Шкала средства измерения. Критерии выбора

Шкала средства измерения. Критерии выбора
Количество просмотров - 12614 (ссылка на эту тему)

Проектолог

Активный участник форумов

Сейчас отсутствует

Сообщение #16 : 05 Октября 2017 года, 10:16
(ссылка на это сообщение)

Цитата: Imp от 28 Сентября 2017 года, 10:17

Я привела пример правил из той сферы в которой работаю. В вашей сфере наверное тоже есть, про показывающие манометры.

я предполагал, что тут должен быть общий подход. независимо от сферы применения.

что характерно, на свой вопрос ответа я так и не получил до сих пор...

Инженер-проектировщик (Новополоцк, Беларусь)

Imp

Куратор

Сейчас отсутствует

Сообщение #17 : 05 Октября 2017 года, 11:19
(ссылка на это сообщение)

Один из ваших вопросов и был про тнпа. Знать тнпа во всех сферах невозможно. Общих тнпа для всех сфер тоже нет. Только ГОСТы и то они вас не устроили.
Все остальное это исключительно опыт.

? (Минск, Беларусь)

Станислав Михалев

Активный участник форумов

Сейчас отсутствует

Сообщение #18 : 12 Октября 2017 года, 11:17
(ссылка на это сообщение)

Еще одна справка, связанная с выбором шкалы прибора, касающаяся показывающих манометров и их класса точности и значений параметров контролируемой среды. В ряде нормативных документов, в т.ч. «Правил безопасности ОПО, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением», указывается на необходимость применения при эксплуатации трубопроводов манометров с определенным классом точности в зависимости от рабочих давлений среды. Для с рабочим давлением до 2,5 МПа, с более и до 14 МПа и более 14 МПа. Где для более 14 МПа, а это обычно в системах ППД (поддержания пластового давления), необходимо применять манометры классом точности не ниже 1. А об этом обычно забывают и проектировщики, т.к. руководствуются по привычке требованиями стандартов заказчика, если это ими прописано, о применении манометров с классом точности не ниже 1,5, а порой и изготовители технологического оборудования с комплектными системами. Отличие классов точности – это в т.ч. и количество (число) делений на шкале прибора и следовательно где наносить красную черту соответствующую разрешенному рабочему давлению.

Главный специалист (Пермь, Россия)

Проектолог

Активный участник форумов

Сейчас отсутствует

Сообщение #19 : 13 Октября 2017 года, 15:58
(ссылка на это сообщение)

Дело в том, что шкала это часть показывающего устройства средства измерений, представляющая собой упорядоченный ряд отметок вместе со связанной с ними нумерацией или техническая отметка на шкале измерительного прибора. Шкалы могут располагаться по окружности, дуге или прямой линии. Показания отсчитываются невооружённым глазом при расстояниях между делениями до 0,7 мм, при меньших — при помощи лупы или микроскопа, для долевой оценки делений применяют дополнительные шкалы — нониусы.

Прошу заметить, что термин «шкала» в метрологической практике имеет, по крайней мере, два различных значения. Во-первых, шкалой или, точнее, шкалой измерений (шкалой физической величины) называют принятый по соглашению порядок определения и обозначения всевозможных проявлений (значений) конкретного свойства (величины). Во-вторых, шкалой называют отсчётные устройства аналоговых средств измерений.

Инженер-проектировщик (Новополоцк, Беларусь)

Станислав Михалев

Активный участник форумов

Сейчас отсутствует

Сообщение #20 : 24 Октября 2017 года, 13:45
(ссылка на это сообщение)

В продолжение темы, которая замкнулась на приборах давления и их шкалах и диапазонах показаний и измерений. Что касается наличия требований в НД к шкале СИ при измерении температуры контролируемой среды, то вроде бы единственное последнее упоминание было в ВНТП 3-85 «Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений» (прим. – смотрим статус НД) И звучало оно для раздела «Технологические трубопроводы» в п.2.191 так «За рабочие параметры транспортируемого вещества следует принимать: а) рабочее давление - …; б) рабочую температуру – температуру, равную максимальной положительной или минимальной отрицательной температуре транспортируемого вещества, установленной технологическим регламентом (схемой)». А дальше остается только смотреть внутренние стандарты организаций СО, которые устанавливают основные положения и требования для различных объектов системы трубопроводного транспорта, в т.ч. по системам автоматизации. В подобного плана СО приходилось встречать требование к шкале СИ при измерении температуры, в котором указывалось на применение СИ с наличием шкалы с отрицательными значениями, независимо от того, что технологией при эксплуатации предусматривалось только значение в положительном диапазоне измерений. Этим требованием из СО и руководствовались. Чаще же, при предпроектном обследовании на объекте проектирования при его реконструкции, обращали внимание на приборы, уже установленные на аналогичных технологических узлах, как пример узлы учета газа, действующих или подлежащих замене, в т.ч. на их диапазоны измерений и шкалы, и применяли уже на новых узлах аналогичные приборы с аналогичными диапазонами измерений и шкалами для унификации этих СИ. Получаем в данном случае критерий – унификация СИ.

