Tresh63

Все это регламентируется в ОТ на вашу систему, если вы его откроете сразу все станет понятно) см. Табл. 2. ЦСМ тоже должен опираться на ОТ, а не на то, что ему в голову взбрело. В вашем случае видимо АСУТП на АРМ оператора отображает единицы величины в мм, поэтому поверитель посчитал, что так ему жить проще, хотя на самом деле должен был контролировать значение тока. Перечисленные модули снимают сигнал аналоговый, а в АСУТП уже передают данные в цифровом виде, соответственно либо в АРМ оператора должна быть возможность перевода значений для поверки в мА, либо надо подключаться HARTом к каждому модулю и снимать значение оттуда. В моем примере нет выходных сигналов, так же как и в вашей системе, так как это система сбора и обработки, у нее только входные сигналы которые отправляют значение в АРМ в цифровом виде по HART

Спасибо Капитан Очевидность, вопрос был средство измерение аналогичное пробке для контроля параметров изделия или средство измерений для пробки?

Вы не можете изменить шкалу прибора в процессе эксплуатации, это можно сделать только при поверке. Так как меняются метрологические характеристики. Я вам выше указал почему так произошло. Потому что вы перешли от одних величин к другим. И нормировали погрешность канала не в попугаях как указано в ОТ, а в удавах. Вернитесь к нормированию в попугаях и можете ничего не менять, но при этом у вас в протоколе должны быть попугаи. При поверке СПТ он поверяется по нормированным значениям тока (напряжения) и контролируют в токе (напряжении), как только у вас там появится шкала в давлении (при поверке) при ее изменении у вас потребуется поверка. У вас есть приведенная погрешность канала 0,1 % по току, шкала у вас 16 мА, погрешность абсолютная = 0,1%*16мА/100=0,016 мА, в то же время если вы используете шкалу в мм, то получаете, другую абсолютную погрешность, которую я вам указал выше. По факту если у вас погрешность для системы в ОТ нормирована в токе, то и должны вы ее контролировать в токе, а не в мм и тогда крутите свои мм как хотите, но если нормировали в мм, будьте добры соответствуйте и меняя шкалу проводите поверку. Для систем АСУТП так как они являются измерителями аналоговых сигналов нужно проводить поверку в единицах аналогового сигнала, а потом уже в своем ПО делайте что хотите. Привожу пример правильной поверки данной системы (во вложении) Протокол № 1680-20.pdf

что значит рабочее средство измерений?

Согласно вашему протоколу, у вас погрешность нормирована в диапазоне от 250мм (не от 0) до 3000 мм ( то есть полная шкала составляет 2750 мм) и равна 2,75 мм, в случае изменения значения верхнего предела шкалы на 2700 мм (без измерения нижнего предела) у вас изменится шкала измерений на значение 2450 мм и погрешность допускаемая станет 2,45 мм, что является существенным фактором и требует поверки данного канала. К тому же в вашем протоколе не вижу действительных значений, которые подтвердили бы, что погрешность соответствует и канал годен. Но опять же если обратиться к ОТ на вашу систему, у вас погрешность нормирована неверно, она должна быть нормирована в виде приведенной погрешности и составлять 0,1 %

тут ситуация становится как с сертификационными центрами, все все понимают, но всех все устраивает) деньги решают любые проблемы.

Видали мы таких дельцов, например есть и такая вот фирма ООО "ИНЭКС СЕРТ" Когда-нибудь видели поверку газоанализатора эталоном силы? https://fgis.gost.ru/fundmetrology/cm/results/1-88974487

