Анализ технологического процесса и метрологического обеспечения при транспортировке природного газа

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРЕДПРИЯТИЯ

1.1 МЕТРОЛОГИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ

1.2 НАЗНАЧЕНИЕ И ЗАДАЧИ МЕТРОЛОГИЧЕСКОЙ СЛУЖБЫ

2. ИЗМЕРЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА

2.1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОЦЕСС КОПРЕМИРОВАНИЯ ГАЗА

2.2 ПАРАМЕТРЫ ТУРБИНЫ И ИХ ИЗМЕРЕНИЕ

2.3 ИЗМЕРЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ

2.4 ИЗМЕРЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ

3. ИССЛЕДОВАНИЕ МХ СИ НА СООТВЕТСТВИЕ ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫМ ТРЕБОВАНИЯМ

3.1 МЕТРОЛОГИЧЕСКАЯ ЭКСПЕРТИЗА ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ

3.2 ОБОСНОВАНИЕ ТОЧНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ

3.3 ОРГАНИЗАЦИЯ МЕТРОЛОГИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ ЗА РАБОЧИМИ СИ НА ПРЕДПРИЯТИИ

3.4 ПЕРЕЧЕНЬ СИ, ПОДЛЕЖАЩИХ ПОВЕРКЕ И КАЛИБРОВКЕ

3.5 ОЦЕНКА ПРАВИЛЬНОСТИ ВЫБОРА СИ

4. ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ ПО СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ СИ

5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ

6. БЖД

ВВЕДЕНИЕ

Использование энергоресурсов и экономичности работы энергетического оборудования во все времена является актуальной задачей. Особое значение вопросы экономичности приобретают для оборудования, которое продолжительное время эксплуатируется в тяжелых природно-климатических условиях. метрологический природный газ

ООО «Газпромтрансгаз Югорск» эксплуатирует многониточную систему магистральных газопроводов (МГ) диаметрами 1000, 1200 и 1400 мм общей протяженностью - 27 034 километров (в однониточном исчислении). В эксплуатации находится 211 КЦ, 1 151 ГПА общей мощностью 15 654 МВт. Предприятие обеспечивает транспорт газа от крупнейших месторождений Западной Сибири - Ямбургского, Уренгойского, Заполярного, Юбилейного, Ямсовейского и Медвежьего в направлении ООО «Газпромтрансгаз Чайковский», ООО «Газпромтрансгаз Ухта», ООО «Газпромтрансгаз Екатеринбург».

Поступление газа в газотранспортную систему (ГТС) ООО «Газпромтрансгаз Югорск» от газодобывающих предприятий в 2007 году составило 475,1 млрд. м³, что на 4,65 млрд. м³ больше чем в 2001 году. Данные по поступлению природного газа от месторождений и потреблению газа на собственные технологические нужды (СТН) предприятия в период с 2001 года по 2007 год показывают рост поступления природного газа от газодобывающих предприятий в систему газопроводов ООО «Газпромтрансгаз Югорск», и как следствие рост расхода газа на СТН.

В процессе эксплуатации системы магистральных газопроводов в числе других важнейших задач на первый план выдвигается задача оценки эффективности использования основных топливно-энергетических ресурсов и отыскания резервов их экономии.

Целью данной дипломной работы является разработка рекомендаций по совершенствованию средств измерений в турбокомпрессорном цехе Комсомольской ГКС.

Дипломная работа содержит введение, шесть разделов и заключение.

В первом разделе дана общая характеристика предприятия и метрологического обеспечения производства, рассмотрен технологический процесс компремирования природного газа.

Анализу состояния метрологического обеспечения производства на Комсомольской ГКС посвящен второй раздел дипломной работы. Рассмотрены измеряемые величины и контролируемые параметры технологического процесса.

В третьем разделе проведено исследование метрологических характеристик средств измерений (СИ), используемых на ГКС, на соответствие их предъявляемым требованиям. На основании метрологической экспертизы технологической документации обоснованы требования к точности измерений, проведена оценка правильности выбора СИ. Рассмотрена организация метрологического контроля за рабочими СИ.

Разработке рекомендаций по совершенствованию метрологического обеспечения (МО) производства в турбокомпрессорном цехе Комсомольской ГКС посвящен четвертый раздел дипломной работы.

В пятом разделе проведено технико-экономическое обоснование разработанных в дипломной работе предложений.

Рассмотрению вопросов безопасности жизнедеятельности посвящен шестой раздел дипломной работы.

В заключении обобщены и проанализированы результаты, полученные при выполнении дипломной работы.

Дипломная работа выполнена по заказу предприятия.

1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРЕДПРИЯТИЯ

Предприятие по транспортировке и поставкам газа ООО «Тюментрансгаз», организованное в январе 1966 года, переименованное в январе 2008г в ООО «Газпромтрансгаз Югорск», одно из самых мощных газотранспортных предприятий в мире. Оно является дочерним предприятием ОАО «Газпром», основанным на собственности Общества. ООО «Газпромтрансгаз Югорск» принимает газ от месторождений севера Тюменской области: Медвежьего, Уренгойского, Ямбургского, Юбилейного и транспортирует его по многониточной системе газопроводов до городов Урала, центральных регионов России, в «ближнее зарубежье» и Западную Европу.

Предприятие входит в Единую систему газоснабжения страны (ЕСГ РФ), которая функционирует как единый технологический комплекс. Территориально магистральные газопроводы предприятия ООО «Газпром трансгаз Югорск» располагаются в Тюменской (на землях Ямало-Ненецкого и Ханты-Мансийского автономных округов) и Свердловской областях. Незначительная часть газопроводов проходит по Пермскому краю.

В состав «Газпром трансгаз Югорск» входят 57 подразделений, 29 из них - линейно-производственные управления магистральных газопроводов (ЛПУ МГ). Предприятие транспортирует свыше 1,3 млрд. куб. м газа в сутки. Для этой цели имеются 220 компрессорных станций, в которых установлены 1125 газоперекачивающих агрегатов общей мощностью свыше 15 тыс. МВт, среди которых 20 типов и модификаций ГПА, единичной мощностью от 5 до 25 МВт, отечественного и импортного производства.

При транспортировке газа по магистральным газопроводам через определенные промежутки (140 - 160 км) размещаются компрессорные станции (КС), которые компримируют транспортируемый газ и тем самым восполняют гидравлические потери давления газа на участках между ними, что позволяет поддерживать максимальную производительность в целом. Компрессорные станции (КС) оснащаются газоперекачивающими агрегатами и необходимым вспомогательным оборудованием.

Комсомольское линейное производственное управление магистральных газопроводов (КЛПУ МГ), образованное 17 января 1966 года, является одним из производственных звеньев ООО “Газпром трансгаз Югорск”, задачей которого является транспортирование газа с заданными параметрами по системе магистральных газопроводов.