Главный специалист (Пермь, Россия)

Станислав Михалев

Активный участник форумов

Сейчас отсутствует

Сообщение #21 : 10 Ноября 2017 года, 13:41
(ссылка на это сообщение)

Еще одними СИ, в которых применяется термин шкала и диапазон показаний и измерений, являются уровнемеры как показывающие приборы, так и измерительные преобразователи (датчики). Тут вообще практически нет никаких ссылок на требования НД, за исключением упоминания в своде правил СП 77.13330.2016 «Системы автоматизации» (*Актуализированная редакция СНиП 3.05.07-85) (*прим. – для РФ введен в действие с 21 апреля 2017г взамен СП 77.13330.2011) и некоторых требований и(или) рекомендаций Руководств ФНиП в области промышленной безопасности к различным системам (прим. – для РФ). Что касается Руководств, то там есть указания, определяющие предельные значения уровня в различных емкостях. А дальше уже необходимо исходить из требований РЭ на конкретный тип уровнемера, согласованный заказчиком при проектировании СА для данного объекта. В СП 77.13330.2016 «Системы автоматизации» (Актуализированная редакция СНиП 3.05.07-85 «Системы автоматизации») в п.9 Приложения В указано так «… При этом ход поплавка устанавливают равным или несколько большим максимального диапазона измерения уровня». Остается еще учитывать технические особенности и возможности применяемых СИ при измерении уровня. Для показывающих уровнемеров, на примере поплавковых, такой особенностью является то, что отметка «0» шкалы соответствует уровню всплытия поплавка исходя из конструктивных особенностей направляющей (погружной трубы), ее длины, самого поплавка, его диаметра, в соответствии с характеристиками самой жидкости, ее плотности. И где коррекция отметки «0», в отличие от преобразователей (датчиков), не возможна. И еще одна особенность, это то, что показывающий уровнемер может иметь несколько модификаций в зависимости от диапазона измерений уровня, которую необходимо учитывать в применяемой технологической системе. Как пример для подземных емкостей с возможностью регулирования уровня при заполнении емкости, а это допустим дренажные емкости, в которые производится сброс продукта из других емкостей, где диапазон измерения и ход поплавка может значительно отличаться, быть меньше, от длины погружной трубы прибора и высоты самой емкости, но быть больше предельного максимального или аварийного значения уровня, и для подземных емкостей без возможности регулирования уровня при их заполнении, а это уже емкости ливневой канализации (дождевых стоков), в которые дождевая вода будет поступать независимо от ваших заклинаний и использования бубна, и вот где диапазон измерения и ход поплавка не должен быть меньше высоты самой емкости и части высоты ее замерного патрубка, независимо от предельного максимального или аварийного уровня.
Для преобразователей (датчиков) уровня необходимым условием является возможность ПО для коррекции отметки «0» в измерениях уровня жидкости и есть еще одна особенность для определенных типов уровнемеров, связанная с требованиями по установке и монтажу датчика на замерном патрубке. Это когда такой датчик уровня устанавливают на замерном патрубке с диаметром условного прохода, меньшим регламентированного, в результате чего верхний неизмеряемый уровень смещается и начинается уже не от верхней части погружного зонда датчика, а от места нижней кромки патрубка в месте установки, соприкасающейся с корпусом емкости. Особенно это характерно как раз для подземных емкостей с вылетом замерных патрубков на 1,3 м и их небольшим Ду. А вот тут надо быть внимательней.
Получаем в последнем случае критерий – отсутствие критерия для СИ уровня … ), шутка, критерий определяется условиями размещения.