Я вам уже выше указал, что произойдет, когда вы проведете перенастройку канала при условии что и первичный измерительный преобразователь и канал системы общаются по аналоговому сигналу, с этой целью я у вас спросил, происходит ли у вашего ПИП и ИК взаимодействие по HART, так как HART предполагает обмен данными по каналу 4-20 мА, только в цифровом виде, то есть токовую петлю он применять не будет, а получит значения в цифровом виде с ПИП. При аналоговом взаимодействии у них может появится разность шкал, так как уровень ПИП по прежнему может быть поверен и откалиброван на диапазон 0...3000 мм, который будет соответствовать выходу 4-20 мА, при этом при измерении шкалы 4-20 мА в ИК у вас значение станет 0...2700, то есть при уровне 3000 мм на ПИП у вас система покажет только 2700. В случае если у вас все таки HART то можете изменить цифровое значение без всяких поверок. В случае если у вас канал по прежнему все таки аналоговый, но его поверка была выполнена в токовом эквиваленте и у вас есть доступ к изменению параметра значения в мм, значит этот параметр не будет являться метрологически значимым, так как нормирование произошло в токовой системе ток=ток измерений, а не в в системе ток=значение параметра. Все вышеуказанное вам ранее написал с целью того, чтобы вы еще раз проверили все перед перенастройкой вашего канала. Протокол так же запросили с целью выявления как была проведена поверка и является ли параметр уровня влияющим.

у него принцип действия центрифуги, тут его как СИ даже не представляю как поверить, с остальными то вроде понятно. Видимо производитель или поставщик как-то не заморочился по этому вопросу.

А почему вы решили, что он должен быть средством измерения? Его либо в испытательное оборудование, либо во вспомогательное. Через аттестацию.

В ранних версиях Госррестра в ОТ показатель влажности не нормирован, а в поздних указан не более 80 %. Возможно это конечно недосмотр в ЭД со стороны разработчика (можно попробовать уточнить) в крайнем случае сделать в пределах цеха камеру пластиковую с поддержанием необходимых условий или организовать контроль и размещение данных приборов в специальном помещении в пределах цеха с установленным микроклиматом.

Вам уже дали всю информацию. В частности мы до сих пор не знаем на каком у вас уровне идет преобразование сигнала в HART, на уровне первичного датчика или вторичного прибора. Никто не видел вашего протокола поверки. Косвенные варианты вам дали. Хотите подробней, давайте больше информации.

чем это регламентировано, что главный метролог не может быть поверителем?

Ну что вам сказать, дружите с поверителем, тогда он будет хорошо знать ваши требования и будет оперативно решать ваши вопросы и не допускать ошибок. Чем меньше вы даете информации поверителю для поверки, тем хуже результат.

Если в условиях поставки вы не указали с каким сроком давности должна быть поверка или каким годом она должна быть проведена, то все легально. Поверка действующая, вопросов к организации нет. Хотя косвенно, учитывая что поверка у вас выделена отдельной позицией, услуга должна быть оказана в тот срок, когда появились данные договорные отношения, так как данная позиция у вас подтверждается свидетельством о поверке для бухгалтерии, вы можете на этом основании потребовать у организации поверку данным годом. В противном случае не принимать поверку по данной позиции.

А вот ГОСТ думает иначе Методика измерений, изложенная в настоящем стандарте, аттестована Федеральным государственным унитарным предприятием Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии (ФГУП "ВНИИР") и зарегистрирована в едином реестре методик измерений Федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений под N ФР.1.29.2012.12671.

