Предприятие ООО “ЭСКО КОНВЕРТОР” УТВЕРЖДАЮ: УТВЕРЖДАЮ: От Заказчика: От Исполнителя: Директор ООО “ЭСКО КОНВЕРТОР” ________________Максимов И.Ф. ___________________________ “____”_____________________201__ г. “____”_____________________201__г. Котельная «НБП» по адресу: Свердловская область, г. Березовский, ул.Чапаева, 39/42 Рабочая документация Измерительный комплекс коммерческого учета расхода природного газа 1606 - УКУГ ЗАРЕГИСТРИРОВАНО: Заместитель Генерального директора – главный инженер ОАО «Газпром газораспределение Екатеринбург» СОГЛАСОВАНО: ________________________________ __________________________ Смирнов С.Б. ________________________________ _____________________________________ “_____”__________________201__ г. “_____”__________________201__ г. Екатеринбург 2016 Предприятие ООО “ЭСКО КОНВЕРТОР” УТВЕРЖДАЮ: УТВЕРЖДАЮ: От Заказчика: От Исполнителя: Директор ООО “ЭСКО КОНВЕРТОР” ________________Максимов И.Ф. ___________________________ “____”_____________________201__ г. “____”_____________________201__г. Котельная «НБП» по адресу: Свердловская область, г. Березовский, ул.Чапаева, 39/42 ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ На выполнение проектных работ измерительного комплекса коммерческого учета расхода природного газа 1606 - ТЗ ЗАРЕГИСТРИРОВАНО: Заместитель Генерального директора – главный инженер ОАО «Газпром газораспределение Екатеринбург» СОГЛАСОВАНО: ________________________________ __________________________ Смирнов С.Б ________________________________ _____________________________________ “_____”__________________201__ г. “_____”__________________201__ г. Екатеринбург 2016 Техническое задание 1606 – ТЗ 2 СОДЕРЖАНИЕ 1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ ........................................................................................................................................ 3 1.1. НАИМЕНОВАНИЕ СИСТЕМЫ................................................................................................................................. 3 1.2. СВЕДЕНИЯ О ПОТРЕБИТЕЛЕ, ОРГАНИЗАЦИИ ВЫПОЛНЯЮЩЕЙ РАБОТЫ ПО УКУГ И СНАБЖАЮЩЕЙ ОРГАНИЗАЦИИ ..................................................................................................................................................... 3 1.3. ПЕРЕЧЕНЬ ДОКУМЕНТОВ, НА ОСНОВАНИИ КОТОРОЙ СОЗДАЕТСЯ СИСТЕМА ................................................ 3 2. НАЗНАЧЕНИЕ И ЦЕЛЬ ВНЕДРЕНИЯ УКУГ ........................................................................................... 3 3. ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМЫ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ ........................................................................ 4 4. ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ ................................................................................................................... 4 4.1. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ..................................................................................................................................... 4 4.2. ТРЕБОВАНИЯ К ФУНКЦИЯМ ....................................................................................................................... 4 4.3. ТРЕБОВАНИЯ К МЕТРОЛОГИЧЕСКОМУ ОБЕСПЕЧЕНИЮ ................................................................. 5 4.4. ТРЕБОВАНИЯ К МЕТРОЛОГИЧЕСКИМ ХАРАКТЕРИСТИКАМ ......................................................... 5 4.5. ТРЕБОВАНИЯ К НАДЕЖНОСТИ .................................................................................................................. 5 4.6. ТРЕБОВАНИЯ К МОНТАЖУ .......................................................................................................................... 