Современная компрессорная станция (КС) это сложное инженерное представляет собой сложное инженерное сооружение, обеспечивающее основные технологические процессы по подготовке и транспорту газа.

Компрессорная станция - неотъемлемая и составная часть магистрального газопровода, обеспечивающая транспорт газа с помощью энергетического оборудования, установленного на КС. Она служит управляющим элементом в комплексе сооружений, входящих в магистральный газопровод. Именно параметрами работы КС определяется режим работы газопровода. Наличие КС позволяет регулировать режим работы газопровода при колебаниях потребления газа, максимально используя при этом аккумулирующую способность газопровода.

Рис. 1 Принципиальная схема компоновки основного оборудования компрессорной станции

На рис.1 показана принципиальная схема компоновки основного оборудования компрессорной станции, состоящей из 3 ГПА. В соответствии с этим рисунком в состав основного оборудования входит:

1 - узел подключения КС к магистральному газопроводу;

2 - камеры запуска и приема очистного устройства магистрального газопровода;

3 - установка очистки технологического газа, состоящая из пылеуловителей и фильтр-сепараторов;

4 - установка охлаждения технологического газа;

5 - газоперекачивающие агрегаты;

6 - технологические трубопроводы обвязки компрессорной станции;

7 - запорная арматура технологических трубопроводов обвязки агрегатов;

8 - установка подготовки пускового и топливного газа;

9 - установка подготовки импульсного газа;

10 - различное вспомогательное оборудование;

11 - энергетическое оборудование;

12 - главный щит управления и система телемеханики;

13 - оборудование электрохимической защиты трубопроводов обвязки КС.

При движении газа по трубопроводу происходит потеря давления из-за разного гидравлического сопротивления по длине газопровода. Падение давления вызывает снижение пропускной способности газопровода. Одновременно понижается температура транспортируемого газа, главным образом, из-за передачи теплоты от газа через стенку трубопровода в почву и атмосферу.

Для поддержания заданного расхода транспортируемого газа путем повышения давления через определенные расстояния вдоль трассы газопровода и устанавливаются компрессорные станции.

Принципиальная схема расположения КС вдоль трассы магистрального газопровода приведена на рис. 2, где одновременно схематично показаны изменения давления и температуры газа между КС.

Рис. 2 Схема газопровода и изменения давления и температуры газа вдоль трассы

1.1 МЕТРОЛОГИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ

Метрологическое обеспечение (МО) - установление и применение научных и организационных основ, технических средств, правил и норм, необходимых для достижения единства и требуемой точности измерений.

Метрологическое обеспечение имеет четыре основы:

* научной основой является метрология;

* организационной основой МО Комсомольского ЛПУМГ является:

- метрологическая служба ОАО «Газпром», состоящая из службы метрологии

Управления по автоматизации, информатике и метрологии и Администрации

ОАО «Газпром»;

- отраслевой метрологический центр (ОМЦ) «Газметрология»;

- головная МС «Газавтоматика»;

- базовые метрологические службы «Газприборавтоматика», ВНИИГАЗ, «Калининград-газприборавтоматика», «ТюменНИИгипрогаз»;

- МС «Газпром трансгаз Югорск»;

-метрологическая служба предприятия;

* нормативно-правовой основой МО являются совокупность документов:

- Законы РФ «Об обеспечении единства измерений» и «О техническом регулировании»;

- ФЗ РФ «Об энергосбережении»;

- постановления Правительства России по отдельным вопросам (направлениям) метрологической деятельности;

- нормативные документы Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии;

- рекомендации государственных научных метрологических центров;

- отраслевые стандарты;

* технической основой метрологического обеспечения являются:

- система государственных эталонов единиц физических величин;

- система передачи размеров единиц физических величин от эталонов рабочим эталонам и средствам измерений;

- разработка, постановка и ввод в обращение средств измерений:

- поверка и калибровка средств измерений.

Целью метрологического обеспечения предприятия является:

- повышение эффективности управления производством и уровня автоматизации производственных процессов;

- обеспечение достоверного учета, расхода, а также требуемых параметров измеряемого природного газа, энергетических ресурсов при их транспортировке и реализации;

- повышение эффективности мероприятий по обеспечению безопасных условий труда и охране окружающей среды;

- обеспечение промышленной безопасности;

- внедрение энергосберегающих технологий.

1.2 НАЗНАЧЕНИЕ И ЗАДАЧИ МЕТРОЛОГИЧЕСКОЙ СЛУЖБЫ

Метрологическая служба создана в соответствии с законодательством для выполнения работ по обеспечению единства измерений и осуществления метрологического контроля и надзора за состоянием и применением средств измерений на предприятии.

Метрологическая служба Комсомольского ЛПУМГ в своей работе руководствуется:

- Положением о метрологической службе Комсомольского ЛПУМГ от 23.10.2005 г.;

- Законом РФ «Об обеспечении единства измерений»;

- ФЗ от 3 апреля 1996 г. №28 «Об энергосбережении»;

- ФЗ от 31 марта 1999 г. № 69 «О газоснабжении в Российской Федерации»;

- ФЗ РФ «О техническом регулировании» (от 27.12.2002 г. №184-ФЗ);

- нормативными документами Государственной системы обеспечения единства измерений (ГСИ);

- стандартами организации, правилами, инструкциями, рекомендациями;

- приказами и распоряжениями ООО «Газпром трансгаз Югорск».

Метрологическая служба Комсомольского ЛПУМГ реализует требования ФЗ «Об обеспечении единства измерений» и метрологических правил и норм, установленных нормативными документами, в целях:

- снижения затрат на эксплуатацию промышленных объектов предприятия, в частности КС, узлов учета газа, а также отдельных технических устройств и оборудования, применяемые в процессе транспортировки природного газа;

- обеспечения единства, достоверности и требуемой точности измерений при транспортировке и поставке природного газа;

- получения достоверной информации о количестве топливного газа и приеме-передаче природного газа «потребителям».

На предприятии ведется постоянный учет СИ. Составлен перечень средств измерений, имеющихся на предприятии, утвержденный в установленном порядке руководителем предприятия и органом ГМС. Все средства измерений, находящиеся в эксплуатации, учтены в графиках поверки и калибровки, в том числе и эталоны. На средства измерений, прошедших поверку и калибровку с положительным результатом нанесен оттиск поверочного или калибровочного клейма и имеются свидетельства о поверке и сертификаты калибровки.

Персонал метрологической службы имеет специальную метрологическую подготовку. Специалисты, осуществляющие калибровку средств измерений, аттестованы в установленном порядке.

2. ИЗМЕРЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИОГО ПРОЦЕССА

2.1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОЦЕСС КОМПРЕМИРОВАНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА

При добыче и транспортировке в природном газе содержатся различного рода примеси: песок, сварной шлам, конденсат тяжелых углеводородов, вода, масло и т.д.

Наличие механических примесей и конденсата в газе приводит к преждевременному износу трубопровода, запорной арматуры, рабочих колес нагнетателей и, как следствие, снижению показателей надежности и экономичности работы компрессорных станций и в целом газопровода.

Система подготовки технологического газа служит для очистки газа от механических примесей и жидкости перед подачей его потребителю в соответствии с требованиями ГОСТ 5542-87.

В настоящее время на КС в качестве первой ступени очистки широко применяют циклонные пылеуловители, работающие на принципе использования инерционных сил для улавливания взвешенных частиц (рис. 3).

Рис. 3 Циклонный пылеуловитель:

1 - верхняя секция; 2 - входной патрубок;

3 - выходной патрубок; 4 - циклоны;

5 - нижняя решетка; 6 - нижняя секция;

7 - люк-лаз; 8 - дренажный штуцер;

9 - штуцеры контролирующих приборов; 10 - штуцеры слива конденсата

Циклонный пылеуловитель (рис.3) представляет собой сосуд цилиндрической формы, рассчитанный на рабочее давление в газопроводе, со встроенными в него циклонами 4.

Циклонный пылеуловитель состоит из двух секций: нижней отбойной 6 и верхней осадительной 1, где происходит окончательная очистка газа от примесей. В нижней секции находятся циклонные трубы 4.

Газ через входной патрубок 2 поступает в аппарат к распределителю и приваренным к нему звездообразно расположенным циклонам 4, которые неподвижно закреплены в нижней решетке 5. В цилиндрической части циклонных труб газ, подводимый по касательной к поверхности, совершает вращательное движение вокруг внутренней оси труб циклона. Под действием центробежной силы твердые частицы и капли жидкости отбрасываются от центра к периферии и по стенке стекают в коническую часть циклонов и далее в нижнюю секцию 6 пылеуловителя. Газ после циклонных трубок поступает в верхнюю осадительную секцию 1 пылеуловителя, и затем, уже очищенный, через патрубок 3 выходит из аппарата.

В процессе эксплуатации необходимо контролировать уровень отсепарированной жидкости и мехпримесей с целью их своевременного удаления продувкой через дренажные штуцеры. Контроль за уровнем осуществляется с помощью смотровых стекол и датчиков, закрепленных к штуцерам 9. Люк 7 используется для ремонта и осмотра пылеуловителя при плановых остановках КС.

На рис.3 показан график зависимости производительности пылеуловителя при различных перепадах давления на аппарате .

Рис. 3 График зависимости производительности пылеуловителя от давления при различных перепадах давления на аппарате

Наибольшая очистка газа достигается при обеспечении работы этого пылеуловителя в зоне, ограниченной кривыми и , а при выходе рабочей точки из этой зоны эффективность очистки резко падает.

В связи с невозможностью достичь высокой степени очистки газа в циклонных пылеуловителях появляется необходимость выполнять вторую ступень очистки, в качестве которой используют фильтр-сепараторы, устанавливаемые последовательно после циклонных пылеуловителей (рис. 4).

Рис. 4 Фильтр-сепаратор:

1 - корпус фильтр-сепаратора; 2 - быстрооткрывающийся затвор;

3 - фильтрующие элементы; 4 - направляющая фильтрующего элемента;

5 - трубная доска камеры фильтров; 6 - каплеотбойник;

7 - конденсатосборник

Работа фильтр-сепаратора осуществляется следующим образом: газ после входного патрубка с помощью специального отбойного козырька направляется на вход фильтрующей секции 3, где происходит коагуляция жидкости и очистка от механических примесей. Через перфорированные отверстия в корпусе фильтрующих элементов газ поступает во вторую фильтрующую секцию - секцию сепарации. В секции сепарации происходит окончательная очистка газа от влаги, которая улавливается с помощью сетчатых пакетов. Через дренажные патрубки мехпримеси и жидкость удаляются в нижний дренажный сборник и далее в подземные емкости.

Очищенный природный газ не имеет ни цвета, ни запаха, поэтому для обнаружения его утечек и определения наличия в воздухе газ предварительно одорируют, т.е. добавляют в него специальные вещества-одоранты, обладающие сильным специфическим запахом. В качестве одорантов обычно используют этилмеркаптан и тетрагидротиофен.

2.2 ПАРАМЕТРЫ ТУРБИНЫ И ИХ ИЗМЕРЕНИЕ

На газоперекачивающем агрегате ГТК-10-4 предусмотрено измерение большого числа параметров: температуры, давления, разности давлений, оборотов, уровня. Основная часть параметров измеряется дистанционно с помощью преобразования текущего значения в аналоговый электрический сигнал, который передается на измерительный прибор, установленный на главном щите управления компрессорным цехом. Из числа дистанционно измеряемых выделяется семь наиболее важных параметров, определяющих режим агрегата:

· температура продуктов сгорания перед ТВД и за ТНД;

· частоты вращения валов ТВД и ТНД;

· давление газа до и после нагнетателя;

· давление воздуха после компрессора;

· перепад давления “масло-газ” в системе уплотнения нагнетателя.

Для измерения этих параметров на устройстве представления информации установки централизованного контроля и управления А-705-15-03 имеются индивидуальные показывающие и регистрирующие приборы. Измерение остальных параметров в установке А-705-15-03 осуществляется преоразованием всех дистанционно измеряемых параметров в аналоговый сигнал с представлением на многошкальном приборе по вы-зову.

Часть параметров, текущие значения которых изредка могут заинтересовать оператора при нормальной эксплуатации агрегата, измеряются приборами, установленными в машзале вблизи агрегата. Обычно эти приборы одновременно выполняют роль датчиков в цепях управления и защиты, преобразуя измеряемый параметр в дискретный электрический сигнал.

Таблица 1

Контролируемые параметры.