Главный специалист (Пермь, Россия)

Станислав Михалев

Активный участник форумов

Сейчас отсутствует

Сообщение #22 : 30 Ноября 2017 года, 12:52
(ссылка на это сообщение)

А теперь, что касается опыта работы при выборе СИ, а в данном случае опять же связи критериев выбора СИ уровня, учитывая особенности технологического процесса и (или) с унификацией приборов и датчиков и (или) с климатической характеристикой района строительства и (или) защитой окружающей среды, а точнее представителей местной фауны, домашней и дикой … ). Требованиями НД, в т.ч. по безопасности при эксплуатации, регламентируется применение приборов и оборудования средств автоматизации в исполнении, соответствующем условиям эксплуатации, в т.ч. при размещении. Связь с климатической характеристикой района строительства. Большинство, опять же, забывают обращать внимание на данный аспект при размещении уровнемеров на подземных емкостях, особенностью которого является высота (отметка верха) замерного патрубка (штуцера) над уровнем земли для емкостей различных систем. В разных системах один и тот же применяемый тип подземной емкости может быть заглублен на разные уровни. Соответственно, при общей высоте (вылете) замерного патрубка в 1,3 м, отметка верха замерного патрубка над уровнем земли будет разной. Для одних подземных емкостей высота верха может составлять 200-350 мм, а для других - 650-700 мм (прим. – смотрим чертежи технологических комплектов) на одном и том же объекте (площадке). И вот тут, самое главное, смотрим раздел «Технический отчет по результатам инженерно-гидрометеорологических изысканий» (ИГМИ) проектной документации по объекту проектирования, в разделе «Климатическая характеристика района строительства» которого приводятся сведения по снежному покрову, а точнее по его высоте, в т.ч. наибольшей. Критично, если высота снежного покрова будет выше и самого замерного патрубка и выше корпуса с блоком электроники самого датчика. Т.е. определить зимой, где же расположен и датчик и сама емкость можно будет только по высоте снежного бугра над возможным местом их расположения. То, что снег надо убирать и чистить площадку, а не только утаптывать и протаптывать, знают все, но не все делают, а контроль состояния и обслуживание датчика, находящегося глубоко под покровом снега или под настом, проблематично. Самый простой выход – это применить дополнительно закладную конструкцию (катушку), увеличив необходимую отметку по высоте установки датчика, что следовательно приведет к увеличению длины погружного зонда датчика и диапазону его измерений, т.е. вынужденная мера. Ну и не стоит забывать про унификацию по типоразмеру для уровнемеров, это я про применение однотипных датчиков с одинаковой длиной погружного зонда, установленных на разных емкостях подземных и (или) наземных, проектируемых и по аналогии с уже установленными и находящимися в эксплуатации. Таким же образом за счет применения дополнительной закладной конструкции (катушки) достигается необходимые длины погружных зондов для нескольких датчиков для их унификации при эксплуатации. Как пример, были, что редкость, замечания от заказчиков по необходимости применения дополнительных закладных конструкций (катушек) в местах установки уровнемеров, обосновали и в том и в другом случае по примеру вышеизложенного, замечания были сняты, заказчик больше вопросов не задавал. Так что критерий унификации может являться определяющим.
Ах да. Критерий по защите окружающей среды, представителей ее местной домашней и дикой фауны, который тоже прописывается в разделах проектной документации согласно требований НД. Все очень просто, касается торчащих из земли патрубков с датчиками, и чем ниже, тем хуже, тем доступней. Представители местной домашней и дикой фауны любят метить территорию своего обитания, и не только в период спаривания, или просто тереться своей мохнатой ….й пока не пробьет искра от датчика, травмировав и психику существа и его шкурку в месте контакта. А это ведь может быть реликтовое краснокнижное существо или его последний экземпляр. Критерий - защита окружающей среды и ее представителей … ) … святое.

Главный специалист (Пермь, Россия)

Проектолог

Активный участник форумов

Сейчас отсутствует

Сообщение #23 : 30 Ноября 2017 года, 13:13
(ссылка на это сообщение)

это хайп чистой воды...