6 4.7. ТРЕБОВАНИЯ К РАЗМЕЩЕНИЮ ................................................................................................................. 6 4.8. ТРЕБОВАНИЯ К ЗАЩИТЕ ОТ НЕСАНКЦИОНИРОВАННОГО ДОСТУПА........................................ 6 4.9. ДОПУСК В ЭКСПЛУАТАЦИЮ УЗЛА УЧЕТА............................................................................................ 6 5. СОСТАВ УЗЛА УЧЕТА .................................................................................................................................... 6 Техническое задание 1606 – ТЗ 3 1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ 1.1. Наименование системы Создаваемая система имеет наименование «Котельная «НБП» по адресу: Свердловская область, г. Березовский, ул. Чапаева 39/42. Измерительный комплекс коммерческого учета расхода природного газа». В дальнейшем в тексте настоящего технического задания вышеназванная система будет именоваться УКУГ. 1.2. Сведения о потребителе, организации выполняющей работы по УКУГ и снабжающей организации 1.2.1. Снабжающая организация: ОАО «Газпром газораспределение Екатеринбург», г.Екатеринбург, ул. Малышева, 4а. 1.2.2. Потребитель газа: Котельная «НБП» по адресу: Свердловская область, г. Березовский, ул. Чапаева 39/42. 1.2.3. Организация, выполняющая работы по УКУГ: ООО «ЭСКО КОНВЕРТОР». 1.3. Перечень документов, на основании которой создается система Техусловия № ТУик-2016/007-Б2 от «29» февраля 2016г. выданные ОАО «Газпром газораспределение Екатеринбург»; Техзадание на проектирование; Закон РФ "Об обеспечении единства средств измерений" № 102-ФЗ от 26.06.2008г. (с изменениями на 13 июля 2015 г.); "Правила учета газа", № 961 от 30.12.2013г. (с изменениями на 26 декабря 2014 г.); “Правила пользования газом и предоставления услуг по газоснабжению в РФ”, ПП РФ № 317 от 17.05.2002г. (с изменениями на 30 марта 2015 г.); ГОСТ Р 8.740-2011 «РАСХОД И КОЛИЧЕСТВО ГАЗА Методика измерений с помощью турбинных, ротационных и вихревых расходомеров и счетчиков»; ГОСТ Р 8.741-2011 «Объем природного газа. Общие требования к методикам измерений»; СНиП 42-01-2002 «Газораспределительные системы» Инструкции заводов-изготовителей на приборы учета и контроля. 2. НАЗНАЧЕНИЕ И ЦЕЛЬ ВНЕДРЕНИЯ УКУГ организация коммерческого учета расхода природного газа с применением современного оборудования; осуществление взаимных финансовых расчетов между поставщиком и потребителем природного газа по показаниям приборов; обеспечение достоверности, полноты, надежности и оперативности получения информации о режимах работы системы газоснабжения; контроль за рациональным использованием природного газа; документирование параметров газа: количества, расхода, температуры, давления и перепада давления на счетчике. Техническое задание 1606 – ТЗ 4 3. ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМЫ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ Газ на котельную «НБП» БМУП «Березовские тепловые сети» поступает по наружному газопроводу Ду150 среднего давления Ризб=0,3МПа (см. раздел 1606-ГСН). Далее газопровод поднимается до антресоли (отм. +12,150 пристроя, литер А1) и подводится к ГРУ-16-2Н-У1 и далее на котлы (см. раздел 1606-ГСВ). Параметры оборудования потребляющего газ приведены в таблице 1. Наименование Таблица 1. Расход газа на единицу оборудования Кол-во Водогрейный котел ПТВМ-30М от 852 до 2907 ст. м3/ч 2шт Так как режим работы оборудования сезонный и периодический, расчетный расход газа принят по режимным картам и с учетом одновременности работы оборудования. Максимальный расход газа рассчитан при работе всех горелок котлов на максимальной мощности и с учетом периодичности работы. Минимальный расход газа на котельную рассчитан при работе одного котла на минимальной мощности. Диапазон потребления природного газа приведен в таблице 2. Таблица 2. Значение параметра от 852 до 5814 ст. м3/ч Наименование параметра Диапазон расхода газа Температура газа по ТУ от минус 20 до 25 0С Избыточное давление газа 0,3 МПа Плотность в ст.