Контролируемый параметр	Номинальное значение	Единица измерения	Применяемые СИ,их метрологические характеристики	Измерительные приборы
1	2	3	4 5
Температура подшипника турбодетандера	70±10	єС	ТТ (0-100) ц.д.=1є
Температура подшипников ОК, ТВД, ТНД, нагнетателя	70±10	єС	ТСМ-50М ГОСТ 6651-84 кл.д. В (0-100) БН кл.т. 0,5; (0-100)	А-511 кл.т. 0,5 (0-100)
Температура воздуха перед регенераторами	150±10	єС	ТХА-68 ГОСТ 6616-89 кл.д. В (0-100) БН кл.т 0,5 (0-400)	А-511 кл.т 0,5 (0-100)
Температура воздуха в трубопроводах после регенераторов №1,2	360±10	єС	ТХА-68 ГОСТ 6616-89 кл.д. С (0-1100) БН кл.т. 0,5; (0-400)	А-511 кл.т. 0,5 (0-400)
Температура продуктов сгорания в трубопроводах после ТНД к регенераторам №1,2	480±10	єС	ТХА-68 ГОСТ 6616-89 кл.т.В (0-1100) БН кл.т. 0,5 (0-600)	А-511 кл.т. 0,5 (0-400)
Температура масла в трубопроводе перед маслоохладителем	60±5	єС	ТСМ-50М кл.д. С ГОСТ 6651-84 (0-100) БН кл.т. 0,5 (0-100)	А-511 кл.т. 0,5 (-50-100)
Температура масла в трубопроводе после маслоохладителя	50±5	єС	ТСМ-50М кл.д. С ГОСТ 6651-84 (0-100) БН кл.т. 0,5 (0-100)	А-511 кл.т. 0,5 (0-100)
Осевые сдвиги ОУП, ТНД, ТВД, нагнетателя	1,5±0,5 0,15±0,05	кгс/см2 МПа	ЭКМ1У кл.т.1,5 (0ч10) (0ч1,0)
Скорость вращения роторов	4800±200	об/мин	Тахометр 435.155.009 кл.т.1,0 (0-600) «Турбина» кл.т. (0-600)	А-501 кл.т.1,0 (0-600)
Давление газа после кр №12	15±1 1,5±0,1	кгс/см2 МПа	ЭКМ1У кл.т.1,5 (0ч25) (0ч2,5)
Давление газа на турбоде-тандере после кр №11	15±1 1,5±0,1	кгс/см2 МПа	ЭКМ1У кл.т.1,5 (0ч25) (0ч2,5)
Давление воздуха перед камерой сгорания	0,005±0,001	кгс/см2	ДТ-250-21 (0,0025-0,25) кл.т. 1,0
Давление воздуха после СК	3±0,5 0,3±0,05	кгс/см2 МПа	МТИ кл.т.0,6 (0ч6) (0ч0,6)
Давление продуктов сгорания перед ТВД	3±0,5 0,3±0,05	кгс/см2 МПа	МП4У2 кл.т.1,5 (0ч4) (0ч0,4)
Давление масла после импеллера	9±1 0,9±0,1	кгс/см2 МПа	МОШ 160 кл.т. 1,5 (0ч16) (0ч16)
Давление масла на смазку подшипников нагнетателя	3±1 0,3±0,1	кгс/см2 МПа	ЭКМ1У кл.т.1,5 (0ч1,0) (0ч10)
Давление газа перед нагнетателем	52±5 5,2±0,5	кгс/см2 МПа	(0ч100) МТ100Р кл.т. 0,5 (0ч10,0) БН кл.т. 0,5 (0ч100)	А-511 кл.т. 0,5 (0ч100)
Давление газа после нагнетателя	70±5 7,0±0,5	кгс/см2 МПа	(0ч100) (0ч10) МТ100Р кл.т. 0,5 БН кл.т.0,5 (0-100)	А-511 кл.т. 0,5 (0ч100)
Перепад давления газа на кр. №1	2±1 0,2±0,1	кгс/см2 МПа	СПД 10/120г кл.т. 2,0 (1ч6,3)
Перепад давления в масло- проводе высокого давления в полости нагнетателя	3±0,5 0,3±0,05	кгс/см2 МПа	СПД 10/120г кл.т. 2,0 (1ч6,3)	А-542 кл.т. 0,5 (0-6,3)
Давление масла высокого давления	54±5 5,4±0,5	кгс/см2 МПа	ВЭ 16РБ кл.т. 1,5; (0-100)
Давление масла перед маслоохлаждением	6±1 0,6±0,1	кгс/см2 МПа	МТП160кл.т.1,5 (0ч10)
Давление масла на смазку подшипников турбины	1,5±0,2 0,15±0,02	кгс/см2 МПа	ЭКМ1У кл.т.1,5 (0ч2,5)
Давление масла перед клапаном	12±1 1,2±0,1	кгс/см2 МПа	МТП160 кл.т. 1,5 (0ч16)
Давление масла после инжектора	1,0±0,2 0,1±0,02	кгс/см2 МПа	МОШ160 кл.т.1,5 (0ч16)
Давление масла после газомаслянного насоса	1,1±0,2 11±2	кгс/см2 МПа	ЭКМ1У кл.т.1,5 (0ч25) кгс/см2
Давление проточного воздуха	0,1±0,02 1,0±0,2	кгс/см2 МПа	МТП160кл.т.1,5 (0ч2,5)
Давление воздуха предельной защиты	1,45±0,1 0,145±0,01	кг/см2 МПА	ЭКМ1Укл.т.1,5 (0ч2,5)
Давление воздуха постоянного давления	1,4±0,05 0,14±0,005	кгс/см2 МПа	МТП160 кл.т.1,5 (0ч2,5)
Давление воздуху в цеховом коллекторе	0,25±0,05 2,5±0,5	кгс/см2 МПа	ЭКМ1У кл.т.1,5 (0ч10)
Температура газа на выходе нагнетателя	30±5	єС	ТСМ-50М кл.д. С (0-100) БН кл.т. 0,5 (0-100)	А-511 кл.т. 0,5 (0-100)
Контроль содержания СН в воздухе	(0ч1,0) ±0,003	%	ДМГ2-45 (0ч1,5)% кл.т. 0,2	ГАЗ1М (0ч1,5)% кл.т. 0,2
Расход топливного газа	4730	м 3/2	ДМ3585М (0ч5000) Кл.т. 1,5 ?Р=0,4 кгс/см2 ДК25-80 Dс.у.= 40мм	А-511 кл.т. 0,5 (0ч5000)

2.3 ИЗМЕРЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ

Для измерения температуры вкладышей подшипников, масла и воздуха используются термопреобразователи сопротивления. В этих датчиках использовано свойство проводника, из которого изготовлен чувствительный элемент, изменять свое сопротивление в зависимости от температуры. Сопротивление измеряется вторичным прибором, где преобразуется в аналоговый сигнал электрического тока или в перемещение указателя прибора.

Термопреобразователи сопротивления различаются по типу чувствительного элемента (медные или платиновые), по конструктивному исполнению, инертности и некоторым другим характеристикам. Термопреобразователи типа ТСП-5071 и ТСМ-5071 используются на ГПА для контроля температуры жидких и газообразных сред.

