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.

Вообще-то ППР - это планово-предупредительный ремонт. Не стоит смешивать понятия ППР и ТО. Думаю, что не всем Вашим СИ нужен ППР. На мой взгляд правильный вариант такой: открываете паспорт, руководство по эксплуатации и т.п. на Ваше конкурентное СИ и ищите, что закладывает производитель. У нас есть негативный опыт оплаты ТО СИ, которые вообще по мнению производителя являются необслуживаемыми и уж тем более не ремонтируемыми.

Точно, лучше "кривыми" СИ измерять на заправке главное, что бы при пересмене баланс сошелся. если СИ будет "кривое" в невыгодную персоналу сторону, тогда и проверят и откорректируют очень быстро. и поверителя потом вызовут. А теперь представьте сколько вермени нужно персоналу, что бы пролить АЗС c 32 рукавами? Два раза в день. А если представить, что не всё содержимое мерника сольют в резервуар? Ваши действия как руководителя организации?

МИ не нашел. Зато попалось интересное описание процесса: http://geoid.kz/ObmRez было любопытно

а при чем здесь поверители? пРоверку должен выполнять персонал АЗС/АЗК. Ведь не даром же это ПТЭ АЗС У Вас просто нет времени на все эти тех. проливы при закрытии смены. И это еще не все нюансы

Здесь Вы указываете среднечасовые расходы. В действительности измеряется мгновенный расход. Если в течении 10 мин потреблялось 10 м3/час, то среднечасовой расход будет 1.66м3/час. Поэтому с расходомером всё нормально. не понял, почему среднечасовой расход будет 1/6 от расхода за 10 минут. Поясните, пожалуйста.

Немного не так. Согласно ПТЭ АЗС 14.6. В целях контроля работы ТРК, МРК во время передачи смены проводится контрольная проверка погрешности ТРК, МРК с помощью поверенных мерников II разряда. Перед проведением проверки контрольно-кассовую машину устанавливают в режим "технологические операции" или "отпуск в кредит", чтобы в кассовом чеке и фискальной памяти регистратора значение стоимости отпущенного нефтепродукта через ТРК (МРК) не фиксировалось. После проведения проверки нефтепродукт из мерника сливают в резервуар с составлением акта (приложение 9), который вместе с чеком прилагают к сменному отчету. Если значение погрешности ТРК (МРК) выходит за пределы основной допустимой погрешности, то проводят регулировку или, при необходимости, ремонт ТРК (МРК) в соответствии с положениями раздела 6 настоящих Правил. ======= Будете так делать?

Несколько раз были крупные рубилова по вопросу какую методику применять. Очень прошу замазать реквизиты и выложить письмо!

А в чем Вы видите противоречие ПР 006 и ФЗ 102? Любой подзаконный акт должен устанавливать либо процедуру, либо порядок реализации требований, изложенных в законе. Даже без учета того, что 06 правила были написаны под другой ФЗ, в этой части они не противоречат ФЗ 102. Противоречие в том, что согласно ПР есть СИ("включающие в свой состав более одного автономного измерительного блока"), поверка которых обязательно завершается выдачей св-ва (нужно полагать, при положительном результате). А закон говорит или/и знак поверки или/и св-во.

Не всегда. ПР 50.2.006 "1.7. ........... При поверке эталонов и средств измерений, включающих в свой состав более одного автономного измерительного блока и допускающих замену в процессе эксплуатации одного блока другим, выдача свидетельства о поверке является обязательной." Кроме того в некоторых случаях выписка свидетельства оговаривается МП. Здесь именно такой случай. Любой подзаконный акт всегда уступает закону. Поэтому выбора между ФЗ и ПР не должно возникать. Юристы, рассудите!

Действительно, ни какая бумажка не может что-либо гарантировать. Гарантирует метрологическая служба, что её представители провели поверку в соответствии с НД. А в свидетельстве о поверке указаны все данные о том, как проводилась поверка. Я имею ввиду- кто проводил, когда проводил, по какой методике и какие эталоны использовал. Именно по свидетельству метрологическая служба может установить проводилась или нет поверка. Кроме того, на все средства измерений участвующие в коммерческом учёте выписываются свидетельства. Нет свидетельства- поверка не проводилась однозначно. ФЗ-102 Статья 13. пункт 4. Результаты поверки средств измерений удостоверяются знаком поверки и (или) свидетельством о поверке. Конструкция средства измерений должна обеспечивать возможность нанесения знака поверки в месте, доступном для просмотра. Если особенности конструкции или условия эксплуатации средства измерений не позволяют нанести знак поверки непосредственно на средство измерений, он наносится на свидетельство о поверке. Вывод: можно и без свидетельства.