Vadim_A

Мы все плохо знаем 102-ФЗ. Поясняю: в п.5 главы 5 указано: "...определяют измерения, относящиеся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, и устанавливают к ним обязательные метрологические требования, в том числе показатели точности измерений". Ростехнадзору после изм. в 102-ФЗ не надо устанавливать обязательные требования, но перечень измерений в соответствии с п.2 ст. 27 ("...определяют в пределах их компетенции перечни измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений") никто не отменял ! Ростехнадзору облегчили задачу по составлению перечня. Теперь из проекта перечня, который я прикладывал, останется только первый столбец "Измерение". Прикладываю для ясности упомянутые ранее статьи из журналов. Статья и комментарии Ю.Е. Лукашова.doc

Добрый день, уважаемые коллеги ! Поднятая в теме проблема приобрела реальные очертания. У нас в настоящее время проходит высокая проверка Ростехнадзора и инспектора задают вопрос: почему СИ, применяемые в ПАЗ, калибруются, а не поверяются (точнее, поверяются не все)? Наш ответ, который мы считаем правильным, следующий: В 102-ФЗ «Об обеспечении единства измерений» п. 6 ч. 3 ст. 1 указана сфера государственного регулирования обеспечения единства измерений (ГРОЕИ): «6) осуществление производственного контроля за соблюдением установленных законодательством Российской Федерации требований промышленной безопасности к эксплуатации опасного производственного объекта». Также в ст. 27 п. 2 102-ФЗ указано: «2. До дня вступления в силу настоящего Федерального закона федеральные органы исполнительной власти, осуществляющие нормативно-правовое регулирование в областях деятельности, указанных в части 3 статьи 1 настоящего Федерального закона, определяют в пределах их компетенции перечни измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, по согласованию с федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке государственной политики и нормативно-правовому регулированию в области обеспечения единства измерений». Таким образом, положение п. 6 ст. 1 102-ФЗ не имеет прямого действия. Необходимо наличие «Перечня измерений». Ростехнадзор неудачно пытался утвердить его в 2013 г.,см. файл с сайта Минэкономразвития. При отсутствии «Перечня измерений» п. 6 ст. 1 102-ФЗ не работает. Имеются «Перечни измерений» от Минэнерго, от Минтруда и др., но от Ростехнадзора пока нет. В возникшем правовом вакууме РТН пытается распространить п. 6 ст. 1 102-ФЗ на все измерения. Раньше в "Общих правилах взрывобезопасности…» было довольно корректно указано: «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 наличие документов о прохождении поверки (калибровки).» Т.е. СИ, указанные в будущем «Перечне измерений» РТН должны поверяться, остальные- калиброваться. А действующая с 02.03.16 редакция Правил «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» противоречит 102-ФЗ. Нет такой сферы ГРОЕИ. Это, по сути, двойное нормотворчество. Инспектора на это сказали, что раз нет "Перечня измерений", то надо поступать, как в Правилах. Они знают Правила, и всё. С возражением, что ФЗ имеет ранг выше, чем Правила, они не соглашаются. Посмотрим, что напишут в Акте проверки. Если бы это был мелкий вопрос, то можно было бы махнуть рукой. Но поверка ВСЕХ СИ, входящих в системы контроля, управления и ПАЗ, невозможна и не имеет смысла. Диафрагмы, к примеру, имеют МПИ 1 год. Что теперь, ежегодно останавливать технологические установки ради поверки диафрагм и пр.? Говорят- делайте дублирующие трубопроводы. Для промышленного предприятия требование п. 6.6.2 Правил влечёт миллиардные затраты, поэтому эту ошибку в Правилах не оставят без внимание. Мы не первые и не последние. Прецедент был- первоначально в ФЗ "Об энергосбережении" был пункт, устанавливающий, что "измерения энергоресурсов относятся к сфере ГРОЕИ" - разобрались, пункт удалили. Дополнительную информацию на тему о сферах ГРОЕИ и "Перечнях измерений" можете почитать, например, в комментариях Ю.Е. Лукашова в журналах "Главный метролог" № 5, 2014 г. "Об изменениях, внесённых в ФЗ "Об обеспечении единства измерений" и "Советник метролога" № 1, 2016 г. Были ли уже у кого-нибудь из вас такие же вопросы от РТН ? Проект приказа РТН о перечне СИ ПК.pdf Проект приказа РТН о перечне СИ ПК.pdf