Попробуйте зайти через СОП по данному ГОСТ Р 8.871-2014

При измерении газа узких и спорных моментов полно)) на самом деле это темный лес в котором вроде все понятно, но ничего не понятно. С одной стороны вы можете собрать измерительный комплекс из СИ утвержденного типа и провести его аттестацию на соответствие требованиям ГОСТ по виду измерения, при этом ваши СИ должны в конечном итоге измерять и выдавать значения в соответствии с описанным алгоритмом. Многие комплексы так и работают, но по большей части для правильной реализации такого подхода у вас должны быть цифровые входы, так как при применении аналоговых входов, каждый раз нужно проводить калибровку сигналов и перенастройку в том числе и в МПИ, так как существует множество влияющих факторов, влияющих на данные сигналы и правильность их показаний. Поэтому такую рассыпуху нужно поверять на месте эксплуатации, так как при поверке их со снятием, могут быть изменены настроечные параметры и в дальнейшем ваш узел можно уже не настроить снова правильно. В тоже время существует ГОСТ 8.596 для ИС, где есть требования о необходимости проведения испытаний в целях утверждение типа СИ. Измерения выполненные СИ утвержденного типа с применением нескольких СИ утвержденного типа, нельзя приравнять к прямым измерениям, так как прямые измерения у них только в рамках выполнения функции своего ОТ, как только появляется результат в виде новых измерений путем пересчета значений полученных прямым способом становятся косвенными и их выполнение надо будет уже чем то регламентировать, а для этого и применяют методики измерений, так как появляются являющие факторы, которые не были учтены ранее для данных измерений. Так например смотрите, у вас есть измерительный комплекс газа типа СуперФлоу-21В, в него входит датчик давления, температуры и сам вычислитель, у него есть нормированная погрешность 0,3 % это погрешность (измерения давления, температуры и погрешность алгоритма расчета при приведении газа к стандартным условиям), но есть еще погрешность измерения газа при рабочих условиях (счетчик газа) и в зависимости от применяемого типа у него будет своя погрешность, есть факторы влияющие (температура эксплуатации, где датчики стоят на улице) и появляется уже дополнительная погрешность которая нормирована в ОТ на комплекс, но конкретное значение будет известно только на месте эксплуатации и есть еще погрешность измерения и учета параметров самого газа и вот все эти факторы чаще всего не знают как правильно учесть даже при аттестации узлов на месте эксплуатации, но так как эти узлы не сильно большой производительности, то на это впринципе закрывают глаза. Но когда дело доходит до больших объемов расхода газа и его учета, то тут уже нужно все учесть, так как даже 0,1-0,2 % становится очень большой суммой. Поэтому проводят испытания в целях утверждения типа СИ, где испытательный центр, должен все проанализировать и учесть все возможные факторы, прописать нестандартные решения, когда например производится реализация не в рамках ГОСТ и требует индивидуального подхода. И более того, данные ИС, должны поверяться в условиях эксплуатации с нормированием погрешностей именно в рамках этих условий, поэтому для меня часто сомнительный момент поверки ИК поэлементным способом в методиках поверки. Таким образом мы приходим к тому, что если есть выпущенные СИ утвержденного типа и нет особых требований к УТ единичного экземпляра СИ, то для данных узлов учета применяется стандартизованная методика (ГОСТ) и только в случаях, когда узел не соответствует данным методикам (ГОСТам), но есть возможность обеспечить измерения пишется индивидуальная методика и проводится процедура аттестации на соответствие данной методики. УТ стоит проводить для сложных систем, где есть влияющие факторы и поверка их становится проблемной в том числе и как следствие недостижение результатов установленной погрешности. Относительно вашего примера по счетчику, если в ОТ нет описания, что он соответствует ГОСТ 8.611, это не значит что он не применим, это лишь значит что его могли не проверять на данное соответствие, например не было тогда данного ГОСТ, но бывают и иные случаи, например расходомер ИРВИС-РС4М-Ультра, который в некоторых своих исполнениях не подходит под ГОСТ 8.611 и у него есть индивидуальная методика измерений, но важно, чтобы в ОТ для такого счетчика была проведена проверка реализации метода приведения к стандартным условиям который допущен к применению в РФ, в противном случае данный счетчик не может быть применим к учету для коммерческих целей в сфере ГРОЕИ, без вычислителя, в котором данный метод будет стандартизован.

