DimaX

Здравствуйте Metroff. Расскажите пожалуйста о преимуществах опорных трубок перед диафрагмамы, исходя из опыта эксплуатации. Необходимо ли поверять весь комплекс в целом на расходомерном стенде?

Стоим перед выборов датчиков давления и перепада давления для перевооружения всего парка СИ. По ценам, Метран-150 ненамного дешевле Yokogawa. Из опыта: имеются Метран-150 и Yokogawa, по ощущениям Йокогава лучше, с помощью Fieldmate можно много что сделать с датчиком, быстро удобно, да и внешним видом выигрывают (ну это не относится к МХ). Опыт пока небольшой меньше года. Каковы Ваши предпочтения коллеги, может есть еще другие участники битвы?

У нас около 30-ти комплексов с ЕК260, как обмануть поставщика или потребителя, я думаю с опытом приходить к любому метрологу. Но то что в первую очередь надо проверять, это настройки: параметры газа, диапазоны измерений датчиков, уставки на верхний и нижний предел измерений датчиков. линии связи, импульсные трубки, кран датчика давления. А залезть в архив и там перепрошить базу сможет далеко не каждый. Можно взять архивы за сомнительный период, и пересчитать по программе, например Расходомер ИСО или любой подобной.

Кстати, с теми потребителя у которыми у меня нестандартная схема сейчас развиваются интересные события. С момента ввода в эксплуатацию наших узлов (диафрагмы, СПГ761, датчики Йокогава) мы наблюдали дисбаланс - наши узлы давали больше объемы на 100 тыщ в сутки. Одной из причин, я был в этом уверен- разные параметры газа. Другую причину мы видели в помехах в линии связи. Очень не хотелось верить что нас обманывают. Недавно съездил к ним с проверкой, до этого не был там. У них тоже диафрагмы, СПГ761, но датчики стоят старый Метран100 снятые с производства. При осмотре СПГ761, была обнаружена нештатная ситуация - значение датчика перепада давления выше метрологического предела. Надеялись что это кратковременно (запуск турбин и т.п.) но она была в течении 30 мин пока мы там стояли, и я считаю что у них там верхний предел измерений гараздо ниже реального. Потом у себя проверил на РасходомерСТ, оказалось что действительно так, и при высоких расходах, как сейчас, у них идет занижение данных. и скорее всего около 100 тыщ в сутки. по параметрам газа, у них другие стоят, кто им ставил непонятно, на основании чего, тоже непонятно, константа барометрического давления стоит 753.2 мм рт.ст. на основании чего, нет документов, значения диаметра отверстия диафрагмы другое нежели в актах установки диафрагм (разница в сотых мм, но сам факт). Короче говоря назревает судебный иск и признании измерительных комплексов непригодными к эксплуатации. А все говорили что я поставил неисправные узлы учета у нас.

Примите огромну благодарность за ответы. Теперь я могу сказать что мое мнение не только мое но и метрологического сообщества в целом )))

Здравствуйте. И еще, скажите пожалуйста, может ли ЦСМ вносить изменения в выданное и действительное свидетельство о поверке? Нашему ЦСМ я верить не хочу, считаю, что нет. Глядя в ПР 50.2.006-94, я не смог найти ответа, или я не там искалл?

Спасибо за советы, буду работать) И еще такой вопрос, може кто сталкивался. Имеется узел учета на СУ, аттестованный по ПР 50.2.022-99 При замене вычислителя или любого другого датчика на идентичный по модели и всем характеристикам, необходима ли поверка всего комплекса? Я считаю что необходима, а вы? Считается ли даная процедура (замена прибора) реконструкцией?

К тому же, контакты датчиков подключены не одним проводом на контакт, а несколькими (кабель-то телефонный, сечение жил маааленькое).

Для Данилова А.А. 1. Меньше года, с марта 2009 г. 2. Изменения были с самого начала, но вид изменений заметили недавно. 3. Пульсирует, но не намного, только когда операторы работают вручную с регуляторами давления. Но они делают это очень тонко. 4. Давление, перепад, температура, все 4-20мА. 5. Заземление есть только у датчиков, у самой линии связи нету. Кабель то простой-телефонный, брони-экрана нет. Вот на него и грешили, но тут появилась закономерность в скачках по перепаду - прыгают показания двух датчиков (всего 4) синхронно и относительно одинаково. Теперь грешим на питание, дальше видно будет. SU215, датчикам то побарабану какая длина линии, все зависит от СПГ761, а ему по 4-20мА максимум 10 км. Но кабель должен быть экранированным. так что теперь две гипотезы - 1. Кабель ловит помехи от электродвигателей котельной, по внешней стене которой проходит кабель. 2. Нестабильное-некачественное питание.

Был такой вариант, но датчики стоят Йокогава, у них бооольшой диапазон по входному напряжению (12-48 В). сигнал идет 26 В. Вряд ли это блоки питания, но на всякий случай проверим. спасибо.

Осмелюсь поправить Вас, su215. Газ находиться под давлением в 19 кгс/см2 и температуре -10 С. Так что объем при переводе на стандартные условия (20 С, 760 мм рт.ст.) получиться больше. К тому же там 3 трубы (2 штуки, - Ду300, 1 шт - Ду500). Даже боюсь представить на какую сумму там объем газа. А причины помех мы выясняем. дело в том, что линия связи от распределительной коробоки в помещении расходомерной(где датчики стоят, давления, перепадад давления) до шкафа АСУ (где стоит СПГ761) сделана из телефонного кабеля многожильного, порядка 200 метров). Я с телемеханиками склоняюсь что этот кабель ловит различные помехи и изменяет сигнал (в основном перепада давления), ну не может расход изменятся на 20%, подобно синусоиде за 30 секунд.

