Tresh63

Все зависит от того в какой период начали ее использование, так как важна дата аттестации и начала действия методики, более правильным вариантом будет сделать следующее, произвести анализ начала ее использования, чтобы не лишить лаборатории аккредитаций из за применения неактуальной методики, так как многие лаборатории могли применять ее с 2014 года как она аттестована, далее в случае необходимости оставить либо с более новым номером внесения либо со старым, написать письмо о гашении одной из методик (когда номер будет исключено из реестра), либо о присвоении статуса замены документа что более актуально. По мне план такой что ФР.1.31.2014.16963 остается в качестве основной методики измерений, далее ее заменяют на ФР.1.31.2017.25626 (либо данную методику впринципе исключаете если ее применение не актуально нигде и не использовалось), а на методику ФР.1.31.2014.16963 делаете замену и присваиваете данной методике статус заменена на новую. Как вариант можете указать в новой методике что производится замена обеих методик при этом данные методике перейдут в статус замененных.

Методику измерений им показываете, там указаны границы рабочего диапазона и погрешность для вашей модификации счетчика.

Эти коммерсанты и есть аффилированные государственные структуры) им это не нужно, когда они прекрасно создали стандартинформ и продают документы)

Все будет зависеть от того будете ли вы использовать приведение к стандартным условиям по алгоритму массомера или с помощью вычислителя или ПО АСУТП. В ОТ я не нашел нормирование погрешности измерения газа с приведением к стандартным условиям. Исходя из особенностей применения массомеров для измерения газа и не сильно большой точности канала плотности (в том числе необходимости его поверки с высокой точностью и непонятным для меня алгоритмом работы приведения к стандартным условиям через рабочую плотность газа) я бы рекомендовал вам использовать измерение массы газа и определением плотности газа в стандартных условиям по результатам измерений в ХАЛ или по поточному хроматографу (плотномеру газа) и далее производить уже расчет в вычислителе (ПО АСУТП) приведение к стандартным условиям. В таком случае у вас будет погрешность массомера при измерении газа, доп погрешности от влияния давления (в РЭ нашел только информацию о ручном вводе коррекции нуля, но возможно там есть возможность подключения внешнего датчика давления для компенсации данного влияния, либо реализовать ее в системе АСУТП) и температуры (тут вроде как компенсация должна быть автоматической), погрешность определения плотности и погрешность вычислителя (ПО АСУТП) при расчете приведения к стандартным условиям. Таким образом, так как вы хотите определять объем газа приведенный к стандартным условиям через массу газа, у вас будет косвенный метод измерений требующий аттестованной методики измерений, где у вас и будет нормирована погрешность всего вашего измерительного комплекса.

А зачем он вам, если методика не является общей, и погрешность всех СИ уже нормирована, нужна только проверка реализации, а для этого расчет я думаю не понадобится.

Если у вас тут калибровка нарисовалась, может тогда и неопределенность посчитаем) грешным то делом 😁

Так возникнет вопрос о необходимости методики измерений с применением счетчика диафрагменного и корректора, а вот есть ли она для такой пары, это будет уже вопросом А так вот МВИ на диафрагменный счетчик типа ВК + вычислитель ТС220 (именно эта методика позволяет проводить измерения данным комплектом, без образования ее в комплекс СГ-ТК) Doc11.pdf

Стильно и молодежно то да, но ведь нифига это не калибровка 😉😀, а еще там же только результаты измерений, но нет оценки, так как калибровка не подразумевает соответствие или несоответствие, так что видимо у вас еще должен быть формулярчик на СДК, где вы проведете оценку и поставите отметочку, взяв на себя ответственность о проведенном контроле 😁

Для начала вам стоит запросить ТУ у газоснабжающей организации, так как очень часто, там указано применение комплексов измерения газа утвержденного типа и невозможностью применения отдельных СИ,

Проверка, СДК можно контролировать по другим СДК либо путем измерений с составлением акта (протокола измерений), после чего проведением оценки СДК на соответствие допускам по ГОСТ.

Погрешность полученного буферного раствора 0,01 % определяет его соответствие требованиям методики поверки в качестве эталона, что она достаточна для поверки pH метра. Для определения абсолютной погрешности нужно пользоваться формулой из МП где: pHизм - значение полученное по результатам измерений; pHэт - действительное значение буферного раствора, подставляем в формулу pHизм - pHэт = 4,04-4,01=0,03. Далее проводим оценку получившегося значения на соответствие требованиям.

Для начала таким прибором как микроскоп гвозди не забивают. В вашем случае поверка манометра данным калибратором кощунство. Во вторых обратите внимание, с указанными вами параметрами по погрешности и диапазону у вас скорей всего датчик Абсолютного давления, а не Избыточного. Согласно ОТ погрешность 0,005 % от калиброванного диапазона измерений (Pk), а 0,01% от измеренного значения (Px). Погрешность 0,005 % нормирована в диапазоне 0-50 %, значит абсолютная погрешность будет 0.005 *0.8МПа/100 %

А что у вас гласит ОТ и методика поверки? Укажите хоть какой комплекс у вас.

