用户常从流程系统物料平衡，与历史测量值比较或与其他参比流量测量值比较，感觉使用中流量计测量不准确，然而卸下仪表去流量标准装置上校验，除少数是仪表本身失误（如调试设定谬误）外，证明大多数仪表是正常的。究其原因往往大部分属仪表安装布置不妥和管道内介质中混有异相物（如气体中有凝结液滴，液体中混进气泡）等造成应用方面的失误。
1不良安装
1.1第1类不良安装
操作不善和布置不妥的不良安装，常见的有：
1）标准孔板的锐角未装在迎流面。
2）仪表与管道间密封衬垫内径Dg小于管道内径Dp和仪表内径Dm而产生束流。Dg应略大于Dm，如Dg
3）密封垫片偏心（未对准中心）。密封衬垫安装偏心，遮住了部分流通面积，使速度分布严重畸变不对称。由于不对称流动发生在流量传感器进口，即上游直管段长度为零，会对差压式、涡轮式、涡街式、超声式，靶式、电磁式等仪表带来测量误差。例如DN50mm电磁流量计衬垫偏心10mm，测量误差高达4%～10%。
4）流量计处于错误的流动方向。
5）将对于振动干扰敏感的仪表安装在有振动的管道上。
6）缺少必要的防护性配件。
这些缺陷，是众所周知或仪表制造厂提出应该避免的。然而因操作人员未经严格培训，缺乏知识而未得到重视，这类失误屡见不鲜。
密封垫片内径过小或安装偏心虽然对容积式、浮子式、科里奥利质量式等仪表的流量值没有影响或影响极小，但会增加额外的压力损失。
1.2第2类不良安装
1.2.1上游扰动源
上游的扰动源有螺旋式焊缝管和各类阻流管件（如弯管、异径管、支管和阀），如图1所示。按扰动流类型分为两类，第1类速度分布有畸变和有二次流动；第2类除速度分布畸变和二次流动外，还有旋涡。各类管件中遇到最多的是弯管和各种弯管组合（如同平面双弯管和立体双弯管）。各类流量仪表对上游流动扰动的敏感程度不一，因此要提出各自的安装要求。
图1根据扰动流类型分类的各种管件
在各类流量仪表中，节流差压式仪表对节流件上下游直管段长度要求的试验做得最为完善，典型阻流件比较成熟的结果已经在国际标准ISO5167中作出了规定。其他各类流量仪表至今尚未达到如此成熟的程度；不管是标准规范还是制造厂使用说明书提供的数据，都不及节流差压式流量仪表完善，有时只能起参考作用。同一品种仪表由于结构不同，影响程度差异也很大。例如：涡轮流量计的涡轮螺旋状叶片比平直状叶片受旋涡流的影响要小得多；传播时间法超声流量计中V法声道布置受旋涡流影响比Z法小。
1.2.2下游扰动源
通常那种认为流体一旦流出流量仪表后的流动状态不会再影响仪表，只是一种错觉。事实上，弯管、阀门等对流体流动形成的扰动会上溯传播，可以影响到几倍管径长度的距离处。在大部分情况下5倍管径的下游直管段已经足够了；有些特例可能要稍长些，但可认为10倍管径的下游直管段，就能可靠地应付任何下游管件所产生的扰动。如直管段长度不能满足要求而又要保证测量精度，则可采取以下两个变通办法之一。
1）在现场安装条件下校准，或在相同于现场安装条件的扰动阻流件与仪表一起，在实验室实流校验装置上校准。
2）在仪表上游安装如下节所述的流动调整器。
2流动调整器
在国际标准化组织技术委员会草案ISO/CD51671《用安装在充满流体的圆形截面管道中差压装置测量流量第1部分———总则》中，资料性质的“附录C”将流动调整器分类为流动整直器（flowstraightener）和真流动调整器（trueflowconditioner）。前者的功能仅消除或显著减小旋涡，而并不同时调整流速分布使之接近于充分发展的流速分布；后者在消除或减小旋涡的同时调整流速分布状况。ISO51671将径向叶片（Etoile）式、栅格（AMCA）式、斯普伦克尔（ASME）式和管束式划归为流动整直器，而将平板交叉式（赞克（ISO）式）和三菱式（多孔板式）划归为真流动调整器。
文献列有包括上述多种流动调整器的结构外形、管束直径和开孔尺寸等；装用后对畸变和旋涡的改善效果；以及它们的压力损失计算式和永久压力损失系数。
流动调整器（广义）有时如安装不慎，会产生副作用而不能使流动有所改善。装用时应遵循以下基本准则。
1）与三菱式相似的多孔板流动调整器即使非常接近流动扰动源，也能很好地起作用，因此可以直接装到弯管和阀等的出口法兰上。
2）其余各类流动调整器必须安装在扰动源下游至少3D的距离，否则易被刚产生的扰动削弱调整作用。
