Багаутдинов

а дальше что? эти документы будут проходит доработку или нет? на нас то они не распространяются

проверяйте почту

добрый день! Да конечно дайте вашу почту куда можно скинуть

Не подскажите номер ГОСТа?

нет не нужно...

Добрый день! Обращайтесь к нам, мы есть и в Уфе и в Казахстане...

В парах нефти метана много... в приведенных примерах наверное единицей измерения является не НКПР, а % об.дол. Интересно, а принцип Ле-Шателье принят в РФ его официально можно применять или ссылаться на него?

почти так...на самом деле тяжело будет определить границу гексан/пропан, но ясно одно, что гексан будет располагаться ближе к земле, а пропан чуть выше, тут еще необходимо учитывать динамику утечки газа

Я считаю, что самым опасным газом является тот газ которого необходимо в минимальном количестве в единице объема, т.е. когда 100% НКПР равно наименьшому значению % об. дол. в нашем случае 100 % НКПР = 1 % об. дол, метан 100% НКПР = 4,4 % об. дол. пропан (если память мне не изменяет) 100 % НКПР = 1,7 % Об.дол, следовательно самым опасным газом будет являться гексан, так как его надо в наименьшем количестве для того, что бы произошло воспламенение... Хотя и Ваше суждение является верным...

А вот еще вопрос с подвохом: А Какими должны быть пороги срабатывания персональных (переносных) газоанализаторов?

Если бы я эксплуатировал технологические объекты, то я бы сделал следующим образом: 1. Применял бы исключительно термокаталитические датчики при измерении загазованности с диапазоном измерения до 50% НКПР 2. Установил бы пороги срабатывания в значениях 7 и 11 % НКПР соответственно 3. В закрытых помещениях (насосная, блок качества и т.д.) установил бы один (в зависимости от размеров помещения) датчик загазованности под потолком К сожалению НТД по этому вопросу ничтожно мала и не информативна... Где Вы были ранее коллега? Сегодня тяжело встретить человека который понимал бы проблематику установки порогов срабатывания газоанализаторов...

Честно скажу ГОСТ пока не читал, а пытаюсь вспомнить то, что было 7 лет назад... Действительно газы могут смешиваться и при смешивании двух газов (метана и гексана) необходимо понимать при каком давлении, температуре и главное влажности происходит такое смешивание, потому что в одном случае может образоваться большое количество метана, а при другом гексана и при других значениях третий газ (пропан, бутан и т.д.) эти процессы однозначно описаны в органической химии! Однозначно утверждать, что объединившись газы более не разделяться я не могу, так как все процессы зависят от давления, температуры и влажности воздуха... Так как имеется понимание в том, что происходит смешивание различных газов то при измерении концентрации такого газа я бы применил термокаталитические датчики

посмотрите именно рисунок 2, горизонтальная прямая 0,2 % об.дол! В нем видно, что при установлении порогов срабатывания газоанализаторов (по гексану) 20 % НКПР (ПРИЧЕМ Я СЧИТАЮ ЧТО ПОРОГ СРАБАТЫВАНИЯ НЕОБХОДИМО ВЫСТАВЛЯТЬ ПО % ОБ.ДОЛЛ, А НЕ ПО НКПР) данное значение будет соответствовать примерно 4,5% НКПР отградуированного по метану (20 % НКПР *1 % об. дол./ 4,4 % об. дол = 4,5 % НКПР)... я не претендую на истину в последней инстанции, но по крайней мере данный вопрос я таким образом понимаю...

нет не так... согласно ГОСТ 30319.1-96 "Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств природного газа, его компонентов и продуктов его переработки" плотность метана выше плотности воздуха, а плотность гексана выше плотности воздуха. То при утечки данной смеси произойдет следующая картина, метан поднимется на вверх (потолок), а гексан будет слоится вдоль поверхности земли (пол) и для того, что бы установить пороги срабатывания стационарного газоанализатора необходимо понимать, что же мы хотим измерить метан (значит датчик стоит выше трубы и соответственно пороги отградуированы по метану) или гексан (значит датчик стоит ниже трубы). Если Вы хотите посмотреть как установить пороги срабатывания совокупности газов то предлагаю еще раз обратиться к статье которую я писал в 2014 году (на основе опыта работы с 2008 по 2010 года, в этот период очень много общался с представителями ФГУП Аналитприбор), а именно к вектору статических характеристик, там все видно... Статья в GM2014-4-p12-15.pdf

Есть манометры без номеров (не запрещено), есть паспорта к ним, есть сертификаты об их поверке естественно там не указаны номера. Инвентарные номера на них нанести и больше ничего не надо, бумаг тоже. Есть документы полезные, отражающие факты как они есть, особого опыта, изворотливости для их написания не нужно, а есть документы паразитные . Проверяющие некомпетентные накатали бумаг, теперь вот тут паспорта еще придумывать советуют, вот что эти бумаги обеспечат и сохранят? совершенно верно, поэтому и результат поверки манометров отражается оттиском поверительного клейма на корпусе манометров как это сказано в МП...