Инженер-проектировщик (Новополоцк, Беларусь)

Станислав Михалев

Активный участник форумов

Сейчас отсутствует

Сообщение #24 : 18 Января 2018 года, 15:38
(ссылка на это сообщение)

Ну и следующим СИ, в которых применяется термин шкала и диапазон измерений, это расходомеры. Для РФ тут зачастую все регламентировано и увязано с требованиями НД (ГОСТ Р), что для нефтянки это наиболее актуально, по пределам допускаемой относительной погрешности при измерении того или иного параметра и по типу применяемого расходомера и способу измерений и применяемой системы учета (оперативный или коммерческий) и типа продукта (измеряемой среды) для жидкости. Для жидкости существенным является тот факт, что характеристики диапазона измерений расходомеров приводятся для воды, т.е. если это нефть, то нужен перерасчет диапазона. Одновременно нужно увязывать зависимость диапазона измерений с требуемой нормативной погрешностью и регламентируемым диаметром трубопровода в месте установки расходомера, с требованием о наличии прямолинейных участков до и после расходомера или их отсутствии и выбором диапазона измерений с учетом увеличения параметра расхода на перспективу и что особо актуально, это возможность при всем этом попасть на непостоянство заказчика (эксплуатирующей организации) в части предрасположенности к тому или иному типу или модели применяемых расходомеров. Но основным критерием – соответствие диапазона измерений расходомера требованиям НД в части пределов допускаемой относительной погрешности при измерении и в части допустимого типа применяемого расходомера по способу измерения. Есть несколько интересных примеров на этот счет, но о них чуть позже.

Главный специалист (Пермь, Россия)

Станислав Михалев

Активный участник форумов

Сейчас отсутствует

Сообщение #25 : 25 Января 2018 года, 10:09
(ссылка на это сообщение)

Пример из выбора расходомера с диапазоном расходов по условиям параметров технологического процесса, т.е. о критерии выбора. Старые дикие времена проектирования, когда проектировали все и все, даже не будучи специалистами по теме проектирования, а из нормативных документов молились только на ПУЭ. Объект – простой узел учета газа, нужно подобрать в т.ч. и комплект датчика расхода газа, а это ДРГ с вычислителем ИМ2300, плюс еще и сама измерительная линия, т.е. труба. Заказчик выдал ЗП, указав параметры технологического режима, а в том случае указав расход, приведенный к стандартным условиям. Ребята в группе работают по наитию. Берут РЭ на указанный тип датчика расхода газа (ДРГ), и глядя в таблицу диапазонов расхода, закладывают необходимый, как они считают, тип датчика по типоразмеру. Только вот в таблице РЭ датчика был указан расход при рабочих условиях. А диапазон расхода, приведенный к стандартным условиям, и при рабочих условиях разный. Хорошо, что заказчик был в теме и обратил на это внимание еще до комплектации и строительства, а ребятам пришлось практически все переделать.
И так при выборе расходомера для учета газа критерий – диапазон расходов, приведенный к стандартным условиям, и при рабочих условиях.
Вообще-то там, где есть технологи, то это их задача выдать параметры технологического процесса с указанием расходов газа, приведенным к стандартным условиям, и при рабочих условиях. А уж как специалистами по автоматизации это использовать при составлении ПЗ и в комплектах чертежей РД это другой вопрос. Можно кивнуть в сторону ГОСТ Р 8.733-2011 "ГСИ. Системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования" и в сторону ГОСТ Р 8.740-2011, если это в РФ, но смотрим статус НД и изменения если есть.
Соотношение расходов газа, приведенных к стандартным условиям, и при рабочих условиях на форуме вроде уже мусолили, но в технологическом разделе.
А вот к ГОСТ Р 8.733-2011 "ГСИ. Системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования" вернусь во втором интересном примере.

Главный специалист (Пермь, Россия)

Станислав Михалев

Активный участник форумов

Сейчас отсутствует

Сообщение #26 : 26 Января 2018 года, 09:14
(ссылка на это сообщение)

