Vadim_A

В продолжение- посмотрите ДАК-138 "Аналитприбора". Поверяемый компонент газонализаторов на нефть, бензин, керосин и пр. - пропан. Отличительные особенности: · уникальной особенностью датчиков-газоанализаторов ДАК является возможность выбора потребителем в меню прибора любого вещества из перечня без необходимости проведения корректировки показаний по ПГС или проведения поверки (поверочный компонент метан или пропан устанавливается на заводе-изготовителе) ДАК 2020-73660-18.pdf

Кстати, интересный Вы пример привели. Смотрим стационарный газоанализатор взрывоопасных газов СИГМА-03.ДВ на бензин, керосин, ДТ или сумму С1...С12. По описанию типа СИ г.р. 38261-14, он может анализировать бензин, ДТ, керосин, причём в примечании к табл. 3 указано, что для бензина поверочный компонент- метан, коэффициент пересчёта при поверке К1=2,0; для ДТ поверочный компонент- гексан, К2= 3,8; для керосина- тоже гексан и К3=3,5. Погрешность датчика СИГМА-03.ДВ согласно табл. 2 составляет +/- 5%. Методика поверки приведена в РЭ. В ГПСК 07.11.00.000 РЭ, которое есть на сайте производителя, говорится, что погрешность газоанализатора +/- 10 %. Методика поверки в этом РЭ содержится, про коэффициенты пересчёта при поверке К1, К2, К3 ничего не говорится. Газоанализатор бензина поверяется по бензину же, для этого приводится схема устройства для приготовления ПГС паров бензина. Также на сайте в документах можно скачать методику поверки ГПСК 07.00.00.000 МП. Там есть К1, К2, К3 и указана испытательная камера с ПГС паров горючих жидкостей. Бросается в глаза фраза в п. 6.3.1.6 (второй, их два): "Погрешность приготовленной ПГС не должна превышать 12 %." Хотел приложить перечисленные файлы, но они почему-то не хотят прикладываться. Проблема всех подобных газоанализаторов в том, что они всё равно не различают, какое именно горючее вещество на них попало при эксплуатации. Показывают себе в % НПКР вещества, на которое были настроены и всё. Бензин, керосин, ДТ и пр. - всего лишь названия, характеризующие вещества с каким-то определённым коэффициентом чувствительности.

Просто это распространённые газы, находящиеся между лёгкими и тяжёлыми и с ПГС у них проблем нет, как у тяжёлых. Термохимические датчики более чувствительны к лёгким газам и если их настраивать по водороду/метану, то у старого датчика при появлении в воздухе тяжёлых компонентов может не хватить чувствительности для срабатывания. Оптические датчики более чувствительны к тяжёлым компонентам и если их настраивать по пропану/бутану, то при появлении в воздухе тяжёлых компонентов они сработают с некоторым опережением.

Добрый день! Правильный ответ- газоанализатор нужен такой, какой указан в проекте. Точных указаний, на какой компонент должен быть настроен газоанализатор, нет. Ставят, как правило, газоанализаторы на пропан или бутан, можно на более тяжёлые газы, но с ПГС сложнее работать. Сейчас некоторые отечественные фирмы выпускают газоанализаторы на "пары нефти", " пары нефтепродуктов" , у которых определён коэффициент чувствительности на "нефть" или "нефтепродукт" какого-то состава по отношению к бутану, например, и поверяются они по бутану. Однако такие газоанализаторы раз в несколько лет нужно поверять по эталону- динамическому газосмесительному комплексу (ДГК), чтобы определить этот коэффициент. Для чего нужно направлять газоанализатор на поверку туда, где этот ДГК имеется, что неудобно. Поэтому такие газоанализаторы редко применяют. Смотрите для примера старую статью на эту тему. Решение проблемы достоверного контроля довзрывоопасных концентраций горючих газов.doc

МИ 2153-91.tif МИ 2153-91 есть.