Инертность термопреобразователей такого типа лежит в пределах 20-40 с. В подшипниках агрегата устанавливаются преобразователи типа ТСП-309, ТСМ-6095 или миниатюрные типа ТСП-410 и ТСМ-410, имеющие наружный диаметр 5 мм. В каждом опорном подшипнике установлено два термопреобразователя, а в каждом упорном - четыре (два в установочных колодках и два в рабочих). Благодаря установке термопреобразователей в непосредственной близости от рабочих поверхностей подшипников и их малой инерционности, измерение и защита осуществляются с большой точностью и быстродействием. В установке А-705-15-03 для каждого преобразователя предусмотрен отдельный канал измерения и защиты с формированием двух специальных сигналов по температуре - предупреждающего и аварийного.

К числу важнейших параметров, по которым судят о режиме агрегата, относится температура продуктов сгорания. Измерение этого параметра и защита от превышения температуры производятся с помощью преобразователей термоэлектрических (термопар). Принцип действия термопар основан на явлении возникновения в контуре, составленном из двух различных проводников, электродвижущей силы (ЭДС), пропорциональной разности температуры холодного и горячего спаев проводников.

Проводники, составляющие термопару - термоэлектроды, соединены на одном конце, а место соединения - горячий спай - помещается в торцевой части корпуса термопары. Конструкция горячего спая определяет инертность термопары. Торцевая часть корпуса изготавливается тонкостенной и заполняется теплопроводным сплавом, например серебряным припоем, что обеспечивает хороший тепловой контакт между корпусом термопары и ее горячим спаем.

Для измерения температуры продуктов сгорания в агрегате ГТК-10-4 применяются малоинерционные хромель-алюмелевые термопары ТХА-280М. Они измеряют температуру продуктов сгорания после ТНД. Для получения температуры перед ТВД производится пересчет в специальном вычислительном устройстве установки А-705-15-03. В выхлопном патрубке ГТУ установлено равномерно по окружности восемь сдвоенных термопар.

Для измерения температуры воздуха до и после регенератора применяются термопары ТХА-0806. Эти термопары обладают большей инерцией, что в данном мес-те не имеет значения, зато отличаются надежностью и долговечностью.

Для автоматического двухпозиционного регулирования температуры путем замыкания и размыкания контактов электрической цепи при изменении температуры контролируемой среды выше или ниже заданных настройкой пределов используются датчики-реле температуры ТР-ОМ5. Для измерения температуры масла применяется термометр манометрический, показывающий, сигнализирующий, электроконтактный - типа ТПП-СК.

Таблица 2. Измерение температуры

Контролируемый параметр	Номинальное значение	Единица измерения
1	2	3
Температура продуктов сгорания в трубопроводах после ТНД к регенераторам №1,2	480±10	єС
Температура подшипников ОК, ТВД, ТНД, нагнетателя	70±10	єС
Температура масла в трубопроводе перед маслоохладителем	60±5	єС
Температура воздуха перед регенераторами	150±10	єС

2.4 ИЗМЕРЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ

Измерение давлений и перепада давлений производится манометрами и дифманометрами, которые устанавливаются на щите вблизи агрегата или по месту.

Для измерения перепада давления на сетке датчика образования льда используется сильфонный дифманометр типа ДСП-778-Н. Принцип действия сильфонного блока основан на зависимости между измеряемым перепадом давления и упругой деформацией винтовых цилиндрических пружин сильфона. Датчик образования льда представляет собой сетку, встроенную в инжектор. Инжектор установлен на наружной стороне камеры воздухоочистительного устройства после пылеулавливающих сеток. К инжектору подводится сжатый воздух из осевого компрессора, который, расширяясь, подсасывает воздух из камеры фильтров. При условиях, благоприятствующих образованию льда на лопатках входного направляющего аппарата осевого компрессора, на сетке датчика образуется лед, что сопровождается увеличением перепада давлений на сетке, который фиксируется дифманометром.

Подается предупредительный сигнал, что необходимо включить систему обогрева.

Для дистанционного измерения перепада давлений газа на конфузоре нагнетателя, преобразования его в электрический сигнал и передачи сигнала на вторичный прибор используется дифманометр мембранный типа ДМ.

Для контроля перепада давлений газа на кране 1, «масло-газ» в системе уплотнения нагнетателя, масла на фильтрах тонкой очистки и воздуха на фильтрах в системе регулирования используется реле давления дифференциальное типа РДД-1. Основная за- дача реле - выдать электрический сигнал при достижении установленного значения. Пределы настройки разности давлений, при которой срабатывает реле, от 0,03 до 0,63 МПа. Статическое давление рабочей среды не более 8,8 МПа.

Степень разрежения перед осевым компрессором определяется с помощью датчика тяги ДТ-250, принцип действия которого основан на уравновешивании силы, создаваемой разрежением контролируемой среды на чувствительный элемент (мембрану), силами упругих деформаций винтовой пружины. Датчик изготавливается с зоной нечувствительности, направленной в сторону повышения (относительно уставки) разрежения контролируемой среды. Установка производится по шкале датчика или по контрольному манометру при прямом срабатывании микропереключателя.

Защита по осевому сдвигу осуществляется с помощью двух электроконтактных манометров (осевой сдвиг ТНД - одним манометром), нормально разомкнутые контакты которых запараллелены и замыкаются в зависимости от направления смещения. Смевала и увеличение давления при уменьшении зазора более заметны, чем уменьшение давления при увеличении зазора.

Для непрерывного преобразования давлений газа на входе и выходе нагнетателя в пропорциональный электрический сигнал используются взрывозащищенные манометры типа МП с выходным электрическим аналоговым сигналом 0-20 мА постоянного тока. Датчики построены на принципе электрической силовой компенсации и состоят из трех унифицированных блоков: измерительного блока, электросилового преобразователя и полупроводникового усилителя.

Для непрерывной выдачи информации о давлении масла смазки в виде унифицированного сигнала - взаимной индуктивности 010 мГ - используется манометр типа МЭД. Принцип действия датчика основан на деформации манометрической пружины при наличии избыточного давления.

Для контроля давления и перепадов давления используются также преобразователи тензорезисторные взрывозащищенные типа «Сапфир». Они обеспечивают непрерывное преобразование давления (избыточного или абсолютного) и разности давлений в унифицированный выходной сигнал 0-20 мА. Преобразователи состоят из двух функциональных устройств: первичного преобразователя, блока питания и защиты.

Принцип действия преобразователя основан на использовании тензоэффекта в полупроводниках. Воздействие измеряемого параметра вызывает изменение сопротивления тензорезисторов, нанесенных на чувствительный элемент тензомодуля, который размещен внутри измерительного блока первичного преобразователя. Это изменение сопротивления тензорезисторов преобразуется с помощью встроенного электронного устройства в пропорциональный токовый выходной сигнал первичного преобразователя. Указанный выходной сигнал преобразуется в унифицированный токовый сигнал 0-20 мА.

