tim_evstigneev

Сами описания типа и методики меняются регулярно. И в новой методике не всегда написано, что теё область применения распространяется на все СИ, находящиеся в использовании, в том числе и ранее выпущенные. Причём бывает, что при переутверждении СИ из документа пропадают модификации приборы, которые уже находятся в использовании и потребитель оказывается в патовой ситуации, когда покупал он нормальное СИ в реестре, а потом оказывается у разбитого корыта и не может поверить свои СИ, так как ЦСМ теперь пользуются вариантом из ФГИС АРЩИН, а там только последняя версия. Например искробарьеры серии К 22153-14. В 14 году около 62 модификаций, в 17м году ОТ поменяли и всего 50 модификаций оставили. А меняют только файл в АРШИНе и заранее об этом не узнаешь. Здесь поможет только разъяснение из Росстандарта. Мы такое запрашивали. Он прямо отвечает какие СИ по одному номеру реестра по годам выпуска по каким методикам поверяются. Без этого никак. Проблема АРШИНа, что он не хранит всю базу описаний типа и методик, а только последние.

Но ведь у этих газосигнализаторов есть своя собственная методика поверки? Все равно там будут указаны ПГС с концентрациями метана в объёмных долях. Эталон будет выбран относительно соотношения 5 % об. д. - 100 % НКПР

В связи с последними событиями перешли на Хромос ПГХ-1000. Большой наработки по времени нет, но пока работают. К интерфейсу надо привыкнуть, конечно.

Для расчёта массовой доли воды и последующего расчёта массы нетто нефти нужна плотность нефти в условиях измерения объёма (массы). То есть в рабочих условиях. Получив данные с МПР он сможет их рассчитать. Второй вариант это отбирать пробу в БИК и приводить к рабочим условиям. Поскольку у него нет нормального плотномера, то я бы использовал данные с МПР, так как меньше операций по приведению и сразу средневзвешенное значение. В любом случаем погрешность в м.д. % воды из-за плотности не сильно вырастет, даже если значения +- 2 кг/м3 будет плавать. Тут больше зависит от количества воды.

Пока ТС не показал свою МВИ как у него реализован ввод плотности для расчёта массы нетто. По результатам объединённой пробы или по средневзвешенным за смену/сутки. Раз есть целый БИК, то скорее всего по объединённой, но видимо данный метод его не устраивает Оба варианта допустимы. Для автоматизации расчётов проще завести плотность с линий в ИВК. То что плотность получится с большой погрешностью - не так критично для его целей. Но в целом для понимания баланса можно и формулами из МИ 3532 пользоваться, ведь узел оперативный, никто не заругает.

А что за ИВК у вас? Почему не можете завести плотность с каждого МПР в расчёт? Несколько измерительных линий, у каждой своя плотность, температура и давление в рабочих условиях. Исходя из этого считается массовая доля воды по БИК

Да, всё так, плотность воды берётся 1000

Сначала определитесь с методом поверки. То есть имитационным на месте эксплуатации или на стенде с демонтажом. Многое зависит от диаметра, возможности снятия

Здравствуйте, Нашли в итоге эту методику?

Можете, почему нет? Ставите первую точку измерения и закидываете термометры по очереди, дожидаясь стабилизации и сравниваете показания с эталонным. Затем вторая точка и тот же самый принцип. Ни в одной методике поверки не видел прямого запрета на такую схему. Особенно это подходит для сухоблочных калибраторов. Ведь жидкостной позволяет сразу прогнать минимум штук пять за цикл.

Поскольку вы не поверяете ТПУ, а производите ревизию, то не обязаны заглядывать в МП, а руководствоваться только данными из ОТ. Пломбы поставить обратно придётся и скорее всего того же самого ЦСМ, предполагаю, что с занесением записи на обратной стороне свидетельства, где перечислены СИ, входящие в состав и детекторы (Mag-Tek). Что странно при поверке данной ТПУ по методике 1972-95 появляется пункт 6.6, который ужесточает допустимую погрешность отклонения от результатов предыдущей поверки. То есть если появляется желание заменить детекторы без переповерки, тогда надо попасть в погрешность 0,35 для первого разряда и 0,6 для второго. В новой методике 2974-2006 этот пункт пропал. видимо с появлением примечания об обязательной переповерке. Так что если бы поверяли по 1972-95, то шанс отвертеться бы был. В вашем же случае только по договорённости с заказчиком

Это погрешность, вызванная разностью между давлением при калибровке массомера на заводе (насколько я помню это 20 psi) и давлением среды при измерениях. То есть допустим у вас процесс идёт при давлении 1 МПа, соответственно разница достигает 1-0,13 = 0,87МПа. Итоговая вносимая погрешность равна 0,87/10*0,015% = 0,13%. Что достаточно много. Тут выхода два - если у вас давление примерно постоянно, то калибровать ноль при текущем давлении. Соответственно у вас применится поправка не на 20 psi, а на ваше давление. Или если у вас давление играет, то реализовать компенсацию по давлению (это просто, описано в руководстве), тогда данную погрешность можно не учитывать.

А что с плотномером? Его КМХ проводите? он ведь тоже участвует при проведении кмх по ТПУ. Может с плотностью не лады Итоговую массу нефти с CMF400 как высчитываете? если через через контроллер, используя только сигнал с частотного выхода, то замена вторички не поможет.