Vadim_A

Есть три основные группы продуктов- нефть (1), нефтепродукты (2) и смазочные масла (3). Внутри нефтепродуктов ещё несколько групп, применение коэффициентов К0, К1, К2 для них производится в зависимости от р15, а не от названия (примечание 3 к табл. 1). Таблицы А -перевод из плотности при температуре р.у. в плотность при температуре 15 С., таблицы Б- наоборот, из р15 в плотность при температуре р.у, А.1,2,3/Б.1,2,3- индексы продукта. Из р15 в рt расчёт производится напрямую, из pt в p15 методом последовательного приближения. Всё получается.

О специальных требованиях к СИ количества прекурсоров неизвестно. Серная кислота, например, тоже прекурсор. С учётом её низкой стоимости и масштабов применения в промышленности устанавливать какие-то особые требования к измерениям количества нет смысла.

Вы правы, есть два правительственных документа: ПРАВИТЕЛЬСТВО РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПОСТАНОВЛЕНИЕ от 18 ноября 2013 г. N 1034 О КОММЕРЧЕСКОМ УЧЕТЕ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ, ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ В соответствии с Федеральным законом "О теплоснабжении" Правительство Российской Федерации постановляет: 1. Утвердить прилагаемые Правила коммерческого учета тепловой энергии, теплоносителя. 2. Федеральным органам исполнительной власти в 3-месячный срок привести свои нормативные правовые акты в соответствие с настоящим постановлением. 3. Министерству строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации утвердить в 2-недельный срок методику осуществления коммерческого учета тепловой энергии, теплоносителя. ПРАВИТЕЛЬСТВО РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПОСТАНОВЛЕНИЕ от 4 сентября 2013 года N 776 Об утверждении Правил организации коммерческого учета воды, сточных вод Требования к измерениям установлены, но применяются ли эти измерения в сферах ГРОЕИ? Для ясности могли бы включить эти измерения в разработанные для этого перечни. Ещё вопрос: промышленные предприятия торгуют множеством различных производимых веществ, которые также не указаны в перечнях измерений энергоресурсов и торговли ( ароматические у/в, МТБЭ, МЭА и пр. (это не нефтепродукты, а продукты нефтехимии), кокс, сера, битум и гудрон (они же не используются в качестве энергоресурсов), реагенты, присадки, катализаторы, нефть (потому что энергоресурс- это "Измерения количества нефти добытой, первой по своему качеству соответствующей национальному стандарту…" , а до нефтезаводов нефть доходит далеко не первая), все газы, кроме природного, СУГ и ПНГ. Измерения количества этих веществ при их покупке/продаже теперь не сфера ГРОЕИ? Да, имеется ПОСТАНОВЛЕНИЕ ПРАВИТЕЛЬСТВА РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ от 16 мая 2014 года N 451 Об утверждении Правил учета нефти, но это правила именно учёта, обязательных требований к измерениям там нет.

В развитие темы: кто подскажет, к какой сфере ГРОЕИ сейчас относятся измерения тепловой энергии, а также объёма воды холодной и горячей? Их нет ни в "перечне измерений, производимых при осуществлении торговли", ни в "перечне измерений, выполняемых при учёте используемых энергетических ресурсов".

Корректные определения терминов "срок службы", "средний срок службы", "назначенный срок службы" и пр. даны в ГОСТ 27.002-89 и ГОСТ 27.002-2015 "Надёжность в технике. Термины и определения". В старом ГОСТ есть пояснения к терминам. Определение в вашем Законе о защите прав потребителей похоже на определение назначенного срока службы из старого ГОСТ, а в новом ГОСТ-"назначенный срок службы: Календарная продолжительность, при достижении которой эксплуатация объекта может быть продолжена только после принятия решения о возможности продления данного показателя"

Шкалы газовых ротаметров приведены к н.у., исходя из каких-то заданных условий эксплуатации - температуры р.у, давления р.у, плотности р.у и пр. Однако при эксплуатации фактические рабочие условия всегда несколько отличаются от заданных и если не приводить расход постоянно, возникает методическая погрешность измерения. Я говорю о том, что в вашем примере методическая погрешность от не приведения ничтожно мала по сравнению с погрешностью собственно ротаметра, так что приводить расход с учётом фактических условий эксплуатации не имеет смысла.

Добрый день! Считаю, что вам не нужно дополнительно приводить. Ротаметр- достаточно грубое средство измерений расхода и поправка 0,27 % из вашего примера ничтожна по сравнению с основной погрешностью ротаметра. Если бы условия применения значительно отличались от условий поверки/калибровки (бывает), тогда имело бы смысл.