у. по ТУ от 0,680 до 0,695 кг/м3 Содержание азота по ТУ от 1,09 до 1,24 % Содержание СО2 по ТУ от 0,1 до 0,139 % Барометрическое давление по ТУ от 740 до 770 мм рт.ст. Температура окр. среды от 5 до 35 0С Граница балансовой принадлежности и эксплуатационной ответственности сторон проходит по ответному фланцу отсечной задвижки на наружном газопроводе в месте врезки. 4. ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ 4.1. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ 4.1.1. При определении размерности единицы измерения; - давление - температура - количество - расход рабочий - плотность - расход скорректированный - время физических величин приняты следующие - МПа, - 0С, - ст.м3, - м3/ч, - кг/м3, - ст.м3/ч, - час. Техническое задание 1606 – ТЗ 5 4.1.2. Коммерческий учет должен осуществляться по единому измерительному комплексу. 4.2. ТРЕБОВАНИЯ К ФУНКЦИЯМ 4.2.1. В состав измерительного комплекса включить следующие средства измерения: - счетчик газа; - преобразователь давления; - преобразователь температуры газа; - преобразователь температуры окружающего воздуха; - преобразователь перепада давления на счетчике газа; - вычислитель. 4.2.2. Вычислитель с помощью средств измерения должен производить: - измерение расхода и объема газа при рабочих условиях, м3; - измерение абсолютного давления, МПа; - измерение температуры газа, град; - измерение перепада давления на счетчике, кПа; - измерение температуры окружающего воздуха, град; - вычисление расхода и количества газа, приведенных к стандартным условиям; - вычисление средних значений давления, температур и перепада; - показание измеренных и вычисленных параметров на дисплее; - ведение календаря и времени суток; - учет времени работы и отказов. Значения рабочих и стандартных объемов, а также средних значений давления, температуры и перепада должны архивироваться в часовых, суточных и месячных архивах. 4.2.3. Вычислитель должен быть оснащен устройством хранения информации и считывающим устройством. 4.2.4. Архивные и оперативные параметры должны передаваться на диспетчерский пункт поставщика газа. 4.3. ТРЕБОВАНИЯ К МЕТРОЛОГИЧЕСКОМУ ОБЕСПЕЧЕНИЮ Измерительный комплекс должен быть оборудован средствами зарегистрированными в Государственном реестре средств измерений. измерения, Для учета должны применяться средства измерения, прошедшие государственную метрологическую аттестацию. Остаточный срок действия поверительных клейм на момент сдачи УКУГ должен быть не менее половины межповерочного интервала средств измерения. Каждый прибор измерительного комплекса должен проходить поверку с периодичностью, указанной в паспортах на приборы и согласованной с Госстандартом РФ. 4.4. ТРЕБОВАНИЯ К МЕТРОЛОГИЧЕСКИМ ХАРАКТЕРИСТИКАМ Измерительный комплекс учета газа должен обеспечивать измерение количества полученного газа, приведенного к стандартным условиям, с относительной погрешностью не более +4,0 %. Техническое задание 1606 – ТЗ 6 4.5. ТРЕБОВАНИЯ К НАДЕЖНОСТИ УКУГ должен работать в реальном масштабе функционировании. времени при круглосуточном При отключении от питающей электрической сети его архивная информация должна сохраняться без искажений. Количественные показатели надежности должны быть : средняя наработка на отказ не менее 25000 часов; средний срок службы не менее 10 лет. 4.6. ТРЕБОВАНИЯ К МОНТАЖУ Монтаж приборов УКУГ производить в соответствии с проектом и инструкциями заводов-изготовителей. При монтаже обеспечить свободный и безопасный доступ ко всем элементам измерительного комплекса. Ремонтные и профилактические технологического оборудования. работы должны совмещаться с ремонтом На время технического обслуживания и ремонта, предусмотреть катушку на место счетчика газа. Проектирование, монтаж, наладка и сервисное обслуживание приборов УКУГ должны выполняться специалистами, обученными в данной области деятельности. Проектирование, монтаж, наладка и сервисное обслуживание участка газопровода, на который устанавливается измерительный комплекс должны выполняться организацией имеющей специальный допуск к данным видам работ. 