Смотрим что нам гласит 102-ФЗ Статья 5. Требования к измерениям 1. Измерения, относящиеся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, должны выполняться по первичным референтным методикам (методам) измерений, референтным методикам (методам) измерений и другим аттестованным методикам (методам) измерений, за исключением методик (методов) измерений, предназначенных для выполнения прямых измерений, с применением средств измерений утвержденного типа, прошедших поверку. Результаты измерений должны быть выражены в единицах величин, допущенных к применению в Российской Федерации. 2. Методики (методы) измерений, предназначенные для выполнения прямых измерений, вносятся в эксплуатационную документацию на средства измерений. Подтверждение соответствия этих методик (методов) измерений обязательным метрологическим требованиям к измерениям осуществляется в процессе утверждения типов данных средств измерений. В остальных случаях подтверждение соответствия методик (методов) измерений обязательным метрологическим требованиям к измерениям осуществляется путем аттестации методик (методов) измерений. Сведения об аттестованных методиках (методах) измерений передаются в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений проводящими аттестацию юридическими лицами и индивидуальными предпринимателями. Таким образом при испытаниях в целях утверждения типа СИ, испытательный центр определяет достаточность описания процедуры выполнения измерений данным СИ и в случае необходимости сообщает о необходимости разработка и аттестации методики измерений, но есть несколько моментов которые до сих пор не решены и неоднократно поднимались на данном форуме. Например при каких условиях измерения можно будет считать прямыми, например ваш узел состоит из СИ утвержденного типа и есть ПО которое выдает конечные результат, то есть законченное СИ по определенному алгоритму выдает измеренный результат, по идее данное измерение можно считать прямым, так как погрешность нормирования подтверждается исследованиями при утверждении типа СИ и не требует использованиям методики косвенных измерений. Другой случай когда у вас есть узел измерения и он собран из отдельных элементов и для подтверждения результата выполнения измерений разрабатывается либо используется уже разработанный стандарт определяющий погрешность измерений и описывающий метод измерений, тогда данный документ становится уже перечнем КД который описывает процесс и не требует использования описания алгоритма в КД и ГОСТ. Таким образом что мы имеем, если нет особых требований в ТЗ на разработку индивидуальной методики измерений, то она не требуется, если алгоритм работы описан к КД и является достаточным при проведении испытаний в целях УТ. Есть ГОСТ например ГОС 8.611, ГОСТ Р 8.740, ГОСТ 8.586.5, ГОСТ Р 8.741, ГОСТ Р 8.733 данные документы являются методиками измерений, но при этом не все из них являются аттестованными и никто не может подтвердить достаточны ли они для применения в коммерческом учете или это документы руководящие и на их основе требуется проводить аттестованные методики, а они являются достаточными лишь для применения описания алгоритма для УТ. Лучший вариант это иметь аттестованную методику и УТ, хотя УТ для УИРГ регламентируется только на уровне ТЗ и СТО организации и нет данных требований в рамках ФЗ.

СОП это Стандартный образец предприятия, то есть его характеристики будут нормированы в соответствии с внутренним стандартом предприятия и область его применения тоже будет в рамках данного предприятия, то есть применить его в сфере ГРОЕИ не получится, для применения его в сфере ГРОЕИ потребуется его перевести в ГСО. Стандартный образец предприятия (СОП) - эталонный образец, который утверждается руководителем предприятия или организации. СОП распространяется на предприятие (организацию) или объединение, утвердившее его. Для стандартизации и применения использовать ГОСТ Р 8.871-2014

У вас есть линейка от 0 до 3000 мм, у этой линейки есть выходной сигнал от 4 до 20 мА, где 4 мА это 0, а 20мА это 3000 мм, как вы хотите сделать ее 2700 при соответствии верхней границы сигнала 20 мА? Так же у вас есть преобразователь 4-20 мА соответствующий значению 0-3000 мм, какую часть вы планируете перекалибровать? и как без эталона хотите произвести обозначение для линейки или преобразователя, что значение 20 мА у вас теперь это 2700 мм, не установив этот уровень? Другой случай, у вас линейка 0-2700 мм, где сигнал так же 4-20 мА, при этом шкала преобразователя 4-20 но значения у нее 4-20 мА, соответствуют 0-3000 мм, где при достижении уровня по линейки 2700 мм, у вас значение на экране будет 3000 мм, так как для системы и выходное значение и входное по прежнему 20 мА, но разные шкалы.