Ну во первых средства поверки в виде средств измерений никто пока не запретил указывать, даже не поверенные в качестве эталона. А во вторых какую же единицу величины хранит и передает данное устройство?

А они не должны быть поверенными как эталон) это СП по методике поверки, но там есть одна загвоздка помимо поверке, данное устройство требует верификации, а получить ее в текущих реалиях я думаю невозможно. На метрологию это не влияет, так что я думаю с этим проблем не будет, если вы не принципиальны в данном вопросе.

Так как закон обратной силы не имеет, то для оборудования находящегося в эксплуатации применяются ГОСТ и требования предъявляемые на момент ввода их в эксплуатацию. Вопрос будет в регламентах и контрагентах. Если новые требования, которые будут к вам предъявляться будут ссылаться на новые методы то нужно будет либо проводить актуализацию ПО либо приобретать новое оборудование, либо если будет допустимо для вашего случае применение старого стандарта, то работаете как и прежде. Так же даю ссылку на разъяснение и позиции Россаккредитации. По опыту применения потоковых хроматографов могу сказать следующее, измерения качества газа на поточных хроматографах влияет только на измерение объема поставляемого газа, если контрагенты принимают что расчет объема ведется по аттестованной методике и не требуется ее пересмотр и они готовы проводить взаиморасчеты по данному узлу, то никаких измерений не потребуется, до тех пор, пока контрагенты не актуализируют договор и не пропишут новые требования к оборудованию для измерения ФХП газа, для аналитических лабораторий определение ФХП газа проводится по разъяснениям указанным ниже. https://fsa.gov.ru/press-center/info/8957/

Если у сторон узлы учета будут реализованы на уровне расходомера, то тут будут вопросы, которые могут стать спорными, при любом грамотном метрологическом аудите, так как у вас не происходит фиксации давления, расхода, температуры среды (при условии что производится только измерение массы, а не объема), так же при реализации измерения расхода на СИКН, поверка ИК массы не спроста производится на месте эксплуатации, так как поверка в лаборатории и поверка при условиях измерений дают разные результаты, при поверке в лаборатории не учитывается влияние давления и температуры среды, которые вносят дополнительную погрешность измерений, если не применять механизмы их компенсации. В таком случае нужно разрабатывать методику измерений, которая будет для конкретного узла учета с конкретным набором СИ определять параметры измеряемой среды, режимы работы и на основании этих данных уже определить погрешность измерения данным узлом, которую в дальнейшем можно будет использовать для коммерческого учета. При этом стороны сдающая и принимающая должны будут договориться какой узел будет использоваться для взаиморасчетов, а какой будет контрольным. При этом было бы логичным для отслеживания режимов измерения и ведения архива установить датчик давления, температуры и вычислитель который будет вести архив и хранить информацию о параметрах измеряемой среды и измеренной массе за каждый период времени. Когда стороны договорятся о том какой узел будет у вас коммерческим, комиссия в составе представителей обеих сторон, производит пломбировку СИ от возможности искажения измерительной информации, ограничивает возможность измерения настроек вычислителя паролем, производится блокировка запорной аппаратуры в случае если с помощью нее есть возможность влиять на результат измерений, после чего подписывается акт введения в эксплуатацию данного узла, при каждой поверке СИ процедура повторяется. Обращаю ваше внимание, что при транспортировке нефтепродукта по трубопроводам на большие расстояния и если узлы находятся тоже далеко друг от друга, их показания могут не биться от слова совсем, так как там весьма много факторов которые кроются в самом трубопроводе.

ознакомьтесь http://www.rostest.ru/services/metrology/base/Attestat_isp_oborud_SO_MVI.php Обращаю ваше внимание, что СИ измеряют, а ИО создает условия.

Нет не достаточно, так как если у них полноценный узел с погрешностью 0,25 % по ОТ, а ваш расходомер будет иметь погрешность 0,1 или 0,15 %, то узел с погрешностью 0,25 % будет выдавать более достоверные результаты, так как там учтены доп. погрешности, диапазон его работы и другие параметры среды, а вашем случае нет.

Приемка По ТУ и приемка ВП немного разные вещи. В первом случае это контроль выпускаемой продукции заводом изготовителем на соответствие установленным требованиям (это методика испытаний готовой продукции с контролем изготовителем, она не аттестовывается, так как является в рамках ТУ либо в виде отдельного документа регламентом проведения определенных операций позволяющий контролировать качество продукции), а приемка ВП может подразумевать методику приемо-сдаточных испытаний на требованиям ТЗ, где они устанавливают требования к продукции в соответствии со своими регламентами и могут затребовать разработать и согласовать с ними методику приемо-сдаточных испытаний, где уже может появиться оборудование для испытаний с соответствующими требованиям, где часть оборудования должна быть СИ для контроля характеристик, а часть оборудования может быть испытательным, но так как оно не может быть СИ, чтобы хоть как-то контролировать его применимость в рамках данной методики (программы) испытаний нужно будет это оборудования аттестовать, если оно будет создавать какие-либо условия испытаний. Так же если у вас оборудование используется для испытаний по ТУ, оно должно быть либо СИ либо испытательным, методика испытаний разрабатывается либо изготовителем либо центром который в дальнейшем будет проводить испытания и аттестацию данного ИО. Методика испытаний утверждается разработчиком и согласовывается с либо с испытательным центром если методика разработана изготовителем оборудования, либо с изготовителем если методика разрабатывается испытательным центром. Аттестации подлежат только методики выполнения косвенных измерений в сфере ГРОЕИ разработанные по ГОСТ Р 8.563, методики прямых измерений описываются в руководящих документах к средству измерений. И да стенд использующийся в качестве ИО нужно аттестовывать в качестве ИО, с разработкой методики аттестации.

Для коммерческого учета нужно чтобы у вас была система измерений, вы же не только по массомеру производите отпуск, у вас наверное стоит какая-то система управления отпуском в которой происходит фиксация процесса отпуска нефтепродукта и управление запорной аппаратурой. Можно конечно попробовать реализовать через методику измерений, но думаю это будет не совсем корректно.

24106-02.pdf

При учете нефти ультразвуковыми или турбинными расходомерами их поверка проводится на месте эксплуатации, только в этом случае данные приборы будут показывать верно, так как для них большую роль играет вязкость среды и параметры давления и температуры, чего не получается достигнуть поверкой в лабораторных условиях на среде отличной от измеряемой. При поверке на месте эксплуатации в случае необходимости в расходомер вводится калибровочный коэффициент, полученный по результатам проведенных измерений и сличений с эталоном, данный калибровочный коэффициент в период действия поверки менять нельзя, он должен быть заблокирован от изменения в самом СИ или в вычислителе, если калибровочный коэффициент вносится в вычислитель. То, что вы называете калибровкой это скорей всего процедура контроля метрологических характеристик (КМХ) она проводится по МИ 3532-2015, так же следует обратить внимание, что ваша система измерения нефти утверждена как тип, у данной системы есть ОТ и методика поверки, следует посмотреть методику поверки, там указано в соответствии с каким документом проводится поверка расходомеров и с какой периодичностью, чаще всего расходомеры входящие в состав СИКН или УУН, поверяются с периодичностью 1 год, как канал измерения массы (объема) нефти из состава системы, то есть они теряют свое ОТ и методику поверки как самостоятельный прибор.

1) Поверка прибора и определение его пригодности проводятся при лабораторных условиях согласно методике поверки на соответствие значениям погрешности установленным в паспорте и ОТ СИ. 2) При подборе прибора проводится анализ влияющих факторов, расчет погрешности в условиях эксплуатации и влияние данных измерений на результат в целом, после чего принимается решение о возможности применения данного СИ с учетом дополнительной погрешности (так как она вписывается в допустимые значения для данных измерений, если конечно проектировщики не прошляпили этот момент и не учли его), в случае необходимости проводится установка данного СИ в термочехол или термошкаф или выносится за пределы воздействия температуры. 3) Анализ достоверности работы прибора в период эксплуатации со стороны инженера КИПиА, должен проводится либо в лабораторных условиях со снятием прибора, либо в условиях эксплуатации с применением либо эталонного оборудования позволяющего проводить измерения при данных условиях с учетом доп. погрешностей и соотношений погрешности эталонного СИ к рабочему и возможностью параллельного присоединения к технологическому процессу, либо сличением с дублирующими приборами, все это указывается в специальной инструкции разработанной на предприятии, где указывается каким методом проводится проверка и при каких условиях. 4) Если технологический процесс попадает в сферу ГРОЕИ возможно у вас существует методика выполнения измерений, где дополнительная погрешность учтена, рассчитано ее влияние на систему измерений в целом (или измерение параметра) и принято решение о допустимости применения данного СИ с учетом дополнительной погрешности в данной системе измерений, так как данный измеряемый параметр либо не является параметром необходимым для контроля с определенной точностью и не используется для измерений, либо измерение с данной погрешностью включая дополнительную удовлетворяет требованиям поставленной задачи при проектировании.

А что вы подразумеваете под методикой калибровки? Методика первичной настройки прибора при выпуске из производства или калибровка приборов неутвержденного типа?