Таблица 3

Измерение давления

Контролируемый параметр	Номинальное значение	Единица измерения
Давление газа после кр №12	15±1 1,5±0,1	кгс/см2 МПа
Давление продуктов сгорания перед ТВД	3±0,5 0,3±0,05	кгс/см2 МПа
Давление газа перед нагнетателем	52±5 5,2±0,5	кгс/см2 МПа
Давление масла перед маслоохлаждением	6±1 0,6±0,1	кгс/см2 МПа
Давление воздуха предельной защиты	1,45±0,1 0,145±0,01	кг/см2 МПА

3. ИССЛЕДОВАНИЕ МЕТРОЛОГИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК НА СООТВЕТСТВИЕ ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫМ ТРЕБОВАНИЯМ

3.1 МЕТРОЛОГИЧЕСКАЯ ЭКСПЕРТИЗА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ

Метрологическая экспертиза - это анализ и оценка технических решений по выбору параметров, подлежащих измерению, установлению норм точности и обеспечению методами и средствами измерений процессов разработки, изготовления, испытания, эксплуатации и ремонта изделий.

Во всех проверяемых документах устанавливают правильность формы записи из- меряемых параметров. Каждый нормируемый параметр может быть задан либо номинальным значением с допускаемыми отклонениями, либо предельными значениями, либо максимальным или минимальным значениями. Предпочтительной формой является первая. В двух других случаях эксперт должен требовать указания допускаемой погрешности измерений. При этом если ограничено максимальное значение, то измеряемая величина не должна превышать заданное значение за вычетом погрешности измерений; если же ограничено минимальное значение, то суммируемая величина не должна быть менее суммы заданного значения величины и неопределенности измерений.

К числу основных задач метрологической экспертизы технической документации в соответствии с МИ 2267-93 относятся:

· определение оптимальности номенклатуры измеряемых параметров при контроле с целью обеспечения эффективности и достоверности контроля качества и взаимозаменяемости;

· оценка обеспечения конструкцией изделия возможности контроля необходимых параметров в процессе изготовления, испытания, эксплуатации и ремонта изделий;

· установление соответствия показателей точности измерений, требованиям эффективности и достоверности контроля и взаимозаменяемости;

· установление соответствия показателей точности измерений требованиям обеспечения оптимальных режимов технологических процессов;

· установление полноты и правильности требований к средствам измерений и методикам выполнения измерений;

· оценка правильности выбора средств измерений и методик выполнения измерений;

· выявление возможности преимущественного применения унифицированных, автоматизированных средств измерений, обеспечивающих получение заданной точности измерений, необходимой производительности;

· оценка обеспечения применяемыми средствами измерений минимальной трудоемкости и себестоимости контрольных операций при заданной точности;

· установление преимущественного применения стандартных или наличие аттестованных методик выполнения измерений;

· оценка соответствия производительности средств измерений производительности технологического оборудования;

· определение целесообразности обработки на ЭВМ результатов измерений, наличие стандартных или специальных программ обработки и соответствия требованиям, предъявляемым к обработке результатов измерений, а так же к формам предоставления результатов измерений, контроля испытаний;

· установление правильности наименований и обозначения физических величин и их единиц;

· установление правильности указаний по организации и проведению измерений для обеспечения безопасности труда.

Одна из основных и важнейших задач метрологической экспертизы техдокументации установление оптимальности номенклатуры контролируемых параметров, которые основаны на выборе критериев оптимизации и решается совместно с разработчиком документации.

В связи с переходом на международную систему единиц (SI) важной задачей является установление правильности наименований и обозначений Физических величин и их единиц.

Задачей метрологической экспертизы является так же проверка правильности указаний по проведению измерений для обеспечения безопасности труда.

Для проведения метрологической экспертизы необходимы следующие нормативные документы:

· основополагающие документы ГСИ;

· стандарты ГСИ и других систем, относящихся к разрабатываемой документации;

· стандарты на методы контроля и испытаний;

· справочные материалы, относящиеся к разрабатываемой продукции.

При проведении экспертизы могут использоваться автоматизированные базы данных о метрологических характеристиках СИ, об эталонах, каталоги выпускаемых приборов, автоматизированные системы расчета суммарных неопределенностей измеряемых параметров.

В документации должны быть заложены требования к точности измерения. Для наиболее ответственных параметров:

- оценка правильности выбора СИ проводится по характеристикам;

- возможность использования СИ в заданных производственных условиях;

- трудоемкость и себестоимость измерительных операций и метрологического обслуживания.

В ходе проведения метрологической экспертизы была рассмотрена следующая документация:

- «Газотурбинная установка ГТК-10-4. Описание и условия эксплуатации. Производственное объединение «Невский завод» им. В.И. Ленина. Научно-исследовательский конструкторско-технологический институт по турбокомпрессостроению»;

- 194 ИЭ «Газоперекачивающий агрегат с газотурбинным приводом типа ГТК-10-4. Инструкция по эксплуатации»;

- Правила технической эксплуатации компрессорных цехов с газотурбинным приводом - М., Оргэнергогаз,1976;

- 0.325 ТО «Установка централизованного контроля и управления газоперекачивающими агрегатами А-705-15-03. Техническое описание и условия эксплуатации»;

- ИО 3.115-79 «Контроль за работой газотурбинных установок ГТК-10-4 по температуре газов за турбиной»;

- РМГ 63-2003 «Обеспечение эффективности измерений при управлении технологическими процессами. Метрологическая экспертиза технической документации»;

- ГОСТ Р 8.596-2002 «Метрологическое обеспечение измерительных систем»;

- МИ 2267-93 «Обеспечение эффективности измерений при управлении технологическими процессами. Метрологическая экспертиза технической документации»;

- ISO 10012 «Системы управления измерениями-Требования к процессам измерения и измерительному оборудованию».

3.2 ОБОСНОВАНИЕ ТОЧНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ

Следует заметить, что контроль данных параметров необходим для нормального функционирования и безаварийной работы газоперекачивающего агрегата ГТК-10-4.

Докажем, что контроль данных параметров необходим:

Температура подшипников ГТК (70±10)єС зависит от состояния трущихся частей, состояния масла, системы маслоохлаждения. При повышении t >80єС происходит остановка ГТК по аварии, так как может произойти выплавление рабочей поверхности (баббит), что приведет к разрушению конструкции турбоагрегата.

Температура воздуха на всосе осевого компрессора зависит от температуры наружного воздуха. Если не подогревать всасывающийся воздух на входном направляющем аппарате при t нагр.±5єС то велика вероятность того, что на входном направляющем аппарате и лопатках ОК будет намерзать лед, что приведет к помпажу ОК.