обычно указывается от и до то есть от 260 до 295 либо 280 +/-15

Как выше коллеги уже упоминали, скорей всего проектировщики неверно поняли задачу или впринципе неверно реализовали узел учета. Контроллеры ТЭКОН-19, это универсальные решения, которые можно и нужно конфигурировать под конкретную задачу, и делать это нужно при заказе прибора, возможно у вас не только ТЭКОН-19, но и ТЭКОН-20К, тогда это уже законченное решение в которое входит набор первичных приборов и имеет нормированную погрешность (см. ОТ и паспорт). В вашем случае скорей всего действительно произвели реализацию на уровне расходомера не подумав обо всем остальном (либо ошиблись с конфигурацией и не смогли в дальнейшем на месте настроить правильную работу), нужно открыть методику измерений, открыть конфигурацию вашего ТЭКОНа и проверить соответствует ли одно другому, возможно у вас изначально хотели измерять все на уровне расходомера, а Тэкон использовать в качестве системы АСУТП для архива и статистики, лучше конечно произвести правильную конфигурацию с измерением объема на расходомере и корректировки показаний через датчики давления и температуры и расчета массы алгоритмом ТЭКОНа, тем более, что у вас изменились условия измерений в отличие от проекта.

Открываем приказ 2510 и читаем: 21. Сведения о результатах поверки средств измерений в целях подтверждения поверки должны быть переданы в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений в соответствии с порядком создания и ведения Федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений, передачи сведений в него и внесения изменений в данные сведения, предоставления содержащихся в нем документов и сведений, предусмотренным частью 3 статьи 20 Федерального закона N 102-ФЗ, аккредитованным на поверку лицом, проводившим поверку, в сроки, согласованные с лицом, представляющим средства измерений в поверку, но не превышающие 20 рабочих дней (для средств измерений, применяемых в качестве эталонов единиц величин) и 40 рабочих дней (для остальных средств измерений) с даты проведения поверки средств измерений. 22. По заявлению владельца средств измерений или лица, представившего их на поверку, с учетом требований методик поверки аккредитованное на поверку лицо, проводившее поверку, в случае положительных результатов поверки (подтверждено соответствие средств измерений метрологическим требованиям) наносит знак поверки на средства измерений и (или) выдает свидетельства о поверке, оформленные в соответствии с требованиями к содержанию свидетельства о поверке, утверждаемыми настоящим приказом, и (или) в паспорт (формуляр) средств измерений вносит запись о проведенной поверке или в случае отрицательных результатов поверки (не подтверждено соответствие средств измерений метрологическим требованиям) выдает извещения о непригодности к применению средства измерений. Так же открываем договор с организацией выполняющей поверку, там прописано в каком виде ни предоставляют услугу и какие отчетные документы выдают. В случае если указано, что результатом служим информация в ФИФОЕИ, какие вопросы, вы подписали данный договор, соответственно согласились с условиями. Деньги с вам берут за новые правила внесения, трудоемкость выросла в разы, поэтому вам сохранили тариф в прежнем виде, взяв на себя затраты на выполнения новых требований, если хотите бумажку - платите (это дополнительное время которое никем никому не оплачивается).

Чтобы изменить значение уровня и привязать к значению тока вам придется выполнить перекалибровку и ИП и ИК и для этого вам в любом случае понадобится эталон с помощью которого вы собственно и зададите опорное значение для ИП и ИК. Далее проводите просто поверку измененного канала без поверки всей системы. А вот если вы не будете проводить перекалибровку канала (с изменением диапазона), а просто в системе АСУТП измените значение предельного уровня который я так понимаю у вас должен стать аварийным это уже другое дело, тут можно и не калибровать ничего. Просто у вас аварийный уровень сместится со значения 20 мА на значение соответствующее 2700 мм.