4.7. ТРЕБОВАНИЯ К РАЗМЕЩЕНИЮ Счетчик газа турбинный TRZ-G1000 с диапазоном(1:20) на Ду150, датчик абсолютного давления «Метран-150ТА2(0,6)МПа», термопреобразователь сопротивления платиновый ТПТ1-3 и датчик перепада установить на горизонтальном участке газопровода среднего давления на антресоли (отм. +12,150 пристроя, литер А1) до узла редуцирования (до ГРУ). Вычислитель, блок питания, GSM-модем в щите учета установить на стене рядом с датчиками, на высоте h1,7м. 4.8. ТРЕБОВАНИЯ К ЗАЩИТЕ ОТ НЕСАНКЦИОНИРОВАННОГО ДОСТУПА Приборы УКУГ должны быть защищены от несанкционированного вмешательства в их работу, нарушающего достоверный учет и регистрацию параметров газа. 4.9. ДОПУСК В ЭКСПЛУАТАЦИЮ УЗЛА УЧЕТА До ввода в эксплуатацию узла учёта Заказчик назначает ответственных лиц за его эксплуатацию. Эксплуатационный персонал проходит необходимое обучение и имеет необходимую квалификацию и группу по ТБ в соответствии с требованиями действующих «Правил …». Допуск в эксплуатацию узла учета газа должен производится в присутствии представителя ОАО «Газпром газораспределение Екатеринбург» и оформляться актом. После допуска узла учета газа в эксплуатацию проектная и исполнительная документация сдается Заказчику. Техническое задание 1606 – ТЗ 7 5. СОСТАВ УКУГ 1) Счетчик газа турбинный TRZ-G1000, Ду150 1шт. № Госреестра 31141-13 Диапазон расходов счетчика (1:20) от 80 до 1600 м3/ч Допускаемая относительная погрешность не превышает: в диапазоне расходов от Qmin до 0,1Qmax +2,0 % в диапазоне расходов от 0,1Qmax до Qmax +1,0 % Предельное давление измеряемой среды 1,6 МПа Температура измеряемой среды от минус 30 до 60 0С 2) Датчик абсолютного давления «Метран-150ТА2» № Госреестра 32854-13 диапазон измерения Допускаемая приведенная погрешность Температура измеряемой и окружающей среды 3) Термопреобразователь сопротивления ТПТ-1-3 № Госреестра 46155-10 диапазон измерения НСХ Класс допуска по ГОСТ 6651-94 W 4) Контроллер ТЭКОН-19 № Госреестра 61953-15 Температура окружающего воздуха относительная погрешность: 1шт. от 0 до 0,6 МПа +0,075 % от минус 40 до 85 0С 1шт. от минус 100 до 300 0С 100П А 1,391 1шт. от минус 10 до 50 0С из таблицы 5 описания типа 5) Контроллер GSM/GPRS К-105 1шт. 6) Регистратор информации РИ-97 1шт. 7) Датчик перепада давления «Метран-150CD1» № Госреестра 32854-13 диапазон измерения суммарная погрешность измерения Температура измеряемой и окружающей среды 1шт. 8) Термопреобразователь сопротивления ТПТ-4-2 № Госреестра 46155-10 диапазон измерения НСХ Класс допуска по ГОСТ 6651-94 W от 0 до 6,3 кПа +0,1 % от минус 40 до 85 0С 1шт. от минус 50 до 100 0С 100П В 1,391 Ведомость рабочих чертежей основного комплекта 1606 – УКУГ Лист 1.1…1.7 Наименование Примечание Общие данные. 2 Схема автоматизации. 3 Схема участка газопровода. 4 Схемы электрические принципиальные. 5 Схемы электрические подключения и соединения. 6.1…6.8 Чертежи расположения оборудования. План расположения с трассами проводок. 7 Технические решения, принятые в проекте, соответствуют требованиям экологических, санитарно-гигиенических, противопожарных и других норм, действующих на территории Российской Федерации, и обеспечивают безопасную для здоровья людей эксплуатацию объекта при соблюдении предусмотренных проектом мероприятий. Главный инженер проекта И.Ф. Максимов директор ЗАО «Конвертор» 1606 – УКУГ Изм. Кол.