Vadim_A

Мне проходилось спорить с нашими специалистами по надёжности. Они считали, что проведение поверки/калибровки увеличивает надёжность СИ в эксплуатации. Я их разочаровал, сказав, что ТО и ремонт увеличивают надёжность, а не поверка/калибровка. Как-то забывают, что перед поверкой/калибровкой СИ проводят самое важное ежегодное ТО и, если требуется, ремонт, и вот они-то действительно влияют на надёжность. При поверке/калибровке может выявиться какой-нибудь скрытый дефект, но это в дополнение к проверкам и тестированию, проводимыми при ежегодном и пр. ТО. Это как часы подвести, а завтра они встанут из-за поломки или разряда батарейки. Поверка/калибровка ничего в объекте не изменяют, чтобы увеличить/поддержать ресурс изделия. СИ откажет, когда придёт его срок. Ещё у специалистов по надёжности была идея считать метрологические отказы и отказы/дефекты СИ, выявленные перед поверкой/калибровкой, наравне с отказами, произошедшими в эксплуатации. Их остановили, потому что количество зарегистрированных отказов выросло бы в разы и смысла у такой статистики не будет (для чего тогда планово-предупредительный ремонт и т.п.). Как указывается в старой, вероятно, статье в Интернете, "Метрологические отказы при эксплуатации СИ составляют более 60 % на третьем году эксплуатации и достигают 96 % при работе более четырех лет". Метрологический отказ в эксплуатации вряд ли заметят, а если заметили- значит, это обычный отказ. У нас многие СИ имеют класс точности значительно выше, чем это надо для технологии, это тоже способ борьбы с метрологическими отказами.

Разница, которую возможно добиться, зависит от многих факторов. Если у вас массомер с погрешностью 0,15...0,25%, с выставленным "нулём" в условиях эксплуатации; отградуированный по ГОСТ и т.п. резервуар; уровнемер с погрешностью 1 мм + многоточечный датчик температуры с погрешностью <= 0.5 C+ танк-компьютер (или сразу система учёта резервуарных запасов); соблюдается методика измерений массы, правильный отбор проб и измерение плотности н/п; ваш н/п- не горячий мазут и т.п.; запорная арматура герметичная; не слишком длинный трубопровод между резервуаром и массомером; достаточно большой объём разовой отгрузки из резервуара и т.д. и т.п., то средняя разница может быть порядка 0,3% и меньше.

Добрый день! Эта формула расчёта массового расхода газа для диафрагмы не годится, она для вихревых, ультразвуковых и пр. расходомеров. У сужающих устройств плотность среды в формуле под корнем, что для объёмного, что для массового расхода. Погрешность измерения расхода диафрагмой, как правило, рассчитывают в стандартных программах расчёта сужающих устройств (у кого они есть), потому что вручную это делать непросто (см. ГОСТ 8.586.5-2005). Для жидкости К вообще не применяется. Про коэффициент 1,1 смотрите, например, МИ 2083-90 ГСИ. ИЗМЕРЕНИЯ КОСВЕННЫЕ.ОПРЕДЕЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ И ОЦЕНИВАНИЕ ИХ ПОГРЕШНОСТЕЙ

По ФР.1.27.2010.08875 (МВУ 040/03-2010) отградуированы только эти два резервуара. РВС-20000 с нефтепродуктом, разницы никакой не заметно, да и сравнивать особенно не с чем. В РВС-50000 поступает нефть с СИКН "Транснефти", старая таблица по ГОСТ 8.570 давала обычное для всех резервуаров среднее отклонение -0,20...-0,25 % по массе или объёму нефти, а если использовать таблицу по ФР, то будет что-то несусветное. Каждая градуировка резервуаров (цилиндрическая часть) отличается от предыдущих до +/- 0,15 %, нельзя дважды отградуировать одинаково. Вообще, при поставках нефти заметно, что какие-то резервуары дают большее или меньшее отклонение.

Добрый день! Для информации: в прошлом году у нас отградуировали один РВС-20000 тахеометром по "Методике выполнения измерений геометрическим методом с применением геодезических приборов" ФР.1.27.2010.08875 (МВУ 040/03-2010). Относительно старой таблицы по ГОСТ 8.570, вместимость цилиндра выше всплытия понтона уменьшилась в среднем на -0,07 %, что вполне нормально. Также в прошлом году отградуировали РВС-50000 по ГОСТ 8.570, аналогичное отклонение со старой таблицей (тоже по ГОСТ 8.570) составило в среднем -0,17 %, что уже подозрительно, хотя ошибок в измерениях не нашли. Для проверки отградуировали и этот резервуар по ФР.1.27.2010.08875 (МВУ 040/03-2010), так получилось на +0,60 % больше, чем по старой таблице. Ошибок не нашли, при случае попробуем повторить градуировку тахеометром. Но каретке я верю больше.

Кориолисовые расходомеры обсуждали- это те же самые массовые. У вас слишком низкое давление газа, чтобы их применять. Однако есть ультразвуковые расходомеры, которые по скорости звука, давлению и температуре определяют молекулярный вес газа (зарубежная методика Hydrocarbon, для применения в СГРОЕИ нужна аттестованная методика измерений) и могут измерять массовый расход- Flowsick 100 или 600, КТМ 100 или 600 (то же самое, что и Flowsick), "Вегасоник", Panametrics, Fluenta. Стоят дорого. Погрешность измерения массового расхода составляет 4...6 %, что для сложного газа с сильно меняющимися свойствами может оказаться намного лучше, чем погрешность с периодическими лабораторными анализами. Кажется, большое содержание водорода не очень подходит для этой методики.

Для пункта 6 части 3 статьи 1 по-прежнему делают исключение от установления перечня измерений, значит, Ростехнадзор и далее сам будет определять в своих Правилах, какие СИ поверять, а какие калибровать (или просто поверять все СИ без разбора). А ведь хотели ограничить ведомственное нормотворчество.

В прошлогоднем проекте изменений пр. 179 был пункт про учёт нефтяного сырья со своей погрешностью измерения. Теперь изменили название раздела 6 Измерения при выполнении государственных учетных операций и учете количества энергетических ресурсов, так что, возможно, нефтяное сырьё просто приравняют к нефти, стабильному газовому конденсату и пр. 1.2. нефтяного сырья, направляемого на переработку (в целях определения налоговой базы по акцизу на нефтяное сырье): 1.2.1. прямым и косвенным методами динамических измерений без ограничений ± 0,35 (брутто) ± 0,50 (нетто)

Выбирать лучше импортный массомер - Endress+Hauser, Emerson, Krohne. Отечественные для газа не очень годятся, нужна большая стабильность и чувствительность. У нас стоит, например, CMFHC3 на газе с давлением порядка 2 кгс/см2, температурой +30 С, плотность р.у. 2,3 кг/м3. Работает в начале диапазона измерений, где погрешность порядка 0,8%, так что важно периодически контролировать смещение "нуля"- оно существенно влияет.

А вам для учёта нужен объём газа или масса или количество теплоты? Наверняка масса (для матбаланса и потерь) и теплота (для энергоэффективности) важнее. Мы на топливном газе начали ставить массомеры, их показания точнее и тренды выглядят ровнее, чем у диафрагм, вихревых и ультразвуковых, зависящих от свойств газа.

В прошлом существовал и термин " узел учёта нефти", потом стали обращать внимание, что средства измерений "узел" в принятой классификации нет- есть "измерительные системы", "измерительные комплексы" и т.д. Поэтому в НМД вместо "узел" начали применять терминологию СИКН, СИКНП, СИКНС, СИКГ, СИГЖУ и пр. А по содержанию- то же самое, что и узел.

Тогда я не знаю, где искать. В ГОСТ и МИ встречается "СИКГ" или "ИК", а не "узлы измерений расхода и количества газа".

Например, СТО Газпром 5.32-2009 "Организация измерений природного газа" и другие: 3.1.2 узел измерений расхода и количества природного газа (узел измерений): Совокупность средств измерительной техники, вспомогательных устройств и измерительных трубопроводов, которая предназначена для измерения, регистрации результатов измерений и расчетов объема газа, приведенного к стандартным условиям, а также при необходимости определения его показателей качества. 3.1.3 узел коммерческих измерений: Узел измерений расхода и количества газа, по результатам измерений на котором сторонами договора на поставку газа осуществляются взаиморасчеты. 3.1.4 узел технологических измерений: Узел измерений расхода и количества газа (далее - узел измерений), предназначенный для измерений расхода и/или количества газа в технологических целях.

В теме "Правила РТН" я выложил предложения Минпромторга удалить из правил Ростехнадзора пункты про поверку СИ и пр. https://metrologu.ru/topic/26283-правила-ртн/?page=3&tab=comments#comment-299057 Удалить было бы хорошо, но тогда в 102-ФЗ нужно ввести Перечень измерений для сферы 6, чтобы было понятно, какие же измерения в ней применяются.

Добрый день! Нехорошие пункты о поверке СИ на ОПО из "Общих правил взрывобезопасности..." и др. предлагают отменить, см. файлы. Не все с этим согласны. Может быть, действительно создадут перечень измерений (пусть и без обязательных метрологических требований) для сферы 6. Хотя в проекте изменений в 102-ФЗ для сферы 6 перечень измерений пока не предлагают. 22394.pdf Выписка из Правил безопасности химически опасных производственных объектов.pdf Выписка из Общих правил взрывобезопасности для взрывопожароопасных производств.pdf

В статье 1 ч. 5.1 для сферы 6 продолжают делать исключение при установлении Перечня измерений. Ростехнадзор по-прежнему будет осуществлять ведомственное регулирование измерений, что противоречит целям изменений в 102-ФЗ. Предлагаю заинтересованным организациям при рассмотрении проекта изменений сделать соответствующее замечание. Можно сделать исключение для установления обязательных метрологических требованиям к измерениям по сфере 6, но сам Перечень измерений должен быть установлен.