Температура и давление воздуха до и после регенератора влияют на нагрузку агрегата, частоту вращения валов, коэффициента передачи тепла, теплообмена. Наличие регенерации увеличивает КПД установки на всех режимах. Нормальная регенерация (70-75%) сокращает расход топлива на 18-20%.

Температура продуктов сгорания за ТНД (480±10)єС и температура газов перед турбиной 780 єС влияют на КПД установки. Резкие скачки температур или повышение сверх номинальных значений могут привести к тепловым деформациям частей турбины, в результате чего может возникнуть понижение прочности материала и его свойств, ГТК выходит из строя.

Температура масла до и после маслоохладителя контролируется в связи с тем, что при понижении ил повышении температуры сверхдопустимой утрачиваются качества, необходимые для смазки подшипников т/а и других трущихся частей, что может привести к аварии турбоагрегата.

Контроль осевых сдвигов роторов (Р<3 кгс/см) предотвращает разрушение конструкции агрегата.

Контроль за скоростью вращения валов ТВД и ТНД позволяет определить степень загрузки турбоагрегата, предотвращает работу турбоагрегата на запрещенных, техно-логическим процессам, оборотах (n<5300). Позволяет понижать или повышать обороты, тем самым менять многие параметры т/а. Соблюдать алгоритм пуска, нормального останова, аварийного останова.

Контролируя давление топливного газа после кр №12, мы предотвращаем аварийный останов т/а, а так же работу т/а на недопустимом давлении (Р_р >10/кгс/см).

Контроль давления пускового газа после кр №11 необходим, так как Р<14 кгс/см не сможет вращать турбодетандер, соответственно ОК и ТВД на необходимых по алгоритму пуска оборотах.

Контроль давления воздуха перед камерой сгорания позволяет предотвратить взрыв в камере сгорания и гарантирует вентиляцию при пуске турбоагрегата, при невыполнении команды «Запал».

Необходимое давление воздуха перед камерой сгорания позволяет достаточно охладить жаровую трубу, а так же предоставляет необходимое количество воздуха на смешивание с газом.

Контроль давления воздуха за ОК является основным параметром работы турбины. В зависимости от давления воздуха за ОК контролируется давление проточного воздуха, открытие регулирующего клапана, температура перед ТВД и после ТНД.

Контроль давления масла после импеллера необходим, так как масло после импеллера поступает в систему регулирования. Существует зависимость между давлением этого масла и подачей топлива в камеру сгорания. По давлению за импеллером можно рассчитать обороты ТНД.

Контроль давления масла на смазку подшипников нагнетателя необходим, так как при недостаточном давлении (Р<1,2 кг) недостаточен размер масляного клина между подшипником и валом нагнетателя, возможен задир баббитового слоя.

Давление газа перед и после нагнетателя контролируется для расчета степени сжатия, контроля количества перекачиваемого газа, предотвращает помпаж нагнетателя при работе в зоне запрещенных обратов на степени сжатия.

Перепад давления масло-газ очень важный параметр с точки зрения техники безопасности. Контроль за этим параметром позволяет предотвратить выброс газа в машзал, в маслоблок. Отсутствие контроля привело бы печальным последствиям.

Недостаточное давление МБД приводит к исчезновению перепада масло-газ и другим последствиям. Давление масла высокого давления должно превышать давление газа. Регулируется регулятором перепада (РПД).

Охлаждение масла в маслоохладителе важно, так как контролируемое давление (Р₁=6кгс/см²) позволяет в полной мере охлаждать весь объем масла в системе маслоснабжения.

Давление масла за ТМН (11±2 кгс/см²) позволяет подавать масло во все системы смазки турбоагрегата (т/а).

Контроль давления воздуха постоянного давления, воздуха предельной защиты, проточного воздуха, необходим, так как все эти линии входят в систему регулирования и влияют на процессы, происходящие в турнике, изменяются в связи с нагрузкой нагнетателя. С помощью этих параметров осуществляется пуск и останов т/а.

При повышении температуры на выходе нагнетателя газ разогревает изоляцию трубопровода. Контроль за этим параметром позволяет не допустить этой аварийной ситуации.

Важнейшим является контролирование загазованности в помещении нагнетателей. Установка ГАЗ 1 М позволяет своевременно обнаружить утечку газа и устранить ее.

Расход топливного газа контролируется ДМ 3585 М. Позволяет определить количество потребляемого топливного газа.

3.3 ОРГАНИЗАЦИЯ МЕТРОЛОГИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ ЗА РАБОЧИМИ СРЕДСТВАМИ ИЗМЕРЕНИЙ НА ПРЕДПРИЯТИИ

Метрологическая служба (МС) предприятия является частью МС РАО «ГАЗПРОМ». Возглавляется ведущим инженером производственного отдела и автоматизации метрологии. Создается приказом генерального директора предприятия.

Руководство деятельностью МС службы предприятия «Газпром трансгаз югорск» осуществляется ведущим инженером-метрологом производственного отдела КАиМ. Ведущий инженер-метролог по КАиМ является главным метрологом предприятия «Газпром трансгаз Югорск».

Основной задачей МС предприятия является осуществление технического и огранизационно-методического руководства работами по метрологическому обеспечению производства в подразделениях предприятия, а так же для непосредственного выполнения работ по МО.

В своей деятельности МС предприятия руководствуется стандартами и инструкциями Госстандарта, приказами и распоряжениями по предприятию, настоящих органов, а так же настоящим положением.

Метрологическая служба предприятия проводит свою работу над техническим и организационным, методическим руководством головной МС РАО «ГАЗПРОМ» - ДАО «ГАЗАВТОМАТИКА».

Ответственность за состояние метрологического обеспечения производства несет главный инженер предприятия.

Ответственность за состояние метрологического обеспечения производства несет главных инженер предприятия.

Государственный надзор за МОП, состоянием, применением средств, измерением, соблюдением метрологических правил, требований и норм, а так же за деятельностью МС предприятия, осуществляет Госстандарт и его территориальные органы.

К основным задачам МС относятся:

обеспечение единства и требуемой точности измерения, повышение уровня метрологического обеспечения, в первую очередь измерение расхода газа;

* организация и проведение калибровки и ремонта средств измерений, находящихся в эксплуатации на предприятии;

проведение метрологической аттестации методик выполнения измерений, а так же участия в аттестации средств испытания и контроля;

проведение метрологической экспертизы технических зданий, конструкторской и технологической документации и других нормативных документов;

изучение эксплуатационных свойств средств измерений, направление материалов по итогам этой работы в базовые организации МС по закрепленным видам деятельности и в организации-изготовители этих средств измерений, составление и согласование с органами Госстандарта графиков проверки СИ и обеспечения своевременного представления на поверку;

осуществление метрологического надзора и применением СИ, эталонами, применяемыми для калибровки СИ, соблюдением метрологических правил и норм, нормативных документов по обеспечению единства измерений на предприятии;

участие в установленном порядке в работе отраслевых, межотраслевых, международных комиссий по решению проблем МО.