Насчёт п.6.6.2 в акте проверки ничего не написали. Написали, что на одной установке применяются СИ неутверждённого типа- наверное, потому что в суматохе забыли передать инспектору документы. 23 мая было совещание РСПП и РТН, на котором стороны вроде бы договорились внести изменения в Правила, а вот когда и какие, неизвестно. Всё поверять невозможно, а всё калибровать - нельзя, сфера всё-таки. Может быть, появится-таки "перечень измерений". Протокол 16 от 23-05-2017.pdf

Проблема не в стоимости поверки по прейскуранту, а в том, что периодичность и сроки поверки СИ, которые нельзя поверить на режиме, не совпадают с плановыми простоями установок НПЗ. Если выполнять "Общие правила взрывобезопасности", то упущенная выгода от вынужденного простоя по нефтяной компании может составить 10 млрд. руб. ежегодно.

По этому вопросу см. темы "Сфера государственного регулирования", "Правила РТН" и др. в ветке "Законодательная метрология". Поверить все СИ на НПЗ попросту невозможно, это обойдётся в огромные убытки из-за вынужденных простоев установок и т.п. И вообще, это антирыночные требования. 15.05.17 г. РСПП направил письмо в Ростехнадзор с просьбой вернуть в "Общие правила взрывобезопасности..." возможность калибровки СИ. По последней информации, 23.05.17 г. должно было быть проведено совместное совещание РСПП и РТН.

Да чтобы исключить промахи, которые случались на старой капризной ГКУ и при пересчёте показаний ротаметра... Расход задаётся обычным редуктором, стабильно. Всё получалось. РГ 7000 или TG имеют класс точности 1; РГС-2, который вы предлагаете, тоже имеет относительную погрешность 1%. Диапазон измерений РГ 7000 0,005...0,75 м3/час, а РГС-2 (2,0-25,0) дм3/мин или 0,12...1,5 м3/ч. У РСГ-1 диапазон 0,012...0,12 м3/ч. Так что понадобятся оба РГС. Если бы автор мог и хотел, наверняка купил бы готовую установку на критических соплах и т.п.

ГОСТ Р 8.618-2014 3.1.1 В качестве рабочих эталонов 1-го разряда используют: - поверочные расходомерные установки, не имеющие в своем составе средств прямых измерений объемного расхода и основанные на косвенных методах измерений (колокольные газовые мерники, трубопоршневые установки и др.), с диапазоном измерений объемного расхода от 3·10 до 5·10 м/ч (от 3,6·10 до 6,0·10 кг/ч) и пределами допускаемой относительной погрешности от 0,2% до 0,5%; Косвенный метод измерения расхода- это объём/время. Объём можно измерять счётчиком. Приходилось в своё время таким образом контролировать правильность градуировки ротаметров после их поверки на ГКУ-1,6А. Для целей автора темы такой метод годится.

Расход- это объём, делённый на время. По ротаметру выставляется величина расхода, по счётчику отсчитывается время и объём газа, прошедший за это время. Поверка/калибровка ротаметров с помощью грузокольцевых установок и колокольных мерников происходит по такому же принципу.

Посмотрите счётчики газа барабанного типа РГ 7000. Существуют импортные небольшие расходомеры-счётчики для маленьких расходов, с цифровым индикатором, видимо, как раз для лабораторий, не могу привести пример.

Посмотрите в интернете поверочные/ расходомерные установки для ротаметров. Вы ведь разрабатываете не просто стенд, а эталон. Ротаметры для измерения расхода газа или жидкости? Какой диапазон расходов?

Смотря какой узел. Измерения массы с помощью массомера- прямые и в соответствии со ст. 5 102-ФЗ аттестованная методика измерений массы не требуется, достаточно изложить методику в РЭ узла. Однако некоторые документы, например, МИ 3532-2015 "Рекомендации по определению массы нефти..." указывают, не различая прямые методы и косвенные, следующее: 3.1 Массу нефти вычисляют в соответствии с МИ массы, разработанной для конкретной СИКН. МИ массы нефти разрабатывают в соответствии с требованиями ГОСТ Р 8.595. 4.7 МИ массы разрабатывают и утверждают в соответствии с ГОСТ Р 8.563-2009 «ГСИ. Методика (методы) измерений» с оформлением свидетельства об аттестации и дальнейшей регистрацией в установленном порядке. Поэтому в таких случаях, если не хотите спорить с контрагентом, лучше разработайте и аттестуйте МИ массы, хотя она и получается бессодержательной.

У вас две независимых методики поверки. Поверяйте по ГОСТ 8.453 , получите свидетельство о поверке в статике и не используйте весы для взвешивания в движении. Вот и всё.

Как правило, статические весы поверяются по ГОСТ 8.453-82 или ГОСТ Р 53228-08 или ГОСТ OIML R 76-1- 2011. Весы для взвешивания в движении поверяются по ГОСТ 8.598-03 или ГОСТ 8.647-2015. Поверка в статике или в движении проводится независимо, так что проблем нет. У нас, например, эксплуатируются чисто статические весы ВВЭ-СД-150 "Измерительной техники", буквы СД означают повагонное взвешивание в движении и в статике- по описанию типа СИ не разделяется, где статика, а где статика+динамика.

Если РТН обнаружит, что у вас в указанных местах применяются неповеренные, неутверждённые СИ, то он передаст информацию о нарушениях в Росстандарт и уже тот будет с вами разбираться.