Вот она. Optimass МП 1720-2012.pdf

Надо смотреть в Приказе Минпромторга № 1815 ( с изм. 28.12.18 г.) "Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке": "18.... Периодическую поверку СИ, предназначенных для измерений (воспроизведения) нескольких величин или имеющих несколько поддиапазонов измерений, но используемых для измерений (воспроизведения) меньшего числа величин или на меньшем числе поддиапазонов измерений, допускается на основании письменного заявления владельца СИ, оформленного в произвольной форме, при условии наличия в методике поверки соответствующих указаний. Если методикой поверки не установлено, но обеспечивается подтверждение пригодности СИ для применяемых величин или поддиапазонов измерений, то для СИ, тип которых утвержден до 18 ноября 2018 г., в соответствии с заявлением владельца СИ или другого лица, представившего СИ на поверку, допускается проведение поверки для меньшего числа величин или на меньшем числе поддиапазонов измерений с обязательным указанием в свидетельстве о поверке информации об объеме проведенной поверки." А что у вас за весы и взвешиваемые грузы и с какой целью вы их взвешиваете?

Получилась цепочка: изменения в Налоговом кодексе - приказ Минэнерго № 1188 от 20.12.18 г. "Об утверждении Порядка определения количества нефтяного сырья, направляемого на переработку, в целях исчисления акциза на нефтяное сырьё" - изм. в Приказе Минэнерго № 179. Ведь отдельного перечня измерений при проведении налоговых операций нет. А проект изм. в Приказ №179 тот же, который в июле в теме выкладывали, п. 1.2.

В проекте изм. в приказ № 179 есть ещё новая строка: "измерения количества нефтяного сырья, направляемого на переработку (в целях определения налоговой базы по акцизу на нефтяное сырье)". Кто не знает: чтобы заинтересовать компании перерабатывать сырьё внутри страны, а не за рубежом, с 01.01.19 г., например, при добыче платят немалый акциз, а при направлении сырья на переработку внутри страны этот акциз компании возвращают (нефтяным сырьём являются также вакуумный газойль, гудрон и мазут и др., направляемые на дальнейшую переработку). Т.е. это в чистом виде сфера "измерения, выполняемые при проведении налоговых операций". Однако эти измерения поместили в учёт энергоресурсов, потому что по характеру они подобны существующим измерениям при осуществлении торговли. Из-за того, что в учёте энергоресурсов сфера определяется не по применению измерений, а по веществу и энергии, и происходит наложение с другими сферами.

Так ведь всё денег стоит и где-то закладывается. На НПЗ есть и свои котлы, вырабатывающие пар. Там учёт пара тоже будет сферой ГРОЕИ? Перечень измерений при учёте энергоресурсов действует независимо от торговых операций, а в Перечне измерений при осуществлении торговли указана одна только розница. Большой вопрос, зачем государству такое обширное ГРОЕИ и как только буржуи без этого обходятся.

Про НПЗ и ОПО: Технологическое топливо на НПЗ: печи топятся у/в газом и жидким топливом (мазутом), получаемыми при переработке. Ладно, от у/в газа можно отвертеться: в приказе 179 фигурирует только ПНГ и природный газ, а заводской у/в газ ни то, ни другое. С жидким топливом сложнее. Нужно ли делать учёт ЖТ у каждой технологической печи сродни коммерческому? Зачем государству эти измерения? НПЗ сам сильно заинтересован в снижении потребления топлива, это ведь масса, которая могла бы стать товарной продукцией. Ещё, на НПЗ сотни технологических резервуаров с разными нефтепродуктами и полуфабрикатами (про технологические расходомеры я уж не говорю). Они тоже попадают под приказ 179 или нет? От части товарной продукции можно отвертеться- так, битум в качестве энергоресурса никто не использует, а ароматические у/в, МТБЭ и пр.- это не нефтепродукт, а продукт нефтехимии, и их тоже в качестве энергоресурсов непосредственно не используют. Очень раздутая и нечёткая сфера- " при осуществлении производственного контроля за соблюдением установленных законодательством Российской Федерации требований промышленной безопасности к эксплуатации опасного производственного объекта". Ростехнадзор освободили от написания Перечня измерений, ему надоело разбираться в отличиях поверки и калибровки, теперь он может в своих Правилах просто написать, что все СИ должны быть поверены, а физически это не выполнить, не останавливая производство: 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. или 3.1.10. Все средства измерений подлежат поверке.

Совершенно согласен! Сферы раздуты и расплывчаты.

Хорош трепаться.

Я не могу вам ответить за чужие предприятия, но когда у них получалось продуктов больще, чем сырья, они чувствовали себя очень неуютно.