SMAN

Например МИ-2220-13 Спасибо но в моем случае трубопроводы теплосети... Они под давлением...

Тут в этом ГОСТ 8.611-2013 очень важно прочитать пункт 1.2... Ну где область применения стандарта описывается... Для случая, когда используются заводские УЗПР с электроакустическими излучателями, контактирующими непосредственно со средой, все таки ориентироваться лучше на МИ 3213-2009.

Может и существует но со своего опыта хочу сказать, что все расходомеры жидкости ультразвуковые которые установлены на предприятии где я работаю имеют каждый свою методику. Тут заказчик утверждает, что и на ультразвуковые расходомеры жидкости (с заводскими офланцованными УЗПР)требуется делать замеры внутреннего диаметра измерительного трубопровода (по аналогии с МИ 3213-2009 или ГОСТ 8.611-2013). Ну если надо - сделаем, но какие требования к геометрии ИТ при этом выдвигаются?

А существует ли МИ на измерение объемного расхода жидкости ультразвуковыми расходомерами?

Спасибо за ответы!

Возник вопрос у заказчика: На основании каких нормативных документов добавляют масло в гильзы термометров на теплосети. В каких случаях его добавляют? Какие марки масла для этого должны использоваться.

Узел коммерческого учета газа. Измеряется объем газа при стандартных условиях. Т.е. как я понял если наличие или отсутствие компонента влияет на расчет объема газа на порядок меньше, чем требуемая точность, то им можно пренебречь? Т.е. мне достаточно это показать в расчетах.

Вопрос первый: В состав газа, который приходится измерять хроматографом входит газ Этен. Хроматограф его содержание измерить не сможет. Его содержание очень не значительное не более 0,01%. Можно ли пренебречь в расчетах этим компонентом? Вопрос второй: Согласно ТУ в газе, измеряемом УКУГ 0,6% водорода. Допустимо ли использовать для рассчета его теплофизических свойств метод NX19 или GERG91

ISO 5168 Может этот стандат есть у кого? Посмотрите вот эти стандарты: Р Газпром 5.6-2008, ГОСТ Р 8.741, ГОСТ Р 8.740 Спасибо большое

ISO 5168 Может этот стандат есть у кого?

Узел учета газа на базе ультразвукового расходомера Daniel SeniorSonic и вычислителя FloBoss S600. Плотность и состав газа считывается с хроматографа Daniel Модель 700. Как рассчитать погрешность УКУГ с хроматографом? Есть какая-нибудь методика или стандарт?

Метран-300 ПР очень хороший и надежный прибор. 14 лет их устанавливаю на УКУТах и вот что хочу сказать... 1. Любой прибор имеет свои условия применения. Так, например, в случае с Метраном-300ПР избыточное давление в трубопроводе должно быть больше 100 кПа (в документах на метран чуть меньше, но опыт говорит что лучше что бы так). Какое давление у Вас в сетях с ГВС в период пикового разбора? При низком давление у Метранов моргает авария и прибор ничего не измеряет. Были замечено так же что при скачках давления в сети прибор показывает значительно завышеное значение расхода. 2. Судя по описанию у вас расход на ГВС считается как разность расходов между подачей и обраткой... В этом случае нормальным явлением является т.н. "метрологический расход". Т.е. приборы имеют некоторую погрешность измерения (один завышает, другой занижает или как-то по другому) разность будет выглядеть как некоторый расход даже если по счетчикам в домах никто ГВС не потребляет. Перестановкой местами рассходомеров добиваются что бы т.н. "метрологический" расход был положительным (ибо что делать с минусовыми объемами ГВС никто не знает). 3. Метран 300ПР требует качественной врезки. Наплывы, выступающие в трубу прокладки, не полностью открытые задвижки до расходомера по потоку серьёзно искажают результат измерения. Трубы на прямых участках с Метраном-300ПР должны выбираться строго в соответствии с рекомендациями РЭ. 4. Возможно такое у вас или нет, но на работу Метрана-300ПР очень влияет подмес более холодной воды до расходомера по потоку. Серьёзное искажение наблюдалось даже на участке, где подмес был в 20 Ду до расходомера по потоку.

Спасибо большое. Кстати, внимательно вчера перечитывал новые правила и обнаружил в п.21 в последнем предложении

По новым правилам коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя (от 18 ноября 2013 года)есть вопросы В старых правилах 1995 года приводились принципиальные схемы размещения точек измерения, в новых этого нет. Как правильно должны быть расставлены датчики расхода давления и температуры на прямом и обратном трубопроводе? Как в старых правилах: На прямом тр-де по потоку датчик температуры, датчик давления, датчик расхода. На обратном тр-де по потоку датчик расхода, датчик давления, датчик температуры. Или можно на измерительном участке и на прямом и на обратном трубопроводе измерять температуру и давление по потоку после расходомера?

Вот и непонятно в чем метрологическая значимость функций представления, хранения и передачи. Поясню еще более приземленно... Вот я измерил, рассчитал и заархивировал (по какому-то атестованному алгоритму) какой-то коммерчески значимый параметр. Все. Это некое число к привязкой к дате и времени своей регистрации (возможно еще с каким-то признаком или статусом). Все что касается времени в данном случае - это тоже метрология, но вот как, когда и куда я эту инфу буду передавать это уже к метрологии явно никакого отношения не имеет (при передаче ведь оно не меняется). Где и как я его храню - это тоже на него никак не влияет (в бинарном виде, в ASKI или там в MS SQL -ничего не меняется). То же по поводу предсталения. Вот в том-то и дело, что далеко не всегда метрологически значимое ПО можно отделить от остального. И чем дешевле приборчик тем сложнее с этим. При этом смотрите - с теми же электросчетчиками и теплосчетчиками/расходомерами основной вал ошибок и багов - это комуникационные функции... и что сделал, атестовал и забил на глюки.