В просторечии это называется "обратный расчёт" диафрагмы: исходя из имеющейся диафрагмы с d20 рассчитать, какой расход соответствует максимальному перепаду дифманометра. К примеру, "прямой расчёт" диафрагмы (нахождение диаметра отверстия) показал, что для Qmax=20 м3/ч D20= 100 мм р=789 кг/м3 dPmax= 25 кПа и т.д d20 диафрагмы должен быть 38,12 мм. Вы такую диафрагму и изготовили.Обычный вторичный прибор просто извлекает корень из сигнала дифманометра и показывает в масштабе: 4 мА= 0 м3/ч, 20 мА= Qmax. Но расчётные данные, как Вы сообщаете, изменились, например, плотность стала 765 кг/м3. Производите "обратный расчёт" диафрагмы. Получается, что теперь максимальному перепаду соответствует 20,31 м3/ч. Вводите во вторичном приборе Qmax= 20,31 м3/ч и показания становятся корректными.

День добрый ! Пар у вас в состоянии, близком к насыщенному. А какого типа расходомеры ? Если диафрагмы, то они просто не замечают присутствие конденсата. В своё время в РД 50-213-80 было написано: "1.4. Допускается измерять расход влажного пара диафрагмами при соотношении плотностей паровой и жидкой фаз <= 0,002 при массовой доле жидкого компонента в парожидкостной смеси не более 0,2 (в долях единицы). Показание дифманометра в этом случае соответствует расходу сухой части влажного пара, в связи с чем диафрагмы следует рассчитывать по расходу и плотности паровой фазы". Т.е. 20 % массы в виде пароконденсата могут пролетать через диафрагму вообще незаметно. Но пароконденсат должен где-то у вас обнаружиться.

День добрый ! В качестве примера см. методику поверки. Провода д.б. калиброванные, т.е. должна быть определена вносимая ими погрешность в градусах Цельсия, которая потом используется при поверке. По крайней мере, надо же убедиться, что провода вообще компенсационные и нужного типа. Можно подобрать провода с минимальной погрешностью. Думаю, достаточно составить протокол калибровки проводов по примеру термопары- "температура рабочего спая- приведённая эдс- отклонение от НСХ и погрешность". Чем меньше разница температур на концах, тем меньше погрешность проводов. Вводить провода в состав эталона не надо. Эталон- это эталон, а провода сами по себе. IS1_методика поверки.pdf

Градуировочная таблица- приложение к свидетельству о поверке/сертификату о калибровке резервуара. Ради неё он, в общем-то, поверяется /калибруется. До ГОСТ 8.570-2000 был документ МИ 1823-87 "ГСИ. Вместимость стальных вертикальных цилиндрических резервуаров. Методика выполнения измерений геометрическим и объемным методами", а потом началось- "поверка", " калибровка"... Теперь заставляют испытывать резервуары в целях утверждения типа СИ, иначе отказываются проводить поверку.

Добрый день ! Термина "тарировка" нет, есть "поверка" для резервуаров, применяемых в сферах ГРОЕИ и "калибровка" для не применяемых, со всеми вытекающими отсюда последствиями. Поищите в поиске, про это уже было несколько тем. Методики поверки резервуаров- ГОСТ 8.570-2000 (РВС), ГОСТ 8.346-2000 (РГС) и др. Если у вас резервуары с нефтепродуктами, возможно, они попадают под приказ Минэнерго № 179 от 15.03.2016 г. «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного обеспечения единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений».

Добрый день ! Необходимо смотреть конкретные методики поверки. Допускается соотношение погрешностей и менее 1:3, это вопрос обработки результатов. У рабочих СИ доверительный интервал составляет 2 "сигма" (р=0,95), у эталонов 3 "сигма" (р=0,99) и эталон даже при одинаковой относительной погрешности всё равно будет точнее. Поэтому, например, ТПУ 2 разряда с погрешностью 0,10 % применяется для поверки преобразователей расхода с погрешностью 0,15 %. Была какая-то МИ про обработку результатов при соотношении погрешностей менее 2.5, не могу вспомнить название, чтобы найти по поиску.

У нас был случай- компенсационные провода проложили рядом с силовыми, так на них возникла наводка 50 Гц в десятки Вольт. Вторичным прибором была измерительная система Delta-V, показания температуры по позициям с наводкой сильно завышались. Чтобы провода не менять, решили проблему, прикрутив параллельно на клеммы керамические конденсаторы. Вторичный прибор с искробезопасной цепью может отрицательно реагировать и на "земление" проводов.