Оптические (инфракрасные) датчики дорого стоят, но у них есть преимущества перед термокаталитическими (вы, видимо, ошиблись, написав про электрохимический способ). Термокаталитические датчики более чувствительны к лёгким компонентам, оптические более чувствительны к тяжёлым. И у оптических и у термокаталитических датчиков разные коэффициенты чувствительности к разным газам, которые только условно можно считать постоянными. Поэтому в методиках поверки всё чаще требуют проводить поверку по тому компоненту, на который откалиброван датчик, без применения коэффициентов перекрёстной чувствительности. Про газоанализаторы хорошо написано в ГОСТ Р 52350.29.2-2010 "Газоанализаторы. Требования к выбору, монтажу, применению и техническому обслуживанию газоанализаторов горючих газов и кислорода". На практике есть много вопросов к применению любых датчиков. Датчики настраиваются по поверочной смеси с одним компонентом, а в реальных условиях в продукте компонентов много. Никакой нормативный документ не устанавливает, например, что если у вас продукт - бензин, то нужно настраивать датчик по гексану. Предполагается, что это определит проектировщик, но он сам ничего не знает. На производстве обращаются самые различные продукты, причём они могут находиться в зоне датчика одновременно. В настоящее время отечественные производители начали изготавливать датчики исполнения "нефтепродукты" - "бензин", "д/т" и пр. (за рубежом подобного нет). Кто их приобрёл, знает, что для их периодической поверки раз в несколько лет нужен комплекс динамический газосмесительный (ДГК), который имеется, видимо, только у производителей. А отличаются датчики исполнения "нефтепродукты" от исполнения "бутан" и пр., по сути, лишь регулировкой чувствительности. И всё равно в эксплуатации пары реального бензина будут не такие, как газовой смеси бензина на ДГК. Если подытожить, то все должен предусмотреть проектировщик, а проектировщик должен опираться на НД которой нет, а если бабанет то ответсвеность будет нести тот кто эксплуатирует объект...как быть? P.S. Да действительно я опечатался - термокаталитические датчики

И есть еще один не мало важный фактор как правило сигнализаторы загазованности устанавливают на определенном в РЭ расстоянии от поверхности земли, так вот в зимнее время когда на РВС-ах из-за того, что выпадает снег это расстояние меняется и на сколько корректно будет производится измерения загазованности в случае утечки не ясно...

Для измерения паров нефти и легких нефтепродуктов то я бы однозначно отказался от применения оптических газоанализаторов, которые по своей сути физически способны производить измерения только одного газа на который он настроен...применял бы только электрохимический способ измерения...

Предлагаю как-то конкретизировать вопрос: Нас интересует установка порогов срабатывания газосигнализаторов на Нефтебазах где производится хранение светлых нефтепродуктов или храним нефть?

не принципиально в какой ветке вести диалог...

Доброго времени суток! Тут необходимо разбираться о парах каких нефтепродуктов идет речь...обратите внимание на перечень газов и значениях НКПР каждого газа (паров бензина, диз топлива, нефти и т.д.) приведенных в ГОСТ Р 51330.19-99 «Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 20. Данные по горючим газам и парам, относящиеся к эксплуатации электрооборудования». Значение порога срабатывания устанавливаемого в ДВК для каждого газа должно быть разным, так как разные газы имеют разные значения НКПР.

Да, но не забывайте, что импортные изделия изначально выпускаются по другим не нашим НД и честно и открыто не соответствуют этим ГОСТам. Но это абсолютно не мешает нам, руководствуясь нашими ГОСТ 2.601 и ГОСТ 2.610, оформлять ЭД на СИ находящиеся в эксплуатации. Прописываете в своих документах процедуру, оформляете формуляры (можете добавить внизу - дубликат), заверяете печатью да подписью или ГлИнжа или ГлМетра. И процесс документального оформления эксплуатации СИ потечет в устаканенном ритме... Да, но что за ЭД получится? Это же пустышка. В ней отсебячина. А должна быть информация от изготовителя, создателя так сказать. У нас вон целую серию импортных приборов внесли в реестр с "отсебячиной" по диапозону измерений, теперь, чтоб поверять эти приборы не знаешь где взять эталоны, а приборы эти на самом деле имеют намного меньший диапозон и эталоны требуются попроще. дело в том, что наши европейские и американские партнеры поставляют СИ не укомплектованные паспортами! Они применяют DataSheet - ы, а эксплуатационные документы мы заводим сами для себя, что бы с ними работать при эксплуатации СИ...

Если в консультанте его нету то он появиться значительно позже...приказ наверное проходит регистрацию в мин юсте...

совершенно верно

Общественные организации, кровельный союз... И ни одного официального представителя форума метрологов, который стал электронной площадкой общения метрологов стран СНГ. что верно то верно... может коллективное письмо написать с предложением о включении в состав одного представителя от метрологической общественности? Выдвинуть кандидатуру Данилова А.А. (с его согласия)...