3）从流动调整器流出的速度分布还存在一些畸变，因此在其下游与流量传感器之间还应有一段直管段以削除畸变。该直管段的理想长度宜为20D以上，至少应不低于10D。如将流动调整器和流量传感器安装在一起进行实流校准，则直管段长度有5D就够了。
3气穴形成的失误
在测量液体流量时，仪表流量检测部位产生气穴（蚀）将导致错误的测量。气穴产生的原因是仪表内部压力低于液体蒸气压所致。应提高工作压力或在仪表下游装背压阀以提高仪表内部压力，勿使其低于标准规范或制造厂规定的压力值。
仪表上游管线配件产生气穴是常被忽视的一个祸源，特别是燃料、石油加工产品或有机溶剂产生的气穴，形成云雾状气泡在其下游会保持相当长的距离，极易造成仪表测量
误差。流量控制阀在接近关闭状态流动时最易产生气穴；某些三通阀和四通阀在改变流通方向时也容易产生强烈的气穴。这些都是值得引起注意的。
4液体中混有气体（泡）
液体中混有气体（泡），是液体流量测量产生测量误差和输出不稳等故障出现频率颇高的原因之一。除上面所述气穴产生气泡外，还有以下几种途径会导致在液体中进入空气或产生游离气体（气雾或气泡）。
1）旋涡等卷入空气：储存容器液位高度下降到略高于吸入管进口端，或该高度只有1～2倍进口直径D的距离时，就会产生旋涡，极易将气液界面的空气卷入液体进入管道。通常要求液位要高于进口2～5D（取决于吸入流速），才能保证不形成旋涡。在实践中遇到这样的失误案例很多，也可能是管道进入空气最普遍和进气量最多的原因。在流程工业方面配比混合容器搅拌时混入空气，也是在实践中常会遇到的。
2）管道充液不全残留空气：检修管道系统先要排尽液体，结束后重新充液。然而有时候要完全充满亦相当困难，因为在管道系统高点（如倒U形管顶部）和死角，易聚存气团，日后遇到压力或流量突然波动，气团破裂便会被液体带走部分气体。这常是管线投入运行初期流量仪表测量不准确的原因之一。因此在必要时在高点设置排气阀，以便人工排放潴留气体。
3）密封泄漏：气体的粘度远比液体小，某处液压密封试验时能保持管内液体不外泄，却不一定能保证管内气体不外泄或吸入。负压管道连接处的密封稍有不慎，极易将空气吸入管内；正压管道系统泵吸入端负压管段密封不良或泵转轴填料老化泄漏也会吸入空气。负压管道系统吸入空气尚易为人们想到，然而若管道内略高于大气压且出现脉动流，亦会出现瞬间压力低于大气压而吸入空气的现象，就往往会被忽视了。
4）液体中溶解的气体因温度、压力变化游离成气泡：当液体压力降低或温度升高时，溶解在液体中的气体会分离出游离气雾或气泡。例如石油加工产品若温度升高15℃，溶解空气形成游离气泡体积达1%～15%。
5）冷却收缩形成的气泡：这是一种比较隐蔽的液体中混入气体的方式。当充满液体的管道系统欲停止运行时，关闭进出口截止阀后逐渐冷却。由于液体体积的收缩比管道系统空腔的收缩大得多，至使管内形成真空的收缩空间。液体中溶解的气体分离成游离气泡积聚于管道系统内的高点，在重新开车时便会出现测量误差。
5气体中冷凝液
通常气体中水蒸汽的凝结对测量精度影响不大，只有测量空气或气体流量的精确度要求较高时才予以注意，并且应尽可能避免凝结。最有把握避免凝结的方法是使气体处于干燥状态，然而在实践中又往往不易办到。较简便的方法是控制管道内的压力和（或）温度，使管道系统中的水蒸汽不要处于饱和状态。
6磨损和沉积结垢
通常，使用者希望流量仪表安装调试好后，一直能进行准确地测量，直到不能应用为止。这当然是一种愿望。人们对有活动测量零部件的涡轮式、容积式仪表中轴承磨损，活动件和静止件间的间隙变化（磨损增加间隙，结垢减少间隙）影响测量性能，易予以重视；对无活动零部件的仪表如节流差压式、涡街式等仪表，受磨损与结垢沉积的影响常被忽视。
实际上这些流量仪表测量通道因磨损、沉积引起尺寸变化的影响不是微不足道的。例如DN100管道管壁变化±05mm（沉积或磨损），流量测量值就要变化±1%，对于05级表就不是可以忽视的小数目了。
标准孔板孔的上游锐边缘严格要求边缘半径r≤00004d（d为节流孔直径）。若锐边缘磨钝至r/d=0.002，流出系数变化+12%；r/d=0004，流出系数变化+22%；r/d=0008，流出系数则变化+4%。标准孔板迎流端面沉积也要影响流出系数，例如DN100测量管孔板迎流端面沉积厚度25mm；孔板节流孔与管道直径之比β=d/D=07时，流出系数变化+3%；β=02时，流出系数变化高达+62%。