Совсем не просто. Если Вы помните, приказом № 480 от 26.11.15 г. "О внесении изменений в ФНИП "Общие правила взрывобезопасности..." РТН убрал из правил слово "калибровка" для СИ, входящих в систему контроля, управления и ПАЗ, а также ИИС, оставив только поверку. Это вызвало волну возмущения от заинтересованных компаний и предприятий, потому что обеспечение и выполнение поверки этих СИ приведёт к колоссальным издержкам на непрерывно действующих производствах. На форуме есть соответствующие темы. В результате в "Общие правила взрывобезопасности..." приказом № 533 от 15.12.2020 г. слово "калибровка" вернули, и, вероятно, в 102-ФЗ будет фраза "Обязательные метрологические требования к измерениям, выполняемым при осуществлении производственного контроля за соблюдением установленных законодательством Российской Федерации требований промышленной безопасности к эксплуатации опасного производственного объекта, устанавливаются законодательством Российской Федерации о промышленной безопасности опасных производственных объектов", чтобы не связываться с перечнем СИ, относящихся к сфере ГРОЕИ.

Вам необходимо сделать расчёт по известным параметрам диафрагмы, трубопровода, газа и пр., иначе так и будете сомневаться в правильности показаний расходомера.

Если приложите расчёт ДКС, можно будет точнее сказать.

Мы своему подрядчику, который проводит поверку СИ самостоятельно или направляет в другие организации, написали письмо следующего содержания и всё: "С целью выполнения требований п. 28 «Порядка создания и ведения Федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений, передачи сведений в него и внесения изменений в данные сведения, предоставления содержащихся в нем документов и сведений», утвержденного приказом Минпромторга России № 2906 от 28.08.2020 г., заявляем Вам о своем согласии на включение информации о владельце средств измерений в сведения о результатах поверки средств измерений, перечисленных в приложении к данному письму. Приложение. Файл «График поверки средств измерений *** на 2022 г.».

Потребителю масса нетто газового конденсата может быть и не нужна. А для измерения его массы в целях исчисления акциза на нефтяное сырьё, направляемое на переработку, нужна именно масса нетто. Для мазута тоже можно измерять массу нетто (ГОСТ Р 8.787-2012 и ГОСТ Р 8.788-2015), хотя в ПП РФ № 1847 для нефтепродуктов пределы допускаемой погрешности нетто не указаны.

Добрый день! Бухгалтерский учёт лучше вести по первым весам- на вторых может быть убыль при транспортировке, хищения и пр. Тем более, что груз отправляют из головного предприятия, проще принять такое решение. Пределы допускаемой погрешности весов одинаковые, первые весы двухинтервальные. Если необходимо, определите и введите нормы убыли. Постройте графики массы тары, брутто, нетто результатов взвешивания на весах. Хорошо, если массы нетто в среднем совпадают. Отклонения массы тары и брутто на разных весах могут быть разнонаправленными, поэтому разница по нетто может получаться большая. Если это так, весы надо настроить и переповерить. Отклонения нетто зависят не только от погрешности весов. Масса тары автотранспорта по разным причинам (остатки груза, осадки, злой умысел и пр.) сама по себе может сильно изменяться. У нас заставляют контролировать массу тары автоцистерн, так, к примеру, у больших битумовозов она в среднем изменяется примерно на +/-0,5 т, у маленьких на +/- 0,15 т. Попробуйте и вы контролировать.

Добрый день! Упрощённо, у вас получается как в методике поверки расходомера на проливной установке с мерником: синхронно начинаете и синхронно заканчиваете измерять объём воды расходомером и по резервуару, потом сравниваете. Учтите, что температура воды в расходомере и в резервуаре у вас может быть существенно разная (а также в трубопроводе до резервуара, если он длинный), следовательно, объёмы воды надо приводить к каким-то одним условиям. Можно учесть и поправку на давление в расходомере.

Бумажные самопишущие приборы теперь анахронизм. Сейчас применяются электронные регистраторы или измерительные контроллеры, которые какие угодно тренды хранят.

Добрый день! В качестве хронометра можно применить какой-нибудь секундомер утверждённого типа, надо только, чтобы верхнего предела измерения времени вам хватило. Как я помню, есть модели частотомеров, в которых есть режим секундомера. Измерять частоту 50 Гц с погрешностью не более 0,1 Гц- не проблема. Но хронометр и частотомер нужны для поверки самопишущих приборов, а у вас в ОА о них не говорится. Жидкостные разделительные камеры нужны, вам наверняка придётся поверять кислородные манометры.

Да, для измерения массового расхода насыщенного пара достаточно одного датчика температуры (что и указано в ОТ расходомера с опцией MV) . Но насыщенный пар плотнее перегретого и если пар на самом деле окажется перегретым, то будет большая погрешность. По проекту-то пар у вас изначально перегретый. Непонятно, если у вас в расходомере используется встроенный датчик температуры и вы сконфигурировали расходомер на перегретый пар с константным изб. давлением 3,8 МПа, то расходомер должен выдавать ошибку, потому что при 195 С среда- вода. Видимо, про случай измерения перегретого пара в ОТ написано: "расходомеры с опцией MV могут работать как индикатор массового расхода пара". Необходимо настроить расходомер на измерение объёмного расхода пара, а Тэкон- на вычисление массового. Неверующим покажите величину объёмного расхода по расходомеру, определите плотность пара по фактическим давлению и температуре, рассчитайте правильный массовый расход и сравните с текущими показаниями. DY г.р. 2019-17675-09-4.pdf

Вероятно, что те, кто узел делал, неправильно поняли формулу (4.2) п. 4.2.1 алгоритмов расчёта: при использовании расходомера, который выдаёт массовый расход, Тэкон принимает его за истину и больше вычислений не производит. Но в вашем случае это нескорректированный массовый расход, вычисленный по константам P и t, что приводит к большой ошибке. Вам нужно применить ф. (4.1) и брать от расходомера объёмный расход, тогда Тэкон будет сам рассчитывать плотность и правильный массовый расход пара по показаниям датчиков давления и температуры. Обратите внимание, что для пара перегретого и пара насыщенного алгоритмы разные, какой вам подходит. tekon19_algorythms_rus.pdf

Да, я по МИ 2451-98 плотность пара и считал. Бывает, что вместо перегретого пара идёт насыщенный и наоборот, но они как-нибудь да измеряются. Проблема, похоже, в другом- Тэкон фактическую плотность и массовый расход пара не вычисляет, а просто отображает нескорректированное значение, что приходит с расходомера.

Посчитайте для проверки расход пара в Excel через объёмный расход (его вихревой расходомер тоже показывает) и плотность пара. Так обычно и делается- вихревой расходомер выдаёт объёмный расход при р.у., вычислитель вычисляет плотность и энтальпию по датчикам давления и температуры, массовый расход и тепловую энергию. При Ри=3,8 МПа и t= 350 C плотность пара 14,65 кг/м3; при Ри=1,2 МПа и t=195 C плотность перегретого пара 6,55 кг/м3; при t= 195 C плотность насыщенного пара 7,09 кг/м3. Получается, что ваш расходомер, показывающий массовый расход через константные значения Ри=3,8 МПа и t= 350 C, несоответствующие действительности, завышает в 2 и более раза.

Не являются, потому что основанием может быть разве что капитальный ремонт (операции, проводимые с целью восстановления ресурса изделия). Смысл назначенного срока службы- прекратить эксплуатацию до наступления отказа. А лукавый подход "Тесея" и пр. с автоматическим продлением назначенного служба после успешной поверки, наоборот, приводит к эксплуатации СИ, пока не наступит отказ. Зато такой самообман устраивает и РТН и владельца СИ на ОПО.

У нас лаборатория технического контроля аккредитована на аттестацию методик измерения и проводят для самих себя аттестацию разных методик испытаний состава свойств сырья, полупродуктов, реагентов, катализаторов и пр., выполнение измерений состава сточных и очищенных вод и т.д. и т.п. В Аршин такие методики не вносятся.

Добрый день! У нас камера, прокладка между камерой и диском, диск, вентили, соединительные линии - ответственность управления главного метролога, ими занимается наша сервисная организация. Монтаж/демонтаж камер в сборе, прокладки между камерами и фланцами- ответственность управления главного механика, это выполняет их сервисная организация. Метрологи рассчитывают диафрагмы и проверяют их размеры. Технадзор, наверное, касается только трубопроводов.

Добрый день! Надеюсь, защита диплома прошла успешно. Параметр f/n используется редко, потому что это может быть неудобно- при больших изменениях вязкости ТПР упирается не только в диапазон расходов, в котором был поверен, но и в отношение f/n (величина f/n тоже накладывает ограничения на диапазон расходов) при поверке. Раньше параметр f/n использовался в Транснефти в СОИ старых узлов "Ничимен", им приходилось поверять ТПР несколько раз в год при более и менее вязкой нефти. После модернизации СИКН они поставили мультивязкостные ТПР и СОИ без f/n, нефть стала поступать с одного направления и более стабильная по свойствам, они вздохнули свободно. Но, по нашим наблюдениям, по результатам КМХ и по сравнению с нашими резервуарами наблюдались сезонные колебания К-факторов ТПР в среднем по СИКН в пределах +/- 0,06% (колебания вязкости нефти по БИК в пределах 8...14 сП, температура +6...+17 С) - на холодной нефти К-фактор больше, на тёплой меньше. Мы настояли, чтобы при следующей модернизации поставили СОИ с f/n, благо, что нефть стабильная и лишние поверки не нужны. На наш взгляд, сезонные колебания отклонений показаний СИКН по сравнению с резервуарами (хотя они плохой образец для сравнения) уменьшились вдвое. Но выяснилась новая проблема- при отказе вискозиметра СОИ не может рассчитать К-фактор, нефть учитывается некорректно. После этого Транснефть задумалась, есть ли польза от f/n и теперь с нашего согласования проводит поверку половины ТПР без f/n, чтобы потом в течении МПИ сравнивать их показания с остальными. Другой пример влияния вязкости на ТПР: у нас на компакт- пруверах, используемых для поверки массомеров на СИКНП, стоят родные ТПР-компараторы типа Parity и 1500 - обычные, с большим значением К-фактора. Поверка массомеров (по МИ 3272) проходила с большим трудом: продукт в резервуаре тёплый, а пока он километр идёт до СИКНП, его температура/вязкость существенно изменяются, т.е. меняется и К-фактор ТПР. От этого поверка часто не проходила по повторяемости К-фактора или по СКО- измерения в точке расхода начинались при одной вязкости, заканчивались при другой. На стабилизацию температуры отводили много времени, но это не спасало- партии может не хватить на поверку. При модернизации на СИКНП мы по чужому примеру поставили мультивязкостные ТПР для использования в качестве компараторов и поверка почти всегда стала проходить нормально.

Добрый день! Возможность исключения, очевидно, есть. Попробуйте найти в ФИФ "Манометр дифференциальный показывающий ДМ" госреестр № 37038-08, см. вложение. У нас есть сведения об утверждённых типах на CD, давно покупали, так там тоже такого номера нет. Эти "манометры дифференциальные" (по принципу действия как индикаторы засорения фильтра в пылесосе) до сих пор выпускаются. Паспорт манометр дифференциальный ДП.pdf

R, очевидно, означает "русифицированный"- добавлены российские градуировки термопар и термосопротивлений и пр. Технически это тот же самый прибор. За давностью времени у нас уже никаких материалов не осталось.

Поверку на новом месте размещения проводить необходимо, по крайней мере, надо провести контроль точности по весоповерочному автомобилю, если не хотите неприятностей. Большие платформенные весы после перемещения приходится нагружать гирями, так как незаметные на глаз перекосы и деформации приводят к неправильным показаниям, а уж автомобильные тем более. И g в вашем регионе может существенно отличаться от g в месте первичной поверки.