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.

В МИ 3290-2010 - излагается что теперь должно обязательно быть в Описании типа ГР СИ: Так раздел 4.2.5 «Идентификация программного обеспечения и оценка влияния на метрологические характеристики средства измерений» включается в программу при наличии программного обеспечения. В разделе предусматривается проверка соответствия следующих заявленных идентификационных данных программного обеспечения: • наименование программного обеспечения, • идентификационное наименование программного обеспечения, • номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения, • цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода (для автономных программных продуктов контрольная сумма рассчитывается только в той части программного обеспечения, которая может оказывать влияние на метрологические характеристики средства измерений)), • алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения, проверка уровня защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010 (уровни А, В или С). Вроде все нормально, софт, влияющий на метрологию изделия должен иметь идентификатор и д/б сертифицирован но дальше веселее. Загляним в МИ 3286-2010... там в п.3.4.2. написано: "К метрологически значимой части ПО СИ относятся программы и программные модули, выполняющие функции сбора, передачи, обработки, хра-нения и представления измерительной информации, а также параметры, ха-рактеризующие тип СИ и внесенные в ПО." Не, про сбор, обработку и параметры характеризующие тип СИ (наверное имеются в виду его конфигурационные параметры).... тут трудно не согласится, но какое отношение к метрологии имеет передача, хранение и представление информации? Я вот что хочу понять - сейчас чтоб сдать в метрологию систему мне потребуется аттестовать СУБД (хранение), SCADA (HMI)-программу (представление) и OPC-сервер (передача данных)? Но это пол беды... далее совсем непонятное говориться: "3.4.3. После утверждения типа СИ метрологически значимая часть ПО не должна изменяться. Любая модификация метрологически значимой части ПО приводит к изменению его идентификационных данных (признаков) и к необходимости повторной проверки ПО." Не. ну когда разговор идет об изменении части ПО ответственной за сбор,обработку и конфигурирование... тут как бы вопросов нет. Другой вопрос про остальные пункты... Как СУБД может повлиять на метрологию? Как процесс передачи уже измеренных и обработанных данных может повлиять на метрологию? Как изменение отчетных форм или графиков тренда может повлиять на метрологию? Зачем эту часть воопще атестовывать как метрологически значимую?

У нас обычно зимой (пока водоемы подольдом)холодную воду принято считать +5 гр.С А летом... тут как договоришься обычно те же +5... хотя бывало и +10 и +15...

Для ГРЭС, ТЭЦ и подавляющего большинства крупных котельных замечание верное... Обычно подач и обраток от разных потребителей множество, а подпитка одна... и подается как-нибудь по хитрому в схему, что просто так не измерить... Так что приходится создавать двухканальную схему где погрешность как-то мутно нормируется по ГОСТ Р 8.591-2002. Потом пытаться описывать этот узел - как потребитея установленный на источнике... + Требования к минимальным/максимальным потерям у потребителя никем не оговариваются в договорах поставки. Такая вот грустная история... А правила 95-го года - хотелось бы увидеть где-нибудь весь полный список коментариев к ним.

Да, интересная дискуссия... Теперь по крайней мере понятны некоторые настройки у СПГ-762 для К-300... Воопще былобы интересно почитать МВИ на ИРВИС (или какие-нить другие вихревики)

Если была диафрагма, то прямые участки для вихревика есть... Если пар не сильно влажный и на трубе нет вибрации - то вихревики пашут и пашут. Беды возникают при вибрации и при работе в нижней части диапазона расходов. Кстати вихревики "хорошо работают" и на влажном паре... только баланс по таким измерения нифига не сведешь... А "хорошо работает" для эксплуатирующей организации обычно означает только то, что прибор показывает стабильно что-то "похожее на правду". Иначе Реально проверить качество работы датчика можно только другим датчиком (или датчиками)... Короче, сводить баланс по пару приключение не для слабонервных

Дык а куда же смотрит школа (госметрология) ;-) Правда Ваша. Потому и угадываешь всякий раз - а что же ставить? Одно дело - тупо воткнул прибор и он чего-то показывает... другое дело когда баланс потом по ним сводить приходится... А руководства и МИ на трубки, вихревики и ультазвук воопще мало описывают влияние на точность измерения внешних факторов (температура, вибрации и звук, мусор всякий и пузырьки воздуха (для жидкостей), изменение вязкости и пр.). smirnov@prosoftsystems.ru

Про методики не знаю... Но мы брали два сертифицированных ГЛОНАСС/GPS приемника TFAG-50... С одного настраивали синхронизацию точного времени на УСПД... А с другого брали сигнал PPS и заводили на дискретный вход УСПД, по которому настраивали формирование события "замкнуто"/"разомкнуто".... Ну и анализировали записи из журнала событий УСПД: на сколько позже начала секунды возникло событие "замкнуто" (а оно возникает по фронту PPS). Так мы проверяли/доказывали синхронизацию времени УСПД с временной сеткой премников точного времени до 1милисекунды.

Воопще-то и те и другие на моих объектах встречались (150-е устанавливал этим летом). Если ставить планируете на абсолютное/избыточное давление - то в опщем все равно... Если планируете ставить на перепад, то лучше Yokogawa. По поводу качества: Метран-150 - внешне очень симпатичный дивайс... Не чета их ранним сериям. Так же как и "ёжики" он настраивается по интерфейсу (правда если с ёжиками это проходит почти без наказанно, то в нижнем диапазоне метрана - его лучше перепроверить) Так же как и у ёжиков у прибора может быть и порт и hart... см. карту заказа...

Про сыпучие тела не знаю, но уровень в барабане водогрейного или парового котла это к "теплотехническим измерениям"

Метран-331? Да, этот друг боится вибрации... Но он не ультразвуковой.