涡街流量计旋涡发生体迎流端面沉积也会影响流量测量值。据日本Oval公司工作人员著文透露模拟试验结果，在该公司三角柱发生体端的堆积物厚度Y为001D时附加误差为-2%；Y=002D时，附加误差为-34%。
对于电磁流量计，沉积结垢除去对流通面积产生影响外，若是绝缘性的沉积层覆盖电极表面，则该量信号被断路；若是导电性垢层沉积于测量管内壁，则流量信号被短路，二者都会使电磁流量计无法正常工作。
对于应用日益增多的江河原水计量，应注意仪表测量管内壁沉积层的厚度，并要定期清除。例如上海某水厂DN1600黄浦江原水输水管所装电磁流量计，启用2年后感到计量减少，然而检查仪表本身却正常。因为不能停流来检查流量传感器测量通道的状况，所以直到使用6年后进入流量传感器测量管检查，淤泥沉积厚度竟已达到10mm。这类场所要定期清除淤泥，并预设能进入管道和传感器的入孔等。
7正常运行的误解
常有用户反映仪表测量不准确或运行不正常，但现场检查发现，故障往往实际上不是仪表本身的原因，而是由系统原因所引起的，即产生了误解。
1）旁路管截止阀泄漏：为便于维修，流量仪表通常装有旁路管，旁路管截止阀泄漏必然减小仪表读数，而阀的微量泄漏又不易察觉，常被误认为测量不准确。更有甚者，在有些核算或节约有奖的介质测量场所，在旁路阀上弄虚作假，人为地不密闭，则可采取在阀手轮上系线错封等防范措施。
2）以泵流量核查仪表流量：运行人员如对流量仪表产生怀疑，往往与泵铭牌上“规定性能点”的额定流量（见图2之qsp）进行比较，或与泵典型扬程流量特性曲线的流量读数进行比较，如不一致即认为仪表不准确，这显然是一种误解。泵的输送流量是泵的特性曲线和管道
系统负载特性曲线（图2之OA与OB）交汇点所确定的qA与qB，它随着运行负载而变。而泵铭牌上的额定流量是在某一规定条件下的流量，在大部分情况下是不会一致的。此外泵的额定流量也规定允许有4%～8%的允许误差（按泵的等级而定），同一规格各台泵的扬程流量特性曲线也有差异（在图2两虚线范围内），输出流量也是不一样的。即便是泵的实测扬程流量特性，流量值也可能有2%～35%的误差。因此不能用泵的流量值来作为判别流量仪表准确与否的依据。但日常运行时可相互参照，若两值出现与日常运行的差值有异常变动时，应作为“故障迹象”检查泵、仪表和管道系统。
泵特性曲线
3）液体工况变化：现在流量仪表大部分是体积流量仪表，人们对于气体在不同工况条件下所测流量值之间的关系，已给予充分注意。然而对于液体，因受日常温度/压力工况变化不大时对流量测量影响甚微的习惯所左右，往往忽视了工况变化较大时对流量测量值的影响。
液体是非压缩性流体，通常液体的压缩系数不大，静压不大的压缩量可忽略不计。然而石油加工产品压缩系数较大，在（5～20）×10-4/MPa，液化石油气压缩系数更大，为（44～73）×10-4/MPa，当压力相差较大时，流量测量值必须考虑静压的影响。例如，输油管用泵加压输油，从05MPa升压到6MPa时体积压缩了045%，如果两端分别用容积式流量计测量，那么两者的读数就会有相应的差别。
石油加工产品在室温附近升高10℃，体积增加07%～1%。这对于05级精度的仪表已是相当大的影响了。水的体积变化受温度变化的影响相对较小（在10～40℃范围内，为+（016～025）%/10℃）。但流程工业经常会遇到测量水或水溶液在热交换过程前后体积流量的情况。若温度相差较大，则应考虑温度对体积测量值变化的影响。
江苏某化工厂两台DN100电磁流量计分别测量两条管道中的两种稀酸，汇合进入总管再由DN200电磁流量计计量总流量。该厂向仪表制造厂反映，总表流量为两个分表流量之和的120%～130%，认为3台仪表均不准确。经现场了解管道压力为06MPa绝对压力，两分管液体温度为30℃，混合液体进入总表前经反应器热交换，温度升高到180℃。假定稀酸受温度影响的体积膨胀系数和水相近，那么从30℃升高到180℃体积增加约12%，由此可以判定，总表与分表总和之间读数差主要是液体温度变化所致。此外，在06MPa绝对压力下，混合液体在1585℃已开始沸腾，流过总表的流体为液体中夹有部分蒸汽，必然会也增加总表体积流量的读数。可以认为，这两种因素就是总表读数比两个仪表流量之和多20%～30%的原因。