Ну вот, повторяемся. РТН уже сказал в "Общих правилах взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств" (6.6.2. Средства измерения, входящие в систему контроля, управления и ПАЗ, и информационно-измерительные системы (далее - ИИС) должны иметь документальное подтверждение об утверждении типа средств измерений и документы о прохождении поверки) и в "Правилах промышленной безопасности складов нефти и нефтепродуктов" (3.1.10. Все средства измерений подлежат поверке). Ответы РТН, Росстандарта, Минпромторга на многочисленные вопросы заинтересованных лиц, выложенные на форуме в этой и др. подобных темах, пока говорят только об одном- эти ведомства считают, что требования РТН законны.

Налицо путаница в терминах. Если у конкретного СИ в документации или т.п. не указан "назначенный срок службы" или "установленный срок эксплуатации", то нет оснований заставить вас менять СИ по причине, что прибор эксплуатируется больше "среднего срока службы".

Тема действительно пройдена, повторяться не хочется. Как скажет Ростехнадзор, так и будет, пока никто не смог оспорить его новые требования.

В разрезе промышленной безопасности не надо отождествлять СИ и СА с техническими устройствами, оборудованием и сооружениями, это разные вещи. ТСУИФ- это из другой области. В эксплуатационной документации СИ и СА нет и не бывает "установленного срока эксплуатации", " срока безопасной эксплуатации" и др., только "средний срок службы", "назначенный срок службы" и т.п. по ГОСТ 27.002 (в этом ГОСТ вообще нет терминов "срок эксплуатации"). Кстати, неправильно писать в документации "срок службы", должно быть "средний срок службы". ГОСТ 27.002-89 содержит пояснения к терминам: К терминам «Наработка до отказа», «Наработка между отказами», «Время восстановления», «Ресурс», «Срок службы», «Срок сохраняемости», «Остаточный ресурс» (п. 4.2 - 4.8) Перечисленные понятия относятся к конкретно взятому индивидуальному объекту. Имеется важное различие между величинами, определяемыми этими понятиями, и большинством величин, характеризующих механические, физические и другие свойства индивидуального объекта. Например, геометрические размеры, масса, температура, скорость и т. д. могут быть измерены непосредственно (в принципе - в любой момент времени существования объекта). Наработка индивидуального объекта до первого отказа, его наработка между отказами, ресурс и т. п. могут быть определены лишь после того, как наступил отказ или было достигнуто предельное состояние. Пока эти события не наступили, можно говорить лишь о прогнозировании этих величин с большей или меньшей достоверностью.

День добрый! "Общие правила взрывобезопасности..." устанавливают: "6.9.5. Для объектов с технологическими блоками всех категорий взрывоопасности в системах контроля, управления и ПАЗ, СиО не должны применяться приборы, устройства и другие элементы, отработавшие свой назначенный срок службы". О продлении ничего не говорится. Новый ГОСТ 27.002-2015 "Надёжность в технике. Термины и определения" говорит: "3.3.12 назначенный срок службы: Календарная продолжительность, при достижении которой эксплуатация объекта может быть продолжена только после принятия решения о возможности продления данного показателя". Определение в предыдущем ГОСТ 27.002-89: "Календарная продолжительность эксплуатации, при достижении которой эксплуатация объекта должна быть прекращена независимо от его технического состояния". Поэтому проблема может быть только с теми СИ и СА, у которых в паспорте, руководстве по эксплуатации и т.п. указан назначенный срок службы, например, у старых анализаторов довзрывоопасных концентраций типа ЩИТ-2. Их надо менять. "Средний срок службы" или просто "срок службы" ни к чему не обязывает, не путайте их с назначенным сроком службы. Ростехнадзор не может придраться. Сейчас в документации на приборы, как правило, не указывают назначенный срок службы (особенно на импортные), зачем это антирыночное действие нужно производителю. Однако РТН давит на нас, владельцев: типа, это мы, владельцы, должны потребовать от производителей приборов указывать назначенный срок службы и не покупать приборы без назначенного срока службы (наверное, чтобы потом у нас стало больше проблем). Видимо, под этим давлением ООО "ПК "Тесей" в РЭ на свои термопары пишет следующий, на мой взгляд, абсурд: назначенный срок службы равен межповерочному интервалу, а после поверки назначенный срок автоматически продлевается до следующей поверки. Для технологического оборудования "Общие правила взрывобезопасности..." содержат следующее: "5.1.2. Для технологического оборудования и трубопроводной арматуры устанавливается назначенный срок службы с учетом конкретных условий эксплуатации. Данные о сроке службы должны указываться организацией-изготовителем в паспортах оборудования и трубопроводной арматуры. Для технологических трубопроводов проектной организацией устанавливается назначенный срок эксплуатации, что должно быть отражено в проектной документации и внесено в паспорт трубопроводов. Продление срока безопасной эксплуатации технологического оборудования, трубопроводной арматуры и трубопроводов, выработавших назначенный срок службы, осуществляется в порядке, установленном требованиями в области промышленной безопасности."

Не всегда форма соответствует содержанию. Назвать можно и горшком...