Больше других потребителей нет, как и различного рода устройств позволяющих сбросить газ. Спасибо за ответы. Сейчас идет дисбаланс объемов в нашу пользу. Одна из причин - помехи на некачественной линии связи наших узлов. Стараемся это исправить. Но в дни когда эти помехи не неблюдаются (а они четко наблюдаются в архивах данных приборов) то все равно имеются расхождения. планирую перед заключением нового договора, провести техсовещание по регламенту проведения расчетов за поставленный газ. Как один из вариантов - среднее арифметическое двух узлов. но при такой ссхеме все равно возможны проблемы.

Здравсвуйте уважаемые коллеги. На моем предприятии (поставщик) имеются узлы учета газа должным образом аттестованные. Также имеются должным образом аттестованные узлы учета газа у потребителя газа. Проблема вот какая: протяженность газопроводов между узлами учета около 5 км (Ду500, Ду300 - 2 шт). Трубопровод принадлежит поставщику. Имеем ли мы право проводть расчет по нашим узлам. В данный момент, в силу договора поставки газа, учет ведется по узлам потребителя. По правилам поставки-учета газа в РФ, учет должен проводиться по узлам поставщика. в нашем случае - по двум расчетным узлам учета; в случае значительной удаленности...(правила учета газа п. 2.3.) Это значит что расчет идет по среднему арифметическому двух узлов учета? Сталкивался ли кто-либо с такой ситуацией, и какие решения были найдены. Заранее благодарен за ответы.

Ооо, а я и не знал, да и не надо было, у нас только калибровка. А что такого в поверочных клеймах что их только избранные Ростехрегулированием могут делать?

А разве клейма поверительные как и калибровочные тоже должны быть сделаны в спецучреждении аккредитованном-аттестованном-лицензированном для зготовления клейм? Свои калибровочные клейма (резинвые штампы и пломбы свинцовые) мы делаем просто в любой фирме которые печати-штампы-пломбы делает. Естественно руководствуюясь ПРами(размеры, какие буквы должны быть).

На моем прошлом месте работы поверка спидометров была обязательной. Потому что с помощью них расчитывался расход ГСМ на авто, по которым расчитывался расход средств для налогов, бухгалтерии и прочего. В данном случае надо. А случаев много бывает. Но такого чтобы поверка была обязательной в принципе, такого нет, все же ездят на своих авто и не поверяют спидометры. И по-тише пожалуйста, а то наши ГИБДДшники учухают фишку и введут такое, и так фантазия наших законотворцев разгулялась в плане притеснения автолюбителей.

Хочу рассказать а моем случае. Дело в том, что наши эталоны (грузопоршневые манометры - прессы) имеют класс точности 0,02, но местный ЦСМ имеет максимальную точность - 0,05, соотвественно нашим прессам была снижена точность до 0,05. Нам это для производства некритично для большинства манометров (класс точности 1,5), но у нас имеются высокоточные манометры 0,6 и 0,4 (словосочетание "образцовый манометр-СИ" и "калибровка" я выбиваю из нашего калибровщика второй год)). так вот, поговорив с нашим ЦСМ, пришли к тому, что мы будем занижать класс точности манометров 0,4 до 0,5 как это делает местный ЦСМ в отношении наших эталонов. Осталась небольшая проблема - имеются датчики давления и перепада давления Метран и Йокогава, очень точные (0,4 0,25) будем отправлять в другой регион. А по поводу где, что, как, когда делать отметку о результате калибровки-поверки, все описано в ГОСТах, ПРах, и т.д, и в дальнейшем должно быть прописано в Ваших Руководствах по качеству.

Насчет ПР 51-00159093-025-2001, получается Газпром для себя ввел эти правила, зарегистрировал в ГСИ, не поверяет СУ и т.д., и другие организации не могут ими пользоваться? Я написал в Ростехрегулирование по данному вопросу, буду ждать ответа. Если они не распространяются на другие организации, то мне придется поверять 4 СУ что очень нежелательно.

И кстати, кто-нибудь расчитывал вручную неопределенность согласно ГОСТ 8.586.5 для диафрагм? Как у вас вышло, и как вообще считали? Заранее благодарен за ответ.

Здравствуйте коллеги! Я тут новичек, и хотел бы немного уточнить. А как же тогда ПР 51-00159093-025-2001, в котором сказано что поверка диафрагмы производится при выпуске из производства, и в последующем она не требуется, а перед установкой необходимо замерить геометрические размеры пункт 4.7.). И не заменены ли ПР50.2.022-99? Я в скором будущем собираюсь аттестовать измерительный комплекс газа на основе диафрагмы. МВИ буду использовать разработанную ЗАО НПФ "Логика", установка всех СИ согласно 8.586. расчет погрешности согласно госту 8.586. несколько узлов учета, вернее информационно-измерительных систем я уже аттестовал. Но я боюсь что упускаю что-то из виду, ввиду собственной неопытности или непрофессионализма мечтного ЦСМ.