raladan

Мне кажется, ответа пока нет. А проблема та же. Есть партия вагонов, весы определяют массу нетто в движении без расцепки. Погрешность для каждого вагона определена. Как определить допустимую погрешность для этой группы ж.д.ц. (к примеру пять последовательно взвешиваемых ж.д.ц. в общей ставке из 30 ж.д.ц.)?

вопрос по расчёту в арифметическом виде (exel) - это выглядит так: Vi=V*(1+(2*1/Т*12,5*0,000001+1/Т*12,5*0,000001)*(Т-20)) где Т - температура продукта в резервуаре. Например, если объём по таблице 1000, то при Т=13 по формуле получится 999,9798077 правильно я считаю? И ещё. (Сам быстро поленился найти). Если уровень измерен не рулеткой, а радарным уровнемером, то какая формула применяется? Есть сомнения, что многие форумчане близко знакомы с МИ 3252. 1. расчет неверный. "температурный коэффициент линейного расширения материала стенки резервуара, значение которого принимают равным 12,5·10-6, 1/°С;" Здесь 1/°С - это единица измерения. Тогда корректная формула: Vi=V*(1+(2*12,5*0,000001+12,5*0,000001)*(Т-20)). И при табличном объеме 1000 м3, при температуре измерения объем равен 999,738 м3. Все расчеты для случая, когда измерение уровня производится стальном СИ. Для алюминиевого СИ коэффициент расширения иной. 2. При применении радарного уровнемера формула должна выглядеть так: Vi=V*(1+(2*12,5*0,000001)*(Т-20)). Однако в МИ про это упоминания не нашел. 3. Если используется понтон, то необходимо учитывать объем вытесняемой жидкости по формуле Б.1 (страница 23). 2.

Мы купили Белопусские. Скоро попадут в цех, тогда и оценим.

Огромное спасибо!

интересует именно автоматизация измерения уровня нефтепродукта, а не воды))) ММС уж очень дорогая :yes-yes:/>

Можете описать принцип их действия? И не могу найти свидетельство утверждения типа.

Имеют. И если "убыль/прибыль" попадает в величину погрешности, то говорить о "убыли/прибыли" ещё нельзя. а если нужно вести учет добавленного кол-ва реагентов? на входе А, измеренная СИ1. Добавляем малое, но конечное количество реагента Б, измеряемое СИ2. На выходе имеем показания СИ3 на потоке А+Б, при то что Б крайне мало по сравнению с А. Б в несколько раз меньше погрешности СИ1, СИ3. Вопрос: как организовать учет А,Б,В? Пример из жизни

Уточнусь, а разве не кореньквадратный(3*3+3*3)?

Коолеги, прошу подсказать. Тема для меня совершенно новая, и все такое не понятное У нашей организации есть договор поставки и транспортировки газа с ООО "Газпром межрегионгаз" и "N газовая компания" для нужд котельной. В договоре прописано, что "определение количества газа(объема) производится по узлу учета газа(УУРГ) в соответствии с требованиями ГОСТ 8.586.1-5 2005, ПР 50.2.019-2006 во взаимосвязи с ГОСТ 30319.0-3-96, с учетом ГОСТ 31369-2008 и ГОСТ 31370-2008 и другой действующей НД". В приложении к договору указан перечень газоизмерительного оборудования: 1. Ирвис-РС4 (2 шт.). 2. Корректор (2 шт.). Все всегда было нормально: снимали показания с Ирвис, отвозили их в Газпром, и платили по счетам. Вчера приходил представитель "N газовая компания". Составил акт проверки условий поставки и транспортировки газа. Все нормально, все опломбировано, поверено и пр. Однако указал следующие замечания: "Отсутствует расчет относительной неопределенности результатов измерений и акт проверки состояния и применения средств измерений и соблюдения требований ГОСТ Р 8.740-2011". "Узел измерений не соответствует п. 2.5. Правил учета газа". Открыл "Правила учета газа" п. 2.5. "Измерение и учет количества газа, осуществляемые по узлам учета потребителя газа и поставщика, производятся по методикам выполнения измерений, аттестованным в установленном порядке. Определение количества газа должно проводиться для нормальных условий. По согласованию поставщика и потребителя газа определение количества газа может проводиться по приборам с автоматической коррекцией по температуре или по температуре и давлению. На узле учета должна быть предусмотрена регистрация на бумажных носителях всех измеряемых параметров газа." Проверка и составления акта производились без меня. Насколько я понимаю, нам вменяют отсутствие МВИ и не соблюдение требований ГОСТ Р 8.740-2011. Применение ГОСТ добровольное. А вот с методикой сложнее. Не могу разобраться действительно ли она нам нужна? В описании типа на Ирвис указано, что объем (массу) он измеряет с определенной погрешностью. Зачем тогда МВИ? Что за дичь! или я не прав??

а Вы выставили АЦ горизонтально? а МИ на измерение кол-ва НП у Вас есть? имхо. Я бы не стал на такие мелочи обращать внимание при получении НП в АЦ.

У нас (ДО Роснефти) КИП отвечает за ПЧ. За все кроме ввода высокой части.

А есть ли какие-нибудь требования по проведению замеров скорости ветра и температуры? Вот коллега уверяет, что на нефтебазу нельзя просто купить ручной анемометр, а необходимо осуществить установку его на матчу. Правда ни на какой НД сослаться не может. Может быть кто-нибудь сталкивался? это обоснованное требование?

По описанию типа - то что нужно. Однако необходимо рассмотреть несколько вариантов. Попался такой: РУГ-РЭМИ. прочитал описание типа и ничего не понял. с виду - обычная рулетка с лотом И еще есть Enraf HERMetic. Кто-нибудь с ним работал?

Коллеги, помогите с выбором электронного метроштока. Требования минимальные: Погрешность 1 мм. длина до 4 м. определение уровня подтоварной воды. Госреестр РФ. Измерение уровня НП в ЖДЦ, РГС. ЭМ-0301 от "САОН-система" - производство запускает по факту заключения договора строго на указанное количество. через пол года вовсе будут думать об окончательной остановке производства. Кто-нибудь вообще эксплуатировал ЭМ-0301? С интересом присмотрюсь к иностранным, если есть что-нибудь на заметку :о)) Спасибо!

Коллеги, здравствуйте. Помогите определиться с выбором электронной рулетки для измерения уровня нефтепродукта в РВС. Требования коротко: - внесена в реестр - погрешность +-3 мм - длина не менее 15 метров - как дополнительная (приятная) опция измерительный канал на плотность и температуру Есть ли у кого-нибудь опыт эксплуатации? Любая информация будет полезна! Спасибо.