В обязанности МС входит:

· проведение систематического анализа состояния измерений на предприятии, разработка на его основе программ совершенствования МО на планируемый период и контроль за их выполнением;

· изучение потребностей подразделений предприятия в СИ эталонах, подготовка предложений по их разработке и приобретению;

· внедрение стандартов ГСИ и других НТД, отраслевых стандартов, разработка и внедрение стандартов предприятии, регламентирующих вопросы МО;

· организация эксплуатации СИ количество и качество газа на магистральных газопроводах, газо-измерительных станциях, ГИС собственных нужд, включая вопросы комплектации и ввода в эксплуатацию строящихся ГИС;

· организация повышения квалификации специалистов лаборатории метрологии подразделений предприятия;

* участие в установлении рациональной номенклатуры измеряемых параметтров, оптимальных норм точности измерений при контроле параметров технологических параметров;

· содействие органам Госстандарта при осуществлении или Госнадзора за составлением, применением, организации поверки средств измерений, а так же за деятельностью МС предприятия, реализация их предложений и замечаний;

· выполнение расчетов экономической эффективности работ в области МО. Определение влияния этих работ на технико-экономические показатели производственной деятельности предприятия;

· ведение постоянной работы по расширению использования вычислительной техники для повышения эффективности работы МС, уменьшения рутинного труда специалистов МС;

· соблюдение правил техники безопасности и правил технической эксплуатации на объектах предприятия в соответствии с ЕСУОТ.

Права МС:

· выдавать обязательные для подразделений предприятия, предписаний и указаний по вопросам состояния и применения СИ;

· готовить предложения руководству предприятия об отмене принятых руководителями подразделений приказов, распоряжений и указаний в области МО, противоречащих Закону РФ «Об обеспечении измерений», государственным, отраслевым стандартам и стандартам предприятия;

· привлекать отделы и подразделения предприятия, так же специалистов сторонних организаций к выполнению работ по МО;

· вносить предложения руководству предприятия о поощрении специалистов МС, добиваться высоких показателей в работе, а так же в привлечении к ответственности лиц, виновных в нарушении метрологических правил и норм.

3.4 ПЕРЕЧЕНЬ СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЙ, ПОДЛЕЖАЩИХ ПОВЕРКЕ И КАЛИБРОВКИ

Парк средств измерений Комсомольской ГКС периодически согласно утвержденных графиков проходит поверку и калибровку.

Далее в табл. 4 указан парк средств измерений, подлежащих обязательно поверке и калибровке.

Таблица 4

Перечень СИ Комсомольской ГКС, подлежащих поверке и калибровке

Наименование СИ	Средства проверки, (калибровки)	НТД	МПИ (МКИ)	Вид МК, где проводится
ТХА-68 кл.д. В (0-100)єС	Установка УПСТ-2	ГОСТР 50343-92 Гост 8.338-78	1 раз в 12 мес.	Калибровка
ТСМ- 50М кл.д.С. (0-100)єС	Установка УПСТ-2	ГОСТР 50353-92 Гост 8.461-82	1 раз в 12 мес.	Поверка ПМЛ
БН-блок нормализ. кл.т. 0,5	Магазин сопротивлений МСР-60М кл.т. 0,02 Потенциометр пост.I ПП-70 кл.т. 0,05	ГОСТ 7003-74 ГОСТ 9245-68	1раз в 18 мес.	Калибровка
А-511 кл.т. 0,5	Цифровой вольтметр кл.т. 0,05 (200-2000)мВ переключатель на 8 положений.	ГОСТ 8711-78	1 раз в 12 мес.	Калибровка
А-542 кл.т. 0,5	Вольтметр универсальный. Щ1516 кл.т. 0.005 Маг. сопр. Р4831 ист.пит. Б5-47 (0-30)В Перем. резистор	ГОСТ 8711-78 ГОСТ 23737-79 ИП1 ИП2	1 раз в 12 мес.	Калибровка
А-501 кл.т. 1,0	Обр. цифр. вольтметр. пост. тока кл.т. 0.1 - не хуже (0-1) В; (0-10)В Обр. катушка сопротивл. Р331 кл.т. 0.01 Rо=1000м-1шт.	ГОСТ 8.280-78	1 раз в мес.	Калибровка
«Турбина» кл.т. 1.0 (0-6000) об/мин	Образцовый цифровой вольтметр Щ1412 кл.т. 0.1 Частотомер 43-54	1 раз в 24 мес.		Калибровочная лаборатория
ГАЗ 1 М	Образцовый цифровой вольтметр, поверочная газовая смесь	1 раз в 12 мес.		ПМЛ поверка
ДМ 3583	Напоромер НМП	1 раз в 18 мес.	МИ 333-83	Калибровочная лаборатория
ДК 25-80	Микрометр МК Штангенциркуль ШЦ 11	1 раз в 12 мес.		ПМЛ поверка
МТ 100	Манометр грузопоршневой МП-600 (10-600) кгс/см2 Милливольтметр универсальный	1 раз в 12 мес.	МИ 1997-89	Калибровочная лаборатория
МОШ 160	Комплект манометров МП-6;МП-60;МП-600; МО11202	1 раз в 12 мес.	МИ 2102-90	Калибровочная лаборатория
МТП 160	Комплект манометров МП-6;МП-60;МП-600; МО 11202	1 раз в 12 мес.	МИ 2102-90	Калибровочная лаборатория
ЭКМ 1 У	Комплект манометров МП-6;МП-60;МП-600; МО 11202	1 раз в 12 мес.	МИ 2145-91	Калибровочная лаборатория
ВЭ 16 Рб	Комплект манометров МП-6;МП-60;МП-600; МО 11202	1 раз в 12 мес.	МИ 2145-91	Калибровочная лаборатория
МТИ	Комплект манометров МП-6;МП-60;МП-600; МО 11202	1 раз в 12 мес.	МИ 2102-90	Калибровочная лаборатория
МО	Комплект манометров МП-6;МП-60;МП-600; МО 11202	1 раз в 12 мес.	МИ 2145-91	ПМЛ поверка

3.5 ОЦЕНКА ПРАВИЛЬНОСТИ ВЫБРА СИ

При выборе СИ для контроля техпроцесса необходимо учитывать совокупность их метрологических и экономических показателей, причем точность СИ должна быть достаточно высокой по сравнению с требуемой точностью измерения контролируемого параметра.