Еще пример из выбора расходомера с диапазоном расходов по условиям параметров технологического процесса, т.е. опять же о критерии выбора, с увязкой к ГОСТ Р 8.733-2011 "ГСИ. Системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования".
Несколько лет тому назад в РФ запустили программу по утилизации ПНГ, которая в основном свелась к реконструкции факельных установок при сжигании, в т.ч. аварийном, газа на установках. Это повлекло за собой реконструкцию узлов учета газа на факел в технологической схеме. Так вот возникла проблема, связанная с типом применяемых расходомеров при небольших давлениях и расходах газа, а точнее желанием "неустановленных лиц" навариться на применяемом оборудовании. При сдаче РД заказчику, тот вдруг решил заменить тип применяемого расходомера, с отечественного на зарубежный, по указанию свыше, теперь они решили устанавливать другой тип расходомера, тем более, что уже есть многочисленные примеры применения в других компаниях одного общего ПАО. Т.к. это влекло существенные издержки с нашей стороны, то пришлось встать на дыбы, и искать причины для заказчика отказаться от своих же хотелок. Начинаю копать тему, результат – невозможно, в т.ч. по подтверждению расчетами от поставщика-изготовителя одной американской корпорации, при условии попадания в диапазон рабочих расходов не обеспечивается регламентируемая ГОСТ Р 8.733-2011 погрешность измерений, а это очень веский аргумент. Заказчик утверждает, что быть того не может, уже есть в РФ умельцы, которые невозможное делают возможным. Правда умельцы тоже сначала указали, что не получится, но после, по желанию заказчика, резко изменили свое мнение и подтвердили что реально можно, если очень хочется заказчику. Но мы бодались до последнего и с выходом на НТС.
А потом вдруг, случайно, решили посмотреть требования ГОСТ Р 8.733-2011. И о чудо, оказалось, что требованиями ГОСТа запрещено применять при данных условиях в подобных технологических схемах факельных установок тип расходомера, который с нас требовали применить. Нет, что бы сразу посмотреть всем требования ГОСТ.
Повторюсь – критерием был тип применяемого расходомера, а уже потом погрешность в диапазоне расходов.
Потом поднялась волна уже на государственном уровне и те тихо прикрыли тему, списали сотни уже ранее установленных и эксплуатируемых расходомеров неразрешенного типа, закрыли тендеры на сотни расходомеров неразрешенного типа, завернули сотни поставленных расходомеров неразрешенного типа, и при этом криминала понятно не нашли, кровь пускать своим не стали. И как бы инфа к размышлению, цена вопроса, отечественный расходомер – около 80 000, а неразрешенный зарубежный расходомер – от 500 000 и 700 000 и выше.
И пожелание всем - читайте, если есть возможность, требования НД и умейте их применять в своей работе.

Главный специалист (Пермь, Россия)

Станислав Михалев

Активный участник форумов

Сейчас отсутствует

Сообщение #27 : 30 Января 2018 года, 13:14
(ссылка на это сообщение)

Еще пример из выбора расходомера с диапазоном расходов по условиям параметров технологического процесса, и с критерии выбора по унификации СИ, т.е. по однотипности. Есть несколько объектов одиночных добывающих скважин на разных участках, но в рамках одной эксплуатирующей организации, обустраиваемых узлами учета нефти с применением счетчиков СКЖ, и при этом на одной скважине уже счетчик СКЖ есть и надо его узаконить и плюсом заложить запас. По традиции, т.к. есть и технологические параметры и компонентный состав контролируемой среды, то делаем запрос к поставщику-изготовителю счетчиков для получения письменного подтверждения на предмет соответствия рекомендуемых типоразмеров. Ну и поставщик-изготовитель указывает один для всех случаев тип счетчика, т.к. диапазоны расходов, с учетом параметров и компонентного состава, попадают в один типоразмер. Но для уже существующего узла, там, где нужен однотипный запас, идет нестыковка в рекомендуемом варианте. Пересогласовываем еще раз, подтверждается, что подходят оба варианта по типоразмеру. Просто поставщик-изготовитель счетчиков при указании типоразмера руководствовался тем, что эксплуатирующая организация (заказчик, а он же и покупатель) одна и та же и для унификации предложили однотипные счетчики. Но проверять самим тоже надо, и особенно если есть нюансы, связанные с компонентным составом контролируемой среды, а в случае с нефтью с повышенным газосодержанием, для некоторых типов счетчиков. И в подобных случаях, независимо от того, что этот вопрос обычно решают технологи, держать на контроле самим, а лучше изначально соучаствовать в процессе согласования.

Главный специалист (Пермь, Россия)

Страниц: 1 [2] Все Вверх

ВЕРСИЯ ДЛЯ ПЕЧАТИ

www.proektant.org > АВТОМАТИЗАЦИЯ, СВЯЗЬ, СИГНАЛИЗАЦИЯ > Общие вопросы (Куратор: Imp) >

Контактные данные\| Партнёрская программа \| Подробная статистика
Настройка форумов © «Проектант» \| Конфиденциальность данных Powered by SMF 1.1.23 \| SMF © 2017, Simple Machines