенной дозы будет фиксироваться уровень по рулетке, и далее производиться расчет градуировочной таблицы. Для разработки методики калибровки можно взять за основу стандарты для поверки резервуаров, описывающие типовые операции выполняемые при измерениях и дальнейшей обработке данных.

В данном вопросе вам например может помочь программа для расчета погрешности узлов учета газа, например Расходомер-ИСО (ГОСТ 8.611) или аналог. Метод расчета по ГСССД МР 228-2014. Ну или скажите значение давления и температуры, я подскажу вам значение расчетное.

Имитационный метод поверки некоторых ультразвуковых расходомеров, предусматривает поверку с закачкой внутрь полости азота и определения скорости звука, и сравнение его с расчетным значением.

ГОСТ 8.586.1-5-2005 это перечень стандартов устанавливающих метод (методику) измерений объема газа с помощью сужающих устройств методом перепада давления. ГОСТ 30319.2-96 Стандарт (отмененный), описывающий метод расчета коэффициента сжимаемости газа на основании физических свойств. Актуальной заменой данного ГОСТа является ГОСТ 30319.2-2015, который обязателен к применению с момента вступления его в силу, и распространяющийся на вновь строящиеся или реконструируемые узлы учета газа. Тем самым, в случае, если у вас УУГ (комплекс измерительный), на СУ, то метод измерений должен реализовываться в соответствии с требованиями ГОСТ 8.586.1-5-2005. Данные требования устанавливают методы и средства выполнения измерений на УУГ с СУ, но в тоже время данные стандарты не аттестованы в качестве метода (методики) измерений и не внесены в ФИФ ОЕИ. 102 ФЗ, регламентирует что измерения должны производиться по аттестованным в установленном порядке методикам измерений, следовательно, нужно провести процедуру аттестации узла по ГОСТ 8.899-2015. После чего получить акт о соответствии или несоответствии УУГ требованиям настоящего стандарта. В случае если у вас старый УУГ (комплекс измерительный) и в нем применяется устаревший метод расчета по ГОСТ 30319.2-96, но его замена на ГОСТ 30319.2-2015 в обязательном порядке имеет необходимость только при реконструкции, либо если у вас это установлено договорными обязательствами с газоснабжающей организацией.

Для массомеров давление маловато, у них чувствительность плохая при низком давлении газа, а так да, хороший вариант.

И что там от давления останется после установки струевыпрямителя? Вроде как узлы и реконструируют как раз, чтобы уйти от СУ и перейти на современные технологии. Относительно пол потолок это сомнительное суждение, да, бывают такие проблемы, но не у всех расходомеров в таких случаях как раз применяются 4-х лучевые расходомеры, в частности Flowsic600, в таких условиях проблем не имеет. Мы ставили 2 лучевые расходомеры на СНГ и СОГ, проблем со стабильностью работы и показаниями не возникали, при чем на этих узлах стоит схема КМХ и все прекрасно бьется, единственная проблема которая возникает с 2 лучевыми расходомерами, это геометрия потока, вот тут они начинают чудить, если не учесть завихрения и не подобрать правильную длину прямолинейных участков, в свою очередь применение 4-х лучевых расходомеров, эту проблему хорошо решают. По поводу применения СУ ничего против не имею, основная проблема добиться его стабильной правильной работы, слишком много влияющих факторов и проблем с обслуживанием

У вас узел топливного газа (синтез газ), поэтому этот газ обычно не относят к ГОСТ Р 8.733-2011, так как он не является продуктом нефтедобычи и не относится к природному по ГОСТ 8.741-2019, так как не является подготовленным газом до требований природного и не передается по сетям газоснабжения. Тем самым при подготовке ТЗ, вам следует установить требования к узлу учета и нормы точности исходя из ГОСТ Р 8.733 или ГОСТ 8.741, но при этом данные ГОСТ не применять. Установить определение расхода и объема газа в стандартных условиях по индивидуальной методике измерений с применением требований ГОСТ 8.611-2013, с применением метода пересчета по плотности. Вычислитель вам подойдет например УВП-280 (недорого, технологично и просто), универсальное средство Для решения задач по измерению плотности существуют поточные плотномеры газа, например GDM и SGM Расходомер для таких давлений лучше наверное будет ультразвуковой, так как позволит производить его обслуживание и поверку на месте эксплуатации, по уровню точности подойдет 2-х лучевой (но на влажном газе бывает нестабильная работа), если у вас газ лишен таких проблем, то можно будет остановиться на нем, если нет, то лучше 4-х лучевой. (для примера можно рассмотреть KROHNE 7300), при имитационной поверке точность 2 % при проливной 1 %, изготавливается у нас и вроде бы даже имеет адекватную цену.

Для данного типа эталона, разряд получается методом сравнения отклонения от характеристик эталона 1 разряда, это указано у вас в паспорте так же. Если бы отклонения сравнивались со вторичным эталоном, то возможно он был бы и 1, но так как аттестация производилась на эталоне 1 разряда (что гораздо дешевле, чем на ВЭТ), то у вас 2 разряд.

Это оффтоп, моя ситуация, по которой я прошу вас проконсультировать.

Проконсультируйте меня пожалуйста по вопросу замены вычислителя 2014 года выпуска с методом расчета GERG91 на аналогичный вычислитель 2019 года выпуска с методом расчета ГОСТ 30319.2-2015. Как мне оформить данную процедуру и требуется ли мне новая аттестация узла?

Было бы неплохо давать развернутые ответы о своем скромном мнении.

У вас в паспорте на баллон указан разряд. Зачем что-то изобретать? Так же не вижу нигде информации, что ГОСТ 8.578-2014 отменен, было переиздание, но не отмена.

Акт проверки реализации методики измерений действует до реконструкции или замены СИ. В вашем случае при добавлении (замене) корректора, вы изменяете состава узла измерения. При добавлении нового вычислителя у вас скорей всего в нем используется новый метод расчета коэффициента сжимаемости по ГОСТ 30319.2-2015, а в старом ГОСТ 30319.2-2015 (NX19, GERG91), что будет противоречием, вы либо эксплуатируете старый узел до реконструкции со старым методом расчета коэффициента, либо переходите на новый. Так же при установке нового вычислителя, у вас в нем нет архивов по расходу и объему поставленного вам газа. Возникает вопрос о необходимости применения второго вычислителя? В случае если ваше желание о наличии второго вычислителя не пропадет, вам следует провести реконструкцию узла (по согласованию с контрагентом поставляющим вам газ), на установку нового вычислителя, проверки реализации методики измерения с получением нового акта и новой пломбировкой СИ службами контрагента. Почему 2 вычислителя это плохо, потому что данное решение применяется только на важных узлах учета газа, где идет одновременное дублирование СИ (есть такое требование), так же данные вычислители работают параллельно, что позволяет вести учет и накапливать архивы синхронно, что позволяет избежать путаницы и разбалансов. В вашем случае при использовании второго вычислителя, вы вряд ли получите плюсов больше, чем минусов. Так как даже если вы его хотите использовать как резервный (запасной), каждый раз при его подключении, вам нужно вызывать обслуживающую организацию, для фиксации показаний старого, начала отсчета архива по новому, что с большой долей вероятности ничего кроме проблем не принесет.

Понял вас, не сразу сообразил что про производственный контроль на ОПО.