уч Лист № док Подп. Дата Котельная «НБП» по адресу: Свердловская область, г.Березовский, ул. Чапаева, 39/42 Максимов Измерительный комплекс коммерческого учета расхода природного газа Проверил Максимов Общие данные Разработ. Михайлов ГИП Н.контр. Стадия Лист Р 1.1 Листов ООО «ЭСКО «Конвертор» г. Екатеринбург Ведомость ссылочных и прилагаемых документов Обозначение Наименование Примечание Ссылочные документы №102-ФЗ от 26.06.2008г. (с изменениями на 13.07.2015 г.) №961, от 30.12.2013г. (с изменениями на 26.12.2014 г.) ПП РФ №317 от 17.05.02г. (с изменениями на 30.03.2015 г.) ПП РФ №870 от 29.10.2010г. приказ Ростехнадзора №542 от 15.11.2013г. СП 62.13330.2011 (СНиП 42-01-2002) ГОСТ Р 8.740 ― 2011 ГОСТ Р 8.741 ― 2011 Т.10.00.60 РЭ ЛГТИ.407221.007 РЭ СПГК.5225.000.00 РЭ ГОСТ 6651-2009 Закон РФ «Об обеспечении единства средств измерений» «Правила учета газа» «Правила пользования газом и предоставления услуг по газоснабжению в РФ» Технический регламент о безопасности сетей газораспределения и газопотребления Правила безопасности сетей газораспределения и газопотребления Газораспределительные системы. Актуализированная редакция. РАСХОД И КОЛИЧЕСТВО ГАЗА Методика измерений с помощью турбинных, ротационных и вихревых расходомеров и счетчиков ОБЪЕМ ПРИРОДНОГО ГАЗА Общие требования к методикам измерений Преобразователи расчетно-измерительные «ТЭКОН 19». Руководство по эксплуатации. Счетчик газа турбинный TRZ. Руководство по эксплуатации. Датчики давления «Метран-150». Руководство по эксплуатации. «Государственная система обеспечения единства измерений. Термопреобразователи сопротивления из платины, меди и никеля. Общие технические требования и методы испытаний» Прилагаемые документы № ТУик-2016/007-Б2 от 29.02.2016г № 61953-15 Госреестра СИ Технические условия ОАО «Газпром газораспределение Екатеринбург» Преобразователи расчетно-измерительные «ТЭКОН-19». Описание типа средства измерения к сертификату Госстандарта РФ. Разработанные для данного проекта 1606-УКУГ.С Спецификация оборудования, на 2 листах Расчет перепада давления на счетчике Карты программирования контроллера «ТЭКОН-19» Расчет неопределенности комплекта приборов узла учета природного газа Лист 1606 - УКУГ Изм. Кол.уч Лист № док Подп. Дата 1.2 Общие данные Рабочий проект: «Котельная «НБП» по адресу: Свердловская область, г.Березовский, ул. Чапаева, 39/42. Измерительный комплекс коммерческого учета расхода природного газа» выполнен на основании: договора № ________ от «___» ___________201_г; техусловий № ТУик-2016/007-Б2 от «29» февраля 2016г. Наименование снабжающей организации – ОАО «Газпром газораспределение Екатеринбург», г.Екатеринбург, ул. Малышева, 4а. Наименование потребителя – Котельная «НБП» по адресу: Свердловская область, г. Березовский, ул. Чапаева, 39/42 Характеристика объекта Газ на котельную «НБП» БМУП «Березовские тепловые сети» поступает по наружному газопроводу Ду150 среднего давления Ризб=0,3МПа (см. раздел 1606ГСН). Далее газопровод поднимается до антресоли (отм. +12,150 пристроя, литер А1) и подводится к ГРУ-16-2Н-У1 и далее на котлы (см. раздел 1606-ГСВ). Параметры оборудования потребляющего газ приведены в таблице 1. Таблица 1. Наименование Водогрейный котел ПТВМ-30М Кол-во Расход газа на единицу оборудования 2шт от 852 до 2907 ст. м3/ч Так как режим работы оборудования сезонный и периодический, расчетный расход газа принят по режимным картам и с учетом одновременности работы оборудования. Максимальный расход газа рассчитан при работе всех горелок котлов на максимальной мощности и с учетом периодичности работы. Минимальный расход газа на котельную рассчитан при работе одного котла на минимальной мощности. Диапазон потребления природного газа приведен в таблице 2. Таблица 2. Значение параметра от 852 до 5814 ст. м3/ч от минус 20 до 25 0С 0,3 МПа от 0,680 до 0,695 кг/м3 от 1,09 до 1,24 % от 0,1 до 0,139 % от 740 до 770 мм рт.