metr_123

Получается теперь требования, даже к любому захудалому счетчику газа на какую нибудь печь или котел, как к СИКГ, если там потребляется попутный нефтяной газ. Соответственно возникает необходимость в проекте на УУГ, его экспертизе, МВИ ее аттестации и т.д. и т.п. ??? Не совсем, требования к комплектности узла учета и его погрешности для печей, факельных установок и т.п. немного мягче. Но без проекта и МВИ действительно не обойтись. Гос. органы сейчас очень пристальное внимание уделяют учету ПНГ, экономия в этой области может боком выйти. А как тогда поступить? Есть котельная работающая на ПНГ, которая строилась еще до появления таковых требований.В составе котельной имеется узел учета газа. В проекте на эту котельную, по УУГ информации необходимой для прохождения МЭ проекта, нет. Необходимо заказывать новый проект на один УУГ или доработку существующего проекта с последующим проведением МЭ? Если приводить все в строгое соответствие с требованиями, то нужно восстанавливать или дорабатывать проект. Хотя на самом деле далеко не на всех ОПО в нашей стране, введенных в эксплуатацию много лет назад, все выполнено в соответствии с проектными решениями. Так что на ваше усмотрение - можете рискнуть без проекта, одной МВИ обойтись.

Получается теперь требования, даже к любому захудалому счетчику газа на какую нибудь печь или котел, как к СИКГ, если там потребляется попутный нефтяной газ. Соответственно возникает необходимость в проекте на УУГ, его экспертизе, МВИ ее аттестации и т.д. и т.п. ??? Не совсем, требования к комплектности узла учета и его погрешности для печей, факельных установок и т.п. немного мягче. Но без проекта и МВИ действительно не обойтись. Гос. органы сейчас очень пристальное внимание уделяют учету ПНГ, экономия в этой области может боком выйти.

Чтобы совсем взорвать мозг, добавлю еще ГОСТ Р 8.647-2008 "Метрологическое обеспечение определения количества нефти и нефтяного газа, добытых на участке недр". ГОСТ Р 8.615 устанавливает общие нормы погрешности измерений количества нефтяного газа. Там же установлено требование, что учет должен вестись по всем направлениям потребления газа. Иными словами на всех газовых трубопроводах, выходящих с границы лицензионного участка к внешним потребителям, уходящих на технологические нужды (котельные, печи и т.п.), на факельные системы и т.д., должен быть обеспечен учет газа. Все эти узлы входят в сферу гос. регулирования, так как применяются для учета количества добытого газа. А от количества газа уже рассчитывается размер налога, плата за выбросы в результате сжигания газа на факелах и т.д. ГОСТ 8.733 устанавливает конкретизированные требования к составу узла учета и погрешности измерений в зависимости от типа узла учета и объема измеряемого газа. Воспользуйтесь этим ГОСТом, там все подробно изложено. Остальные детали прописывайте в МВИ. ГОСТ Р 8.740 это методика измерений. Она применяется только к конкретным узлам, на которых установлены вихревые, ротационные или турбинные счетчики.

Сбросьте резюме в личку.

А вы поэкспериментируйте с глубиной погружённая и все увидите. Не пойму только, а к чему Вам это? Хорошо отозваться не могу, но у меня TFG эксплуатировался на попутанном нефтяном газе, поэтому проблем была масса. У Вас какая среда?

Формально, если в заводском паспорте есть отметка о поверке (стоит клеймо), то до вступления в силу Постановления Правительства РФ № 250 в текущем виде, поверять не нужно до истечения МПИ. Если в паспорте сведения о поверке отсутствуют, и манометр применяется в сфере гос.регулирования обеспечения единства измерений, поверка обязательна. При этом нужно понимать, что при поступлении к Вам МХ характеристики манометра могут находиться вне допустимых границ, потому что Вы не знаете условия его транспортировки и хранения по пути к Вам. Соответственно если он отвечает за безопасность, "для себя" желательно поверить.

Все это так, только если все эти СИ не объединяются в измерительный комплекс, получая искомую величину косвенным методом. Автор темы кроме счетчика указал еще какие то СИ. Остается только гадать, что же они считают? Узнал только недавно подробности у контрагентов, эти дополнительные СИ Давление и Температура, учавствуют только в измерении техпроцесса, а значение эквивалентного тока расходу уходит в систему управления. Всеже почему требуют что бы "Методики измерений, предназначенные для выполнения прямых измерений, вносятся в эксплуатационную документацию на СИ!?!?!?! Сегодня несколько раз перечитал различные документации на прибор и ничего не нашел Исходя из определения, приведенного в ФЗ-102 "методика (метод) измерений - совокупность конкретно описанных операций, выполнение которых обеспечивает получение результатов измерений с установленными показателями точности". Если вы откроете руководство по эксплуатации счетчик, то читая "между строк" увидите, чтобы получить с применением вашего счетчика объем воды, измеренный с заданной точностью, необходимо (к примеру): - установить счетчик на трубопровод, соблюдая прямые участки и иные требования к его монтажу; - выполнить заземление; - произвести подключение питания; - выполнить настройки параметров во вторичном преобразователе; - возможно провести корректировку нуля расходомера; - и т.д. Дальше оператор только снимает показания с дисплея. Все приведенное выше и есть "конкретно описанные операции".

Прошу прощенья, мой недочёт! Забыл написать что там установлены Датчики Давления и температуры, и все эти показания уходят в систему управления. Тут нужно разобраться, для чего в вашем случае используются измеренные датчиками значения температуры и давления. Возможно только для контроля за тех.процессом, или для защиты оборудования по какому-либо параметру, а возможно все-таки участвуют в учетных операциях. Если расчеты между Вами и контрагентом производятся только по прямым показаниям счетчика, без каких-либо пересчетов, то МВИ не требуется. Если же измерительный сигнал с датчиков давления или температуры вводится во вторичный преобразователь счетчика или контроллер и в дальнейшем по алгоритму производится пересчет/корректировка измеренного счетчиком объема воды, тут МВИ обязательна.

Раздела с названием "методика измерений" Вы не найдете ни в одном руководстве по эксплуатации СИ. В данном случае требования ФЗ соблюдены. Порядок монтажа и настройки счетчика приведен в руководстве пользователя, а в процесе эксплуатации исполнитель не выполняет никаких действий, кроме снятия непосредственно с дисплея результатов измерений. Сам процесс измерения, алгоритмы обработки измерительной информации счетчиком и его МХ были оценены в ходе испытаний для целей утверждения типа. Соответственно, если счетчик утвержденного типа, узел учета можно принимать в эксплуатацию. Другое дело, если на данном узле помимо счетчика установлены еще какие-либо СИ (датчики давления, температуры, контроллер и т.п.) и их результаты измерений используются для пересчета показаний счетчика. В таком случае понадобится разработка и аттестация МВИ для узла.

Под обслуживанием подразумевается выполнение планового ТО, профилактических ремонтов небольшой сложности, аттестация ИО, подготовка и сдача в поверку СИ. Номенклатура оборудования широкая: различные весы, спектрофотометры, лабораторные влагомеры,рН-метры, различные анализаторы, автоматические титраторы, аппараты для определения фракционного состава, аппараты для определения ДНП,мешалки, колбонагреватели, термостаты, печи и пр.

Требуется инженер-метролог для обслуживания оборудования и СИ химико-аналитических лабораторий с опытом работы в данной области не менее 1 года. Место работы: ЯНАО. Метод работы: вахта 30/30. Возможен вариент постоянной работы с компенсацией части аренды жилья. Условия работы и размер оплаты труда обсуждаются по результатам собеседования. Резюме направлять в личку.