Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1
 

17 страниц

258.00 ₽

Купить СНиП III-Б.6 — бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО "ЦНТИ Нормоконтроль"

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

  • Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
  • Курьерская доставка (7 дней)
  • Самовывоз из московского офиса
  • Почта РФ

Правила главы распространяются на работы по изготовлению в построечных условиях и монтажу деревянных конструкций и деталей при строительстве промышленных и гражданских зданий и сооружений, а также, по указаниям соответствующих глав раздела III-В, при строительстве специальных сооружений.

 Скачать PDF

Оглавление

1 Общие указания

2 Изготовление, сборка и монтаж деревянных конструкций и деталей

3 Монтаж зданий заводского изготовления

4 Антисептическая и огнезащитная обработка древесины

5 Приемка работ

Стр. 1
стр. 1
Стр. 2
стр. 2
Стр. 3
стр. 3
Стр. 4
стр. 4
Стр. 5
стр. 5
Стр. 6
стр. 6
Стр. 7
стр. 7
Стр. 8
стр. 8
Стр. 9
стр. 9
Стр. 10
стр. 10
Стр. 11
стр. 11
Стр. 12
стр. 12
Стр. 13
стр. 13
Стр. 14
стр. 14
Стр. 15
стр. 15
Стр. 16
стр. 16
Стр. 17
стр. 17

1

ГОССТАНДАРТ РОССИИ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НАУЧНЫЙ МЕТРОЛОГИЧЕСКИЙ ЦЕНТР ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ РАСХОДОМЕТРИИ

научной

(ГНМЦ ВНИИР)

. С . Немиров

1995г.

РЕКОМЕНДАЦИЯ Государственная система обеспечения единства измерений УЗЕЛ УЧЕТА НЕФТИ С ТУРБИННЫМИ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЯМИ РАСХОДА Методика определения суммарной погрешности

МИ 312-95

КАЗАНЬ

1995г.

2

РАЗРАБОТАНА

ГНМЦ ВНИИР

ИСПОЛНИТЕЛИ

Агафонов Д.А., Вишняков С.Н., Мусин И.А., Шуляк Л.Я.

УТВЕРЖДЕНА

ГНМЦ ВНИИР

ЗАРЕГИСТРИРОВАНА

ВНИИМС

3


РЕКОМЕНДАЦИЯ

УЗЕЛ УЧЕТА НЕФТИ С ТУРБИННЫМИ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЯМИ РАСХОДА Методика определения суммарной погрешности


ВВОДИТСЯ ВЗАМЕН

МИ 312-83 Суммарная погрешность автоматизированных узлов учета нефти с турбинными счетчиками.

Дата введения 01.11.1995

Настоящая рекомендация устанавливает методику определения суммарной погрешности всех типов узлов учета нефти (УУН), в том числе измерительных систем учета нефти (ИС), оснащенных следующими средствами измерений (СИ):

-    турбинными преобразователями расхода (ТПР);

-    датчиками плотности, влагосодержания, солесодержания, температуры, давления;

-    центральным блоком обработки и индикации данных (ЦБОИ).

При определении суммарной погрешности значения всех ее составляющих берутся из сертификатов об утверждении типа, свидетельств о метрологической аттестации (МА) или поверке СИ, входящих в состав УУН.


1.ОПРЕДЕЛЕНИЕ СУММАРНОЙ ПОГРЕШНОСТИ УУН

1.1.Определение суммарной относительной погрешности Zig УУН при измерении массы брутто нефти.

УУН оснащен п параллельно включенными ТПР, датчиками плотности, температуры, давления, ЦБОИ.

Относительная погрешность Дд рассчитывается по формуле


= ± 1


,1 \


ЮО)1* + д


NB


( 1 )


где


-    наибольшее из значений относительных погрешностей ТПР, входящих в состав УУН, %;

-    абсолютная погрешность датчика плотности, т/м*1;

-    наименьшее значение плотности нефти, траспортируемой через УУН, т/м^;

-    относительная погрешность ЦБОИ при вычислении массы брутто нефти, %;


Т*Б

At

- абсолютная погрешность

датчика

температуры

нефти

У

ТПР, °С;

Atp

- абсолютная погрешность

О

датчика плотности, С;

датчика

температуры

нефти

У

л 1

3

- коэффициент объемного

расширения

нефти, °С L.


4


В случае, когда разность среднесменных значений температуры нефти, проходящей через ТПР и датчик плотности, не превышает 0,5°С и приведение значения плотности к условиям измерения объема не производится, под корнем в формуле (1) добавляется составляющаа (Р * 0,5 * ЮО)2.

1.2.Определение суммарной относительной погрешности Дн УУН при измерении массы нетто нефти.

УУН оснащен п параллельно включенными ТПР, датчиками плотности, температуры, давления, влагосодержания, солесодержания, ЦБОИ.

Относительная погрешность Дн рассчитывается по формуле


Д„ = ± 1,1 1 /V + (£ *    *    100)2 + (Р *    *    100)2 +


2    L—p

+ + ---


р2 + (j>B * aw * ю 2)2 + (ю 6 * л5)2] * юо2


,( 2 )


где:


Д

Д


S

Nh "


плотность воды, т/м3;

значение влагосодержания нефти, % объемных; значение солесодержания нефти, мг/л;

абсолютная погрешность измерения содержания воды, % объемных;

абсолютная погрешность измерения содержания солей, мг/л; относительная погрешность ЦБОИ при вычислении массы нетто нефти, %.


В случае, когда разность среднесменных значений температуры нефти, проходящей через ТПР и датчик плотности, не превышает 0,5°С и приведение значения плотности к условиям измерения объема не производится, под корнем в формуле (2) добавляется составляющая (J5 * 0,5 * 100)^.

Примечания: 1.Составляющей погрешности измерения содержания солей можно пренебречь, если S ^ 300 мг/л, т.е. для I и II групп нефти по ГОСТ 9965-76).Для III группы нефти по ГОСТ 9965-76 учет этой составляющей погрешности обязателен.

2.Составляющей погрешности определения массовой доли механических примесей пренебрегаем.


1.3.Положительным результатом считать:

4 0,25 % ,

Дн ^ 0,35 % ♦

Примечание. В случае отсутствия датчиков влагосодержания и солесодержания в формуле (2) составляющие погрешности измерения этих физических величин должны быть опущены .


5

2.ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СУММАРНОЙ ПОГРЕШНОСТИ УУН

Положительные результаты определения суммарной относительной погрешности УУН при измерении массы брутто или нетто нефти оформляются сертификатом или свидетельством установленной формы.

В случае замены в течение межповерочного интервала одного или нескольких СИ, входящих в состав УУН, на СИ с аналогичными метрологическими характеристиками или получения новых результатов поверки СИ,входящих в УУН, не ухудшающих их прежние метрологические характеристики, определение суммарной погрешности не производится и новое свидетельство не оформляется.