ciclon79

Пользователи
  • Число публикаций

    56
  • Регистрация

  • Последнее посещение

Репутация

0 Новичок

О ciclon79

  • Звание
    Активный участник

Информация

  • Город
    омск
  • Место работы
    онпз
  • Должность
    специалист

Недавние посетители профиля

9 419 просмотров профиля
  1. Спасибо! В тех. Регламенте приема-сдачи газа какие основные нормативно технические документы указываются?
  2. Добрый день! Прошу помочь мне, дело в том, была поставка КУУГ, в качестве СИ оснащен с ультразвуковым счетчиком flowsic 600 xt, вычислитель Floboss 600+, разработана методика, где описывается, что расчет в стандартые условия количества газа определяется методом PTZ, у вычислителя Floboss 600+, аттестованы методысогласно описанию типа: по гост 8.611, gerg8..., какой метод для обработки результатов данных для приведения в стандартные условия количества необходимо использовать? Необходимо ли указать это в методике измерения? Газ будет принимать Газпром трансгаз. Пожалуйста, если есть подтверждающие документы прикрепите. За ранее огромное спасибо!!!
  3. Добрый день! Подставив в формулу значения R=0.2, r=0.1, k=2 - хотелось уточнить, эти значения откуда?
  4. ciclon79

    СИ температура и влажность

    "Закралась"
  5. ciclon79

    СИ температура и влажность

    СФЕРА ГОСУДАРСТВЕННОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
  6. ciclon79

    СИ температура и влажность

    Сначала необходимо определиться в какой сфере ГРОЭ эксплуатируются прибор
  7. Добрый день, Уважаемые пользователи! прошу Вас помочь в вопросе, при проведении КМХ влагомера УДВН-1пм по точечной пробе согласно ГОСТ 2477-2014, пределы допускаемой абсолютной погрешности испытательная лаборатория дает значение 0,14%. Не могли подсказать, откуда можно получить эти значения, по каким нормативным документам? или все таки необходимо разработать методику измерения для проведения КМХ по ГОСТ 2477-2014? За ранее спасибо!
  8. Добрый день! эксплуатируется АГЗУ с массовыми расходомерами для измерения дебита нефти и газа со скважины , сепарация плохая АГЗУ. подскажите пожалуйста какие приборы существуют для измерения содержания свободного газа в сепараторе и растворенного газа в нефти? за ранее благодарен!
  9. ciclon79

    Радарные уровнемеры

    Добрый вечер коллеги! Обращаюсь с просьбой ответить на вопрос, если кто то из Вас реализовал систему учета нефтепродуктов резервуарного парка нефтепродуктов, какими измерительными системами на основе радарных уровнемеров, лучше оснащать резервуарные парки. стоит ли обратить внимание на продукцию измерительной системы ЗАО "Альбатрос" http://www.albatros.ru/sistema_izmeritelnaya_albatros_tankmenedjer_span_style_color_red.html на основе радарных уровнемеров: Радарный уровнемер (радиоволновый) РДУ1/ГАММА-РДУ1 или лучше приобрести аналоги зарубежных фирм производителей радарных уровнемеров? за ранее благодарен!
  10. ciclon79

    Что такое НКПР %????

    ДОбрый день! Оъясните пожалуйста, на предприятии эксплуатируются газоанализзаторы СТМ 30-50 (Аналитприбор) настроенные на НКПР 20% нижний предел 40% верхний предел, калибруем мы дачики (термохимические)по ПГС метан 1,056 и 2,011 об. долей метана в воздухе, сейчас мы дополнительно устанавливаем датчики оптические СГОЭС (Санкт-Петербург) в резервуарно парке для хранения нефтепродуктов. В проектной документации, проектная органиация установила 20 и 50% НКПР (по пропану). по какой нормативной документации устанавливают эти самые НКПР на взрывоопасном объекте? Помогите пожалуйста разобраться!!!
  11. Вероятно вам нужно произвести утверждение типа вашей системы, как СИ, тогда вопросов не будет. Виктор абсолютно прав. Дело в том, если бы Вы получали результаты измерений с каждого из приборов, а вычисления проводили столбиком, то достаточно было бы аттестованной методики. В Вашем же случае, результаты измерений приборов поступают в систему, ПО системы реализует аттестованную методику. При этом сама система оказывается как неделимое целое. Следовательно, тип системы должен быть утверждён. Процедура утверждения типа измереня как проводиться? по каким нормативным документам?
  12. Добрый день, форумчане! У меня к Вам просьба по разъяснению данной ситуации, у нас на предприятии при наливе в ж/д цистерн нефтепродуктов, разработана МИ согласно ГОСТ Р 8.595 (косвенный статический метод определения массы нефтепродуктов), в данный момент идет модерниация ж/д налива, т.е. внедерения АСУТП, массомеры Promass, датчики давления, температуры. Вопрос, вот в чем: достаточно ли нашему предприятию для совершения торгово- учетных операции согласно ФЗ102 разработать МИ (прямой динамический метод имерения), свидетельство об аттестации МИ? За ранее благодарен!
  13. ciclon79

    Масса НП на нефтебазе. ГОСТ Р 8.595-2004

    вам надо при расчете массы нефтепродуктов разработать и аттестовать МВИ т.е. это может сделать териториальный ЦСМ. согласно ГОСТ Р 8.595, ГОСТ 8.563 вроде, данное МВИ приказом вести на предпрятии