Vadim_A

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.

Добрый день ! Последовательные взвешивания одной и той же машины в одно и то же время должны быть в пределах погрешности весов. Если разброс больше погрешности, нужно искать неисправность. Это дело творческое. Вряд ли дело в терминале, скорее в датчиках, в устройстве, которое преобразовывает сигнал датчиков, в деформации платформы или фундамента и пр. Сигнал датчика сам по себе слабый, проверьте, не нарушено ли заземление, экранирование, нет ли наводок и пр. Проверьте сопротивление изоляции кабелей. Локализуйте неисправность. Постарайтесь выяснить, на какой из трёх платформ весов это происходит. Некоторые терминалы позволяют просматривать сигнал каждого датчика. Если на терминале включена автоматическая установка нуля, выключите и посмотрите, возвращаются ли весы на "ноль" после взвешивания. Вообще, масса тары машин, конечно, и сама по себе меняется. Мы у себя проанализировали, как меняется масса тары разных автоцистерн СУГ, и назначили контрольное отклонение +/- 4% от массы тары от предыдущего взвешивания. Если превышено- нужно проверить, нет ли злого умысла.