ст. от 5 до 35 0С Наименование параметра Диапазон расхода газа Температура газа по ТУ Избыточное давление газа Плотность в ст.у. по ТУ Содержание азота по ТУ Содержание СО2 по ТУ Барометрическое давление по ТУ Температура окр. среды Лист 1606 - УКУГ Изм. Кол.уч Лист № док Подп. Дата 1.3 Проектные решения На антресоли (отм. +12,150 пристроя, литер А1) до узла редуцирования (до ГРУ) установить на горизонтальном участке газопровода среднего давления согласно установочным чертежам счетчик газа турбинный TRZ-G1000 с диапазоном(1:20) на Ду150, датчик абсолютного давления «Метран150ТА2(0,6МПа)» и термопреобразователь сопротивления платиновый ТПТ-1-3, НСХ=100П, Кл.«А», W=1,391. Для контроля герметичности байпасной линии служит манометр между двумя шаровыми кранами. Для контроля перепада давления на счетчике устанавливается датчик разности давлений «Метран-150CD1(6,3кПа). Для контроля температуры термопреобразователь «ТПТ-4-2». воздуха около узла учета установлен Контроллер «ТЭКОН-19», блок питания, GSM-модем разместить в щите учета, который установить на стене рядом с первичными преобразователями. Провода подключения от датчиков до контроллера проложить по стене. Жилы кабелей прозвонить. Подключение датчиков к контроллеру «ТЭКОН-19» осуществляется после монтажа оборудования и прокладки проводов, схемы подключения приведены в настоящем проекте. Электроснабжение щита учета выполнено от промышленной сети переменного тока напряжением ~220 В. Для предоставления отчетов на бумажном носителе данные с «ТЭКОН-19» считываются с помощью регистратора информации «РИ-97», который подключается через порт RS-232, и затем распечатываются на принтере через компьютер. Для ГРО данные с «ТЭКОН-19» на ПЭВМ передаются через контроллер «К105 GSM/GPRS». Диапазон измеряемых расходов Расход газа Qст, приведенный к стандартным условиям, вычисляют в соответствии с «ГОСТ 30319.0(3)-96» по формуле: Qнор 2893 ,17 Q раб Рабс , (ст.м3/ч) (273 ,15 t ) К где: Qраб – расход газа в раб. условиях измеренный «TRZ-G1000», от 80 до 1600 м3/ч; Рабс – абсолютное давление газа, 0,4 МПа; t – температура газа, 0С; К – коэффициент сжимаемости газа. Диапазон измеряемых узлом учета расходов газа (ст.м3/ч), в зависимости от температуры и давления приведен в таблице 3. Лист 1606 - УКУГ Изм. Кол.уч Лист № док Подп. Дата 1.4 Таблица 3. Температура Давление t = -20 0С t = 0 0С Рабс = 0,4 МПа t = 25 0С Диапазон измеряемых расходов, ст.м3/ч от 365 до 7314 от 339 до 6779 от 311 до 6210 Учет природного газа ведется по одному газопроводу и включает в себя: - измерение расхода и объема газа при рабочих условиях, м3; - измерение абсолютного давления, МПа; - измерение температуры газа, град; - измерение перепада давления на счетчике, кПа; - измерение температуры воздуха около узла учета, град; - вычисление расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям, и средних значений температуры и давления; - показания измеренных и вычисленных параметров на дисплее; - контроль измеряемых и вычисляемых параметров на соответствие допустимым диапазонам изменений; - ведение календаря и времени суток и учет времени работы (счета); - защиту данных от несанкционированного изменения. Значения рабочих и стандартных объемов, а также средних значений температуры и давления архивируются в часовых, суточных и месячных архивах в течение фиксированных промежутков времени: - часовые на глубину 1536 часов; суточные на глубину 365 суток; месячные на глубину 48 месяцев. В данном проекте осуществлен комбинированный способ обозначения элементов вида m.n (например FE.1), где; m = FE – преобразователи расхода; m = ТЕ – преобразователи температуры; m = РЕ – преобразователи