Добрый день ! Требование указывать базовую высоту на табличке содержалось в п. И.14 ГОСТ 8.570-2000, Изменение № 1 его отменило: И.14 (Исключен, Изм. № 1). И.15 Базовую высоту резервуара измеряют ежегодно. Ее значение не должно изменяться более чем на ± 0,1 %. И.16 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений уровня жидкости в резервуаре: ± 0,1 %. И.17 Межповерочный интервал для всех типов вертикальных резервуаров должен быть не более 5 лет (Измененная редакция, Изм. № 1). И.18 Техническая документация вновь сооружаемого резервуара подлежит экспертизе в части выполнения требований метрологического обеспечения в установленном порядке1). 1) На территории Российской Федерации экспертизу проводит ФГУП ВНИИР ГНМЦ или другой ГНМЦ по специализации. (Введен дополнительно, Изм. № 1). Вообще про измерение БВ указано в п. 9.1.10: 9.1.10 Измерения базовой высоты резервуара 9.1.10.1 Базовую высоту резервуара Нб измеряют рулеткой с грузом не менее двух раз. Расхождение между результатами двух измерений не должно превышать 2 мм. При наличии жидкости в резервуарах с плавающим покрытием уровень ее должен быть не ниже уровня, установленного технологической картой на резервуар. Базовую высоту резервуара с плавающей крышей измеряют через измерительный люк, установленный на направляющей стойке плавающей крыши или на трубе для радарного уровнемера (рисунок А.2а). (Измененная редакция, Изм. № 1). 9.1.10.2 Результаты измерений базовой высоты Нб вносят в протокол, форма которого приведена в приложении Б. 9.1.10.3 Базовую высоту измеряют ежегодно. Ежегодные измерения базовой высоты резервуара проводит комиссия, назначенная приказом руководителя предприятия - владельца резервуара, в состав которой должен быть включен специалист, прошедший курсы повышения квалификации по поверке и калибровке резервуаров. При ежегодных измерениях базовой высоты резервуара без плавающего покрытия резервуар может быть наполнен до произвольного уровня, резервуар с плавающим покрытием - до минимально допустимого уровня. Результат измерений базовой высоты резервуара не должен отличаться от ее значения, указанного в протоколе поверки резервуара, более чем на 0,1 %. Если это условие не выполняется, то проводят повторное измерение базовой высоты при уровне наполнения резервуара, отличающимся от его уровня наполнения, указанного в протоколе поверки резервуара, не более чем на 500 мм. Результаты измерений базовой высоты оформляют актом, форма которого приведена в приложении Л. При изменении базовой высоты по сравнению с ее значением, установленным при поверке резервуара, более чем на 0,1 % устанавливают причину и устраняют ее. При отсутствии возможности устранения причины проводят внеочередную поверку резервуара.

Верификация- это не синоним поверки. У нас при переводе вместо "верификация" пишут "поверка", потому что больше нечего применить, в результате смысл искажается. Несколько лет назад тема "поверка- калибровка" обсуждалась в журналах, было больше десятка статей. Прикладываю некоторые из них. Например, в "Советнике метролога" № 6 за 2012 г. (второй лист) говорится, что верификация - это, по сути, официальное признание соответствия СИ установленным требованиям после исследования результов калибровки СИ. Поэтому за рубежом всегда проводят калибровку и обходятся без поверки. Сейчас я каждый раз представляю, что было бы, если бы вместо "поверки" в НПА применялась "калибровка", например, в Приказе Минпромторга от 02.07.15 г. № 1815: «Об утверждении порядка проведения КАЛИБРОВКИ…» - такие документы просто не появились бы на свет. СМ № 6, 2012 и № 1, 2013, № 2, 2013.doc

Добрый день ! Я под влиянием нормативных актов последнего времени задумался, не пора ли отказаться от термина "поверка", пока не зашли в тупик. Насколько проще будет жить и трудиться, сколько шелухи отвалится. Сейчас один документ цепляется за другой, а здравый смысл остаётся в стороне.

Добрый день ! Не только Вы в замешательстве. Какое дело государству до чисто технологических расходомеров и резервуаров, имеющихся на любом промышленном предприятии ? Есть ли юридическое определение понятиям "энергоресурсы", "нефтепродукты" ? Какая-нибудь "фракция 85-140 С", являющаяся сырьём для технологической установки, относится к энергоресурсам ? Приказ № 179 повторяет те же ошибки, что и первоначальная версия ФЗ "Об энергосбережении". Надежда на то, что в РФ строгость законов компенсируется необязательностью их выполнения.

Добрый день ! У нас после выхода приказа № 1815 был случай- ЦСМ отказался поверять ультразвуковой расходомер Ду100, мотивируя это тем, что наша проливная установка имеет максимальный расход 200 м3/ч, а у расходомера Ду100 он более 300 м3/ч. В методике поверки про ограничение диапазона, естественно, ничего не сказано. Потом подумали и всё же поверили: в городе нет проливных установок на больший расход и в области аккредитации ЦСМ указаны расходомеры с максимальным расходом до 200 м3/ч - под нашу установку. Требования п.16 и п. 18 абсурдны. С многоканальными, многодиапазонными СИ тоже проблема - приходится поверять 100 каналов, хотя в сфере ГРОЕИ применяются только 3.

Повторяю. МП YTA110, 310, 320 -2003.zip

День добрый ! Документа, чтобы определить погрешность при негерметичности соединительных линий СУ, нет. Посмотрите статьи из журналов и МИ 3212-2009, может быть, они помогут вам оценить влияние негерметичности на результат измерения. Негерметичность- ЗиПМ №4 2004 г..pdf Негерметичность-ЗиПМ №6 2003 г..pdf МИ 3212-2009 МВИ герметичности.pdf

День добрый ! Если торговые операции и пр. по резервуарам не осуществляются, их можно калибровать кому угодно, как угодно и с нужной периодичностью. Это дело владельца. Однако для получения достоверных результатов в качестве методики калибровки лучше использовать готовые методики поверки ГОСТ 8.570 и ГОСТ 8.346. Резервуары- средства измерения объёма, а не линейно-угловые. Не помешает, если человек будет обучен. Чтобы откалибровать объёмным методом, как минимум, вам понадобятся мерник либо счётчик, рулетка или уровнемер, СИ температуры жидкости, вспомогательное оборудование и пр. Объёмный метод хорошо автоматизирован, не проще ли обратиться в организацию, имеющую ПИГЛ, КГР или т.п., чтобы они отградуировали как следует, с известной погрешностью. А резервуары большие ? Стоимость градуировки объёмным методом в нашем ЦСМ, например, 805 руб. за 1 м3.

Кстати, как влияет постоянное значение плотности воздуха 1,2 кг/м3 в ГОСТ Р 8.903: если для бензина с плотностью р.у. 715,4 кг/м3 при плотности воздуха 1,2 кг/м3 поправка составляет 1,00168, то при температуре -20 С и 760 мм рт. ст. плотность воздуха будет 1,3954 кг/м3 (ф. 34 ГОСТ Р 8.787) и поправка составит 1,00195 - на 0,03 % больше. Может быть, лучше было бы использовать плотность воздуха при среднегодовых температуре и давлении в регионе (у нас 755 мм рт.ст. и +2 С)? Изменение атмосферного давления, например, от 735 до 775 мм рт.ст., влияет на изменение величины поправки в 3 раза меньше, чем изменение температуры воздуха.

Добрый день ! Как вы правильно заметили, появился ещё один национальный стандарт, применяющий поправку на выталкивающую силу воздуха при измерении массы нефти и н/п с помощью весов. В отличие от ГОСТ Р 8.787-2012, в нём пренебрегли поправкой для гирь (которая по величине составляет порядка 0,99985), зато используется плотность продукта при р.у. вместо р15. Интересна практическая реализация методики, содержащейся в ГОСТ Р 8.903-15, в частности, с какой точностью достаточно измерять плотность продукта при р.у. ? Плотность р15 (р20) предлагается определять ареометром по ГОСТ 3900 или ГОСТ Р 51069 или лабораторным или переносным плотномером. Температуру продукта в цистерне предлагается измерять преобразователем с погрешностью +/- 0,3 С или в пробе стеклянным термометром с погрешностью +/- 0,2 С. Однако нужна ли такая точность для измерения массы ? К примеру, для бензина, как менее плотного продукта, с р20=715,4 кг/м3 (р15=720,0 кг/м3 и betta=0,0013 1/С), при температуре бензина 20 С и плотности воздуха 1,205 кг/м3 величина поправки получается равной 1,00168. Допустим, мы ошиблись в измерении температуры бензина на +30 С или соответственно в измерении плотности бензина и получили плотность р.у. (т. е. р50)=687,4 кг/м3, поправка при этом составит 1,00175. Таким образом, при изменении плотности р.у. на -3,9 % величина поправки изменилась всего лишь на +0,007 % (примерно в [1/плотность] раз меньше). На погрешность измерения массы это не повлияет, погрешность собственно весов на порядок больше. Видимо, по этой причине разработчики ГОСТ Р 8.787-12 пренебрегли изменением плотности продукта и использовали р15, которая всегда имеется в паспорте качества на продукт. При низких требованиях к точности измерения плотности при р.у., если уж необходимо, можно измерить температуру продукта в цистерне (стенок цистерны) бесконтактно оптическим пирометром и вычислить плотность р.у. из паспортной р15. Это нетрудоёмко и легко автоматизируется. В ГОСТ Р 8.903-15 ещё интересен п. 13.1.1, который устанавливает предел допускаемой относительной погрешности измерения массы брутто в нерасцепленных цистернах или составах их них с помощью весов для взвешивания в движении +/-2,50 %. Метроштоком гораздо точнее получается.

Добрый день ! Вот методика поверки. Начиная со второго листа напечатайте с двух сторон и сброшюруйте. Кстати, у ЩИТ-2 в техописании указано: "Назначенный срок службы до списания сигнализаторов составляет 10 лет в условиях эксплуатации" и Ростехнадзор сделал нам замечание, что эксплуатируются приборы, отработавшие назначенный срок. Все ЩИТы меняем. МИ 662-84 Щит-2.pdf

Добрый день ! Не попадает учёт всех без разбора энергоресурсов в сферу госрегулирования. В противном случае в эту сферу попадают резервуары, расходомеры нефти и н/п, и тем более расходомеры жидкого и газообразного топлива, пара, пароконденсата, теплофикационной воды и пр. - сотни и тысячи единиц средств измерений на любом промышленном предприятии, которые используются для внутреннего учёта. В других темах на форуме этот вопрос обсуждался. См. статью из журнала "Главный метролог". Резюме: согласно 102-ФЗ, должны быть законодательно установлены перечни измерений, на которые распространяется сфера «учет количества энергетических ресурсов». На настоящее время таких перечней нет. Попытка установить тотальный государственный контроль и надзор за энергоресурсами была предпринята в первой версии ФЗ "Об энергосбережении": "Статья 7. Метрология. При добыче, производстве, переработке, транспортировке, хранении и потреблении энергетических ресурсов, а также при их сертификации осуществляется обязательный государственный метрологический контроль и надзор в области энергосбережения", но потом это невыполнимое требование отменили. Главный метролог №5 2014 г..doc

Добрый день ! Вот она. МП YTA110, 310, 320 -2003.zip

Добрый день ! В очень старых учебниках по измерению расхода можно встретить, что под классом точности сужающего устройства когда-то подразумевалась погрешность определения коэффициента расхода сужающего устройства. Но ни в "Правилах 28-64", РД 50-213-80, РД 50-411-83 и тем более в ГОСТ 8.563 и ГОСТ 8.586 такого понятия нет. Практической пользы от такого "класса точности сужающего устройства" мало- это всего лишь одна из многих составляющих погрешности измерения расхода. Под классом точности 5 или 2, очевидно, подразумевалась относительная погрешность измерения расхода.

Добрый день ! Не знаю насчёт методики калибровки, а поверяются эти весы (госреестр № 48741-11) по ГОСТ Р 53228.

Добрый день ! У нас была ситуация. Построили весы Меттлер-Толедо 7260Р из двух платформ 12+8 м НПВ 200 т, заказали один весоповерочный вагон, а поверитель приехал и сказал, нужно два весоповерочных вагона. Мы привели аргументы: платформы независимые, датчики у Меттлер-Толедо цифровые, индикатор весов IND 780 показывает одновременно массу по каждой платформе и их сумму. Каждая платформа всё равно по отдельности будет нагружаться. Зачем два весоповерочных вагона ? Только проверить, правильно ли индикатор складывает 1+2 ? Убедили. Построили весы ЭВВ-СД-150 НПВ 150 т для 8-осных цистерн, с бетонным промежутком между двумя модулями. Понятно, что цистерны весят меньше 100 т. Первичную поверку проводили двумя весоповерочными вагонами, периодическую одним.