Асург грп

01_АСУРГ.dwg

Замена оборудования ГРП №6 со сроком службы 20 лет по
ул. Петрова в г. Верхняя Пышма Свердловской области
Автоматизированная система
учета расхода природного газа
Замена оборудования ГРП №6 со сроком
службы 20 лет по ул. Петрова в
г. Верхняя Пышма Свердловской области
Автоматизированная система учета
расхода природного газа
Функциональная схема автоматизации узла учета
Схема врезки ИУ в газопровод
Схема измерительного участка узла учета М 1:15
План расположеня оборудования и кабельных линий М 1:50
Схема электрическая принципиальная
Схема электрическая подключений и соединений
Схема электропитания и защитного заземления
принятые в рабочих чертежах
требованиям промышленной безопасности опасных производственных объектов
в области защиты населения и территорий от чрезвычайных ситуаций
пожарной безопасности
государственных стандартов
действующих на территории РФ и обеспечивают
безопасную жизнь и здоровье людей эксплуатацию объекта при соблюдении
предусмотренных рабочими чертежами мероприятий.
Исполнитель проекта:
инженер-проектировщик
Газораспределительные системы
Правила безопасности систем газораспределения
Правила по промышленной безопасности
№ 4871-1 от 27.04.93 г.
№ 1198 от 15.11.96 г.
Общие положения по проектированию и
строительству газораспределительных систем
из металлических и полиэтиленовых труб
Закон РФ "Об обеспечении единства средств измерений
Проектирование и строительство газопроводов
из металлических труб
Правила пользования газом и предоставления услуг
по газоснабжению в РФ
Правила по метрологии. Объем и энергосодержание
природного газа. Методика выполнения измерений при
ротационных и вихревых счетчиков.
Теплоэнергоконтроллер ТЭКОН-17.
Руководство по эксплуатации.
Прилагаемые документы
Карта программирования ТЭКОН - 17
Расчет погрешности АСУРГ
Протокол № 54-08-8130 заседания Территориальной
аттестационной комиссииМТУ технологического и
экологического надзора Ростехнадзора по УрФО
Разрешения на применение СИ и сертефикаты на СИ
Ведомость ссылочных и прилагаемых документов
Ведомость рабочих чертежей основного комплекта .
Назначение и цели внедрения АСУРГ
Общие требования АСУРГ
Требования к автоматизированной системе
12 Первичные измерительные преобразователи расхода (
устанавливаются на газопроводе и
датчик температуры (
все перечисленные приборы устанавливаются в
помещении ГРП. Категория помещения А".
13 Теплоэнергоконтроллер ТЭКОН-17 и датчик температуры (
устанавливается в помещении КИП. Категория помещения «Г».
14 ТЭКОН-17 имеет два модуля стандартного интерфейса RS232. Один модуль
используется для снятия показаний регистратором информации ТЭКОН-17РИ
второй модуль -для подключения радиочастотного канала (в объем данного
проекта не входит) и передачи информации на ПЭВМ с использованием
программного комплекса «Искра».
Для передачи информации с ТЭКОН-17 на ПЭВМ
используется GPRS модем. На ПЭВМ устанавливается программный комплекс
Искра". По этой же телефонной линии (с присвоенным ей телефонным номером)
может осуществляться связь с ПЭВМ поставщика газа.
15 Все указанные приборы учета должны быть зарегистрированы в Госреестре
средств измерений РФ и допущены к применению па территории Российской
Федерации в качестве приборов коммерческого учета энергоносителей и
имеют разрешение Федеральной службы по экологическому
и атомному надзору России на их применение в соответствии с требованиями
Положения о порядке выдачи разрешений на применение технических устройств
1 Рабочая документация выполнена на основании:
коммерческого узла учета природного газа в ГРП.
3 Полное наименование системы: «Автоматизированная система учета
расхода природного газа».
4 Условное обозначение: АСУРГ
1 Автоматизированная система учета расхода природного газа
- учета расхода природного газа за отчетный период;
-контроля за режимами работы системы газоснабжения;
-контроля за рациