Tresh63

Поверку можете произвести в любом центре в РФ, имеющим аттестат аккредитации в заданной области поверки. Скорей всего завод имеет свою аккредитованную лабораторию и производит первичную поверку при выпуске. Сертификат РК, во вложении

Преобразователи давления и температуры измерительные МТУ (исполнение МТУ-04.02.01, МТУ-04.02.03, МТУ-04.02.04, МТУ-06.02.02, МТУ-06.02.02 I, МТУ-06.02.01, МТУ-06.02.01 I, МТУ-06.02.03, МТУ-06.02.03I, МТУ-06.01.01, МТУ-06.01.01 I, МТУ-06.01.02, МТУ-06.01.02 I, МТУ-07.02.01, МТУ-07.02.02) 25.12.2015 KZ.02.03.06997-2015/60177-15 12560 Вернуться назад 1 Регистрационный номер KZ.02.03.06997-2015/60177-15 2 Номер сертификата 12560 3 Сертификат выдан 25.12.2015 4 Сертификат действителен до 19.03.2020 5 Наименование средства измерения Преобразователи давления и температуры измерительные 6 Тип средства измерения МТУ (исполнение МТУ-04.02.01, МТУ-04.02.03, МТУ-04.02.04, МТУ-06.02.02, МТУ-06.02.02 I, МТУ-06.02.01, МТУ-06.02.01 I, МТУ-06.02.03, МТУ-06.02.03I, МТУ-06.01.01, МТУ-06.01.01 I, МТУ-06.01.02, МТУ-06.01.02 I, МТУ-07.02.01, МТУ-07.02.02) 7 Предприятие-изготовитель ООО "Грант-Софт", г. Уфа 8 Получатель сертификата об утверждении типа СИ ООО "Грант-Соф", 450112, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Цветочная, д.11, тел: (347)284-02-09, факс: (347)292-15-42, grant@grant-ufa.ru 9 Межповерочный интервал 1 год 10 Обозначение методики поверки МТУ06.00.00.000МП 11 Методика поверки "Преобразователи давления и температуры измерительные МТУ. Методика поверк". 12 Признание первичной поверки Да 13 Диапазон измерений СИ диап.изм.температуры...от минус 40 до 85 °C 14 Погрешность пределы допуск.приведен.погреш.изм.давления в диапазоне температур от минус 30 до 85 °C: МТУ-04.02.01, МТУ-04.02.03, МТУ-04.02.04...?0,25; ?0,5 % от ВПИ; МТУ-06.02.02, МТУ-06.02.02 I, МТУ-06.02.01, МТУ-06.02.01 I, МТУ-06.02.03, МТУ-06.02.03I, МТУ-06.01.01

Автономный блок, есть СИ имеющее утверждение типа, свою методику поверки и свою идентификацию как СИ с нормированными метрологическими параметрами. Как например внешний датчик давления у калибратора. Или термометр сопротивления для калибратора температуры. Участвует в поэлементной поверке.

Кто может подсказать в каком формате должен быть указан номер для свидетельства об аттестации эталона? номер вида № ААА-0001 или № 0001-2015 или № ААА-0001-2015 Так же просьба уточнить меняется ли номер свидетельства при периодической аттестации?

У нас на АИИС КУЭ - свидетельство - на фирменном бланке РОСТЕСТА и к нему состав системы на 80-ти листах с указанием кода точки и информации по ней - ТТ; ТН; счетчик; СИКОН (тип, номер, номер в ГР); ИВК (тип контроллера) Если узел учета внесен в Госсреестр как СИ, он поверяется в соответствии с его методикой поверки, которая подразумевает предварительную поэлементную поверку каждого из СИ, либо калибровку каналов измерительных с выдачей свидетельства о поверке и указанием наименований и номеров поверяемых элементов. То есть вы получаете свидетельство о поверке на свой узел учета, а с обратной стороны у вас приведен перечень СИ поэлементной поверки, либо наименование и характеристики контролируемых каналов.

Зачем такие сложности. Если вы скрутили манометр, то он уже не под давлением. Смотрите, встала ли стрелка на "0" и закручиваете его обратно. Открываете кран и смотрите как стрелка встала на рабочее давление. Смысл трехходового крана в том, чтобы не перекручивать манометр, а раз вы его все равно крутите, то и кран вам не нужен. Это не считается проверкой), так как нет сведений о реальном давлении, а для этого нужен контрольный манометр.

Я тоже так думаю, но теперь еще нужно будет обосновать все это главному метрологу месторождения. Ну, время еще есть все обдумать и составить обоснование! Надо еще определить входит ли компрессор в состав пневмосистемы или нет, если это составная часть пневмосистемы - то должен быть проект и документация, и манометры подлежат поверке по приказу Минздрава от 9 сентября 2011 г. N 1034н. Если просто компрессор для нагнетания воздуха (иной среды) то могут применяться для измерения СИ неутвержденного типа, они должны калиброваться по п.2.20 ПБ 03-581-03: "2.20. Средства измерения, входящие в системы контроля, управления, сигнализации и противоаварийной защиты, проходят поверку (калибровку) в соответствии с требованиями Закона Российской Федерации от 27.04.1993 № 4871-I "Об обеспечении единства измерений" (Ведомости Съезда народных депутатов и Верховного Совета Российской Федерации, 1993, 10 июня, № 23, ст. 811)". в указанном пункте ссылка дана на старый Закон об обеспечении единства измерений, но мы в прошлом году судились и по этому пункту (у нас тоже на компрессоре установлены манометры неутвержденного типа) этот пункт выиграли. А взрывоопасность на ОПО здесь ни при чем 1) у них установлены не манометры, а датчики давления и температуры. Если эксплуатация компрессора производится во взрывопожароопасной зоне, то они должны иметь сертификаты взрывозащиты (если его нет) их в принципе нельзя там применять, даже есть выкрутиться с ситуацией того, что они средства не утвержденного типа. Если эти датчики не рассматриваются как отдельные СИ и к ним не применяются требования как к СИ или отдельным элементам компрессора, то ни поверка ни калибровка не может осуществляться, так как считается внутренним конструктивным элементом, контролирующим состояние работоспособности прибора. Как внутренний индикатор. Если это часть внешней системы ПАЗ, то да, тут требуется выполнение нормативной документации в области ОПО и единства измерений. А вообще смотрите для себя, если считаете что эти приборы что то измеряют, то следует их причислять к СИ, если нет, то искать пути, как сделать их СК состояния. А так как их у вас очень много, можно еще обратиться в свой региональный ЦСМ, чтобы порешать с ними вопрос, о том как лучше их калибровать и поверять.

Я тоже так думаю, но теперь еще нужно будет обосновать все это главному метрологу месторождения. Ну, время еще есть все обдумать и составить обоснование! Если это у вас не СИ, то есть они не измеряют параметры с определенной точностью, а лишь показывают превышение за счет срабатывания аварийного уровня, это уже средства контроля параметров СК, являющихся частью ПАЗ, а они не должны поверяться, а только проверяться, по контрольным приборам. Так же если у вас ОПО, то скорей всего они у вас расположены во взрывоопасной зоне, следовательно у них должен быть сертификат взрывозащиты. Если эти приборы являются частью законченного изделия и у них единый сертификат взрывозащиты, можно обратиться к руководству по эксплуатации, где будет четко прописано, что требуется делать с данными приборами. Так же рекомендую руководствоваться "Федеральными нормами и правилами..." для вашего типа ОПО, а так же ПБ 03-581-03.

ПБ 03-576-03, уже давно отменен и на его замену пришли "Федеральные нормы и правила..."(во вложении) обратите свое внимание на страницу 108. Ваша задача, Проверять, а не Поверять!!!! исходите из этого, для этого делаете стенд-стойку с приобретением 1 трехходового крана, и устройства создания давления (правда это уже испытательное оборудование и его вроде как следует аттестовывать, но тут всегда можно выйти из ситуации, не называя его испытательным стендом. Второй вариант: на вашем оборудовании скорей всего установлен двухходовой кран до манометра, можете выкручивать манометр предварительно закрыв кран, и накручивать на его место трехходовой с контрольным манометром и установкой контролируемого, при этом можете предусмотреть на данном кране быстросъемные соединения как на грузопоршневых манометрах. Так же можете купить грузопоршневой манометр но без грузов, а с контрольным манометром. Так как у вас не поверка и не калибровка, то такие операции может выполнять специалист КИПиА, проводя проверку и внося записи в журнал. ФНП сосуды работающие под давлением.pdf

Ждановский объяснял на форуме когда номер меняется Может кто был на форуме и в курсе что и как!? http://metrologu.ru/index.php?showtopic=20857&st=20 Благодарю!

Насколько я помню, США, в частности Национальный институт стандартов и технологий США (англ. National Institute of Standards and Technology, NIST) использует температуру 20 °C (293,15 K) и давление 101 325 Па (1 атм). Так, что это расход газа приведенного к стандартным условиям. Если вам не надо производить пересчет на рабочие условия, то рекомендую оставить такой диапазон, он удовлетворяет нашим стандартам, в том числе все измерения производятся с газом приведенным к стандартным условиям. А еще, если у вас расходомер утвержденного типа, то рекомендую заглянуть в Госреестр утвержденных СИ, там вы найдете всю необходимую информацию о вашем расходомере.

Ждановский объяснял на форуме когда номер меняется Может кто был на форуме и в курсе что и как!?

Господа метрологи!! Извиняюсь за отступление от темы, но нужна консультация в части Росстандарта. От чего зависит возможность сохранения номера в Госреестре СИ, если мы расширили линейку производимой продукции, немного изменили метрологические характеристики, но при всем при этом полное наименование осталось таким же как и в уже утвержденном описании типа. Как мне объяснили в испытательном центре это не попадает под объем внесения изменений, и будет новыми испытаниями.. Отсюда вопрос, могу ли я как то имея номер в Госреестре ХХХХХ-12, получить такой же номер ХХХХХ-16, и как это сделать?

Уходим от метрологии, идем в сторону запада... Где в стандартах давно нет четких параметров и рекомендаций, есть только общие фразы. Хотя по мне, зря мы вступили на эту дорожку. Я кстати так и не понял, зачем было писать этот непонятный ГОСТ, при имеющемся 8.586 в котором все четко и по полочкам разложено.

Вы опять отвечаете за человека задавшего вопрос, не вводите людей в заблуждение, обсуждается не Ваша ситуация Ограниченность мышления - проблема современного человечества =). В данном случае сделано пояснение, для форумчан, почему не стоит рассматривать потребителя как физическое лицо. И почему автор, задается вопросом такого характера.

Испытательное оборудование – средство испытаний, представляющее собой техническое устройство для воспроизведения условий испытаний (ГОСТ 16504-81. Статья 17) Средство измерений техническое средство, предназначенное для измерений (определение по 102-ФЗ от 26.06.2008г.); техническое средство, предназначенное для измерений, имеющее нормированные метрологические характеристики, воспроизводящее и (или) хранящее единицу физической величины, размер которой принимают неизменным (в пределах установленной погрешности) в течение известного интервала времени (определение по РМГ 29-2013).

Как у нас любят потребителей делать крайними. Почему потребитель должен доказывать что не было потерь до его узла учета? Как можно доказать то, чего нет? На мой взгляд, это поставщик должен доказать что потери были, и в каком объеме, и что они были именно по вине потребителя. Если есть зафиксированный факт обнаруженной утечки(именно поэтому возник вопрос о необходимости расчета), на участке потребителя, какие вопросы еще возникают? Факт наличия утечки, является основанием для возникновения сомнений в том, что газ отпущенный потребителю был учтен, ввиду этого потребителю нужно решать вопрос, либо оплатить этот период по стандартному тарифу, либо посчитать объем потерь и заплатить за недостачу. я сейчас отвечу с точки зрения потребителя: "Может это вы и повредили?". А вообще, хотелось бы знать, где конкретно произошла утечка, в частном доме или в квартире. Под потребителем явно подразумевается либо СИКГ потребителя газа (предприятие), либо это газораспределительная станция (местный потребитель-поставщик газа населению).

Как у нас любят потребителей делать крайними. Почему потребитель должен доказывать что не было потерь до его узла учета? Как можно доказать то, чего нет? На мой взгляд, это поставщик должен доказать что потери были, и в каком объеме, и что они были именно по вине потребителя. Если есть зафиксированный факт обнаруженной утечки(именно поэтому возник вопрос о необходимости расчета), на участке потребителя, какие вопросы еще возникают? Факт наличия утечки, является основанием для возникновения сомнений в том, что газ отпущенный потребителю был учтен, ввиду этого потребителю нужно решать вопрос, либо оплатить этот период по стандартному тарифу, либо посчитать объем потерь и заплатить за недостачу.

Получается что это испытательное оборудование! Не так, при калибровке дефектоскопа вы на стандартном образце проводите контрольные измерения, при которых проводите настройки донного сигнала, по известным параметрам стандартного образца, а именно толщине металла и установки точки отражения, глубины расположения и размера дефектов. Так что, никаких испытательных оборудований, не лезьте в дебри. Все что относится к простым средства для выявления наличия дефекта есть средства контроля, все что относится к измерениям величины дефекта уже средства измерения, но и те и другие позволяют выявить дефект. Только первые служат для определения: есть дефект или нет, вторые определяют его допуск или не допуск, по НД.