давления; m = РDЕ – преобразователи перепада давления; n = 1 – газопровод; Обозначение (маркировка) проводов двухразрядная комбинированная вида A.B, (например 1.2), где: А = 1 - приборы расхода; А = 2 - приборы температуры; А = 3 - приборы давления; А = 4 - приборы перепада давления. В - номер провода в группе (при полярных сигналах, как правило, нечетный провод - положительной, четный отрицательной полярности). Обозначение (маркировка) кабелей двухразрядная комбинированная RS, где R - технологический объект (аналогично позиции «А» в маркировке номеров проводов), S - номер кабеля в группе. Лист 1606 - УКУГ Изм. Кол.уч Лист № док Подп. Дата 1.5 Состав комплекса 1) Счетчик газа турбинный TRZ-G1000, Ду150 № Госреестра 31141-13 Диапазон расходов счетчика (1:20) Допускаемая относительная погрешность не превышает: в диапазоне расходов от Qmin до 0,1Qmax в диапазоне расходов от 0,1Qmax до Qmax Предельное давление измеряемой среды Температура измеряемой среды 1шт. от 80 до 1600 м3/ч +2,0 % +1,0 % 1,6 МПа от минус 40 до 60 0С 2) Датчик абсолютного давления «Метран-150ТА2» № Госреестра 32854-13 предел измерения Допускаемая приведенная погрешность Температура измеряемой и окружающей среды 1шт. 0,6 МПа +0,075 % от минус 40 до 85 0С 3) Термопреобразователь сопротивления ТПТ-1-3 № Госреестра 46155-10 диапазон измерения НСХ Класс допуска по ГОСТ 6651-94 W от минус 100 до 300 0С 100П А 1,391 4) Контроллер ТЭКОН-19 № Госреестра 61953-15 Температура окружающего воздуха относительная погрешность: 1шт. от минус 10 до 50 0С из таблицы 5 описания типа 1шт. 5) Контроллер GSM/GPRS К-105 1шт. 6) Регистратор информации РИ-97 1шт. 7) Датчик перепада давления «Метран-150CD1» № Госреестра 32854-13 предел измерения суммарная погрешность измерения Температура измеряемой и окружающей среды 1шт. 8) Термопреобразователь сопротивления ТПТ-4-2 № Госреестра 46155-10 диапазон измерения НСХ Класс допуска по ГОСТ 6651-94 W 6,3 кПа +0,1 % от минус 40 до 85 0С 1шт. от минус 50 до 100 0С 100П В 1,391 Лист 1606 - УКУГ Изм. Кол.уч Лист № док Подп. Дата 1.6 Технические требования. Монтаж приборов КИПиА должен проводиться в соответствии с рабочими чертежами типовых конструкций, согласно требованиям СНиП 3.05.07-85(изм.1990г.), правил и инструкций предприятий-изготовителей измерительных приборов, а также утвержденными в установленном порядке действующими правилами охраны труда и техники безопасности. Все детали и узлы установок КИПиА должны соответствовать требованиям чертежей типовых конструкций, по серии 5.903-13 в.3 ч.1, 2. Измерительный участок газопровода изготовить из стальных электросварных труб 159х4,5 по ГОСТ 10704-91* «Сортамент» Сварку труб выполнить ручной дуговой сваркой сплошным нормальным газонепроницаемым швом по ГОСТ 16037-80 электродами Э42А по ГОСТ 9467-75. Сварку соединений стального газопровода выполнять ручной дуговой сваркой по ГОСТ16037-80 электродами Э42А по ГОСТ 9467-75*. Приварку фланцев выполнить швом У5. Обработку концов под сварку и сварку труб выполнить по ГОСТ 16037-80. Контроль качества сварных швов выполнить по ПБ и СНиП 42-01-2002. Для защиты газопровода от коррозии нанести на газопровод лакокрасочное покрытие, состоящее из двух слоев эмали НЦ-132 по ГОСТ 6631-74 желтого цвета, по слою грунта ГФ-021 по ГОСТ 25129-82. Окраску газопровода произвести после испытания на герметичность. Строительно-монтажные работы, контроль качества строительно-монтажных работ и испытание газопровода на герметичность выполнить в соответствии с требованиями ПБ и СНиП 42-01-2002. Перед испытанием газопровода на герметичность произвести очистку внутренней полости газопровода. Требования к эксплуатации приборов. 