Cтраница 1
Измерение массы нефти объемно-массовым статическим методом на магистральных нефтепроводах в настоящее время считается резервным. В то же время для магистральных нефтепродукто-проводов при измерении количества перекачиваемых нефтепродуктов этот метод до настоящего времени является основным. Реализация объемно-массового динамического метода проходит промышленную апробацию. [1]
Измерение массы нефти объемно-массовым статическим методом на магистральных нефтепроводах в настоящее время считается резервным. В то же время для магистральных нефтепродук-топроводов при измерении количества перекачиваемых нефтепродуктов этот метод до настоящего времени является основным. Реализация объемно-массового динамического метода проходит промышленную апробацию. [2]
Измерение массы нефти объемно-массовым статическим методом на магистральных нефтепроводах в настоящее время считается резервным. [3]
Методы измерений массы нефти и нефтепродуктов при проведении учетно-расчетных операций подразделяют на прямые и косвенные. [4]
Методы измерений массы нефти и нефтепродуктов ( далее продуктов) при проведении учетно-расчетных операций подразделяются на прямые и косвенные. [5]
Методы измерений массы нефти и нефтепродуктов при проведении учетно-расчетных операций подразделяют на прямые и косвенные. [6]
Методы измерения массы нефти и нефтепродуктов ( далее продуктов) при проведении учетно-расчетных операций подразделяют на прямые и косвенные. [7]
Методы измерений массы нефти при проведении учетно-расчетных операций подразделяются на прямые и косвенные. [8]
При измерении массы нефти прямым динамическим методом допускается не включать поточный плотномер в состав БИК, при этом следует предусмотреть место подключения преобразователя плотности для проведения поверки и контроля MX преобразователей массового расхода. [9]
Пределы относительной погрешности методов измерения массы нефти и нефтепродуктов, в зависимости от объемов и видов продуктов, регламентированы ГОСТ 26976 и не должны превышать следующих величин. [10]
Значение пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы нефти обосновывают на стадии разработки ТЗ на проект УУСН и на проект МВИ массы нефти на основе технико-экономического анализа в зависимости от условий измерений, выбранного метода измерений, метрологических характеристик средств измерений УУСН. [11]
Объемно-массовый динамический метод применяют при измерении массы нефти непосредственно на потоке в нефтепроводах. При этом объем нефти измеряют счетчиками или преобразователями расхода с интеграторами. [12]
В подразделе Требования к метрологическим характеристикам указывают метод измерения массы нефти и пределы доверительной относительной погрешности измерений массы продукта в соответствии с НД. [13]
Наиболее эффективными являются первый и второй способы. Для этого все систематические погрешности метода и средств измерений должны быть исследованы и исключены путем введения поправок, чтобы получить исправленные результаты измерений. Такие исследования проводят в процессах разработки, испытаний и частично - поверки средств измерений. Так, при измерении массы нефти и нефтепродуктов систематические погрешности исключаются в электронных преобразователях введением поправок, учитывающих влияние температуры, давления, вязкости и других факторов. [14]
Наиболее эффективными являются первый и второй способы. Для этого все систематические погрешности метода и средств измерений должны быть исследованы и исключены путем введения поправок, чтобы получить исправленные результаты измерений. Такие исследования проводят в процессах разработки, испытаний и частично - поверки средств измерений. Так, при измерении массы нефти систематические погрешности исключаются в электронных преобразователях введением поправок, учитывающих влияние температуры, давления, вязкости и других факторов. [15]