нда, пусть вам устанавливают кучу счётчиков, а вы будете всё ТО оплачивать. Если на участке потребителя, происходит утечка газа, он всех "достанет" чтоб эту утечку устранили, оплата ушедшего в воздух газа-это проблемы поставщика Проблема состоит в том, что утечка происходит на трубопроводе между поставщиком и потребителем, при чем на участке потребителя, не доходя до узла учета, принадлежащего потребителю, то есть поставщик вправе выставить счет на расход газа согласно стандартных тарифов, как при не работающем узле, так как потребитель не обеспечил правильный учет газа на подконтрольной территории, следовательно не смог принять газ в объеме отпущенный поставщиком. И ему придется доказывать, что газ посчитан был полностью, и не было осуществления отбора газа или потерь до узла учета.

Я с вами согласен, но есть тонкие моменты при которых компетентность специалиста выполнившего контроль СУ, может быть поставлена под сомнения, как и выполненные им измерения и контроль состояния СУ. Ввиду этого и проводится обучение специалиста либо аттестация, при которой сомнения в его компетентности должны отпадать. А сомнения возникают в большинстве своем у контролирующей организации или либо с кем производится взаиморасчет если узел учета коммерческий. Если сторонами согласован порядок проведения измерений данным специалистом, то вопрос о том можно ли делать это самим снимается.

Средства неразрушающего контроля, это понятие общее. В данном случае будь то дефектоскопы УЗ и рентген, толщиномеры, линейки измерительные, УШС, все это будет средствами измерения, так как для них в промышленной безопасности нормируются показатели точности и требования к их поверке, как приборам позволяющим определять характеристики контролируемого объекта с заданной точностью. И кстати при таком контроле, вы должны измерять величину того же дефекта или остаточную толщину металла, для определения допустимости дефекта, а не контролировать есть он или его нет. К средствам контроля без измерения величины дефекта можно отнести течеискатели, цветную дефектоскопию, вихретоковую дефектоскопию. Они определяют наличие, либо отсутствие дефекта, но не его величину и характер.

Вы забыли о сути вопроса!!! Ситуация скорей всего такова, что утечка имела место быть и была устранена при ее выявлении, стоит вопрос, о том как произвести расчет недоимки при условии отсутствия узла учета газа у поставщика и ведении учета по УУГ потребителя, при условии, что порыв произошел на трубопроводе потребителя и вся ответственность за безопасную эксплуатацию ложится на него. Нужно определить временные рамки порыва и выполнить расчет объема неучтенного газа ушедшего в атмосферу. Таким образом рекомендуется руководствоваться договором поставки и учетом газа по максимальному расходу потребителей или расчетом по условиям известных параметров, давления, температуры, скорости потока, временного промежутка и т.д. по которым можно вычислить объем газа прошедшего по трубопроводу в период действия утечки. Вот вопрос как раз во временном промежутке и размере (диаметре) отверстия, через которое происходила утечка (негерметичность во фланцевом соединении или при снятии манометра не держит кран). По договору прописано, что согласно «Методике определения расходов газа на технологические нужды предприятий газового хозяйства и потерь в системах распределения газа» (РД 153-39.4-079-01) вся ответственность на потребителе, а вот как рассчитать в этой методике не сказано точно... неужели просто тупо договориваться на месте с потребителем? Или, скажем, есть небольшая утечка - закрываем глаза и просто устраняем? А если такая утечка сифонила месяц в атмосферу? А то и два? Если единичный случай, то понятно - просто потери газа при транспортировке, НО из таких копеечек может сложитсья хороший объем, особенно учитывая тот факт, ТО и АДО происходит чуть ли не на бумаге... Если вы не знаете диаметр отверстия, через которое выходил газ, вы не сможете просчитать потери, в том числе, вы не знаете сколько времени это длилось. По мне, так стоит просто оштрафовать их, в рамках несоблюдения требований ТО и промышленной безопасности. А если вам не с чем сравнить и свести баланс, так это вообще гиблое дело, которое всегда можно оспорить, за неимением доказательств потерь. А учитывая недобросовестность потребителя в соблюдении норм ПБ и ТО, я бы задумался об установке своего узла учета, либо перевод трубопровода до узла учета в свое ведение, с оплатой работ по ТО со стороны потребителя.

Спасибо! Да может пишет что то, вот и не хочется заморачиваться с перепечатыванием. Дай Бог ему успехов в его нелегком деле))

Кроме определения характеристик СУ, им же нужно еще проводить поверку датчиков перепада давления и ИВК, для признания результатов проверки состояния СУ, должна быть проведена калибровка, то есть должна быть подтверждена компетентность специалиста проводившего измерения СУ, если между поставщиком и потребителем будет согласие, на то, что специалист проводивший калибровку компетентен и его измерениям можно доверять, то этого будет достаточно, в противном случает требуется провести аттестацию калибровочной лаборатории и выписывать сертификат о калибровке с указанием геометрических размеров, ну или сдавать в ЦСМ, который будет это делать за вас, что по мне наиболее простой вариант и дешевый.