1. Эксплуатация электронных компонентов комплекса. Для сохранения электронных компонентов в пригодном для работы состоянии категорически запрещается: - производить перекоммутацию соединительных проводов между приборами; - разрывать заземляющие соединения и проводники для выравнивания потенциалов между приборами; - производить дополнительные соединения, не указанные в данном проекте, без согласования с разработчиками данного проекта и без оформления документов, согласно действующей нормативно-технической документации; - подключать дополнительные приборы в месте подключения приборов комплекса к линии электропитания; - допускать к обслуживанию и ремонту приборов лиц не прошедших обучение и не уполномоченных Заказчиком или Разработчиком; - допускать отклонения от требований на воздействие окружающей среды на приборы комплекса, изложенных в инструкциях на приборы; - подвергать приборы механическим нагрузкам, воздействию воды, грязи, агрессивных сред, радиологическому, электромагнитному излучению и механическим ударам; - эксплуатировать приборы со снятыми кожухами и крышками; - производить изменения в программировании и настройках приборов; - вскрывать заводские пломбы на приборах. Для сохранения работоспособности приборов в течении всего срока эксплуатации не допускать превышение параметров учетной среды (температура, давление и т.д.) выше предельных значений указанных в инструкциях по эксплуатации. Производить техническое обслуживание в сроки и в объеме, согласно инструкциям. Лист 1606 - УКУГ Изм. Кол.уч Лист № док Подп. Дата 1.7 2. Техническая часть. Запрещается использовать отсекающую арматуру приборов комплекса в качестве регулирующей. Отсекающую арматуру необходимо подвергать ревизии и ремонту в порядке общего обслуживания трубопроводов. При обслуживании приборов необходимо соблюдать требования «Правил техники безопасности эксплуатации электроустановок» и «Правил техники безопасности в газовом хозяйстве». Категорически запрещается: - производить на измерительных участках трубопроводов установку любых дополнительных устройств или приборов не указанных в настоящем проекте; - производить присоединение дополнительных трубопроводов до места установки приборов без согласования со снабжающей организацией. Лист 1606 - УКУГ Изм. Кол.уч Лист № док Подп. Дата 1.8 Расчет допустимого перепада давления на счетчике газа TRZ-G1000 (80…1600) Ду150. Допустимое значение перепада давления (Р) на счетчике определяется по формуле: с Рmax Р р ср Р расч.max Р р .max (1) где: Ррасч.max - максимальное расчетное значение перепада давления на счетчике, соответствующее максимальному расходу газа в условиях эксплуатации, Па; Р р .max - перепад давления на счетчике, определяемый из графика в приложении «А» руководства по эксплуатации, Па; (для расхода 1453,5м3/ч – 1720Па) Рmax - максимальное абсолютное давление газа, при рабочих условиях, МПа; Р m ax Р изб Р бар 0,3 0,1 0,4МПа Р р - значение абсолютного давления, при котором регламентирован перепад давления, Р р 0,1МПа ; с - значение плотности измеряемого газа при стандартных условиях, 0,695 кг/м3; ср - значение плотности газа при стандартных условиях, для которого регламентирован перепад давления, 1,29 кг/см3; 0,695 0,4 Р расч. max 1720 3706,67Па 1,29 0,1 Определение допустимого перепада давления для турбинного счетчика газа TRZ –G1600 при рабочих условиях по ГОСТ Р 8.740-2011: - Расход газа при эксплуатации от 130 до 1453,5 м3/ч - Давление Ризб =0,3МПа - Рабочая среда – природный газ с плотностью при стандартных условиях с=0,695 кг/м3 - Атмосферное давление Рбар =0,1МПа Р доп. m in 1,5Р расч. m in 1,5 10 ,5 15,75 Па Р доп. m ax 1,5Р расч. m ax 1,5 3706 ,67 5560 Па 5,56 кПа Значение округляем в большую сторону до ближайшего стандартного значения ВПИ по ГОСТ 22520-85. Для данных условий выбираем СИ перепада давления с верхним пределом измерения 6,3 кПа. Лист 1606 - УКУГ Изм. Кол.уч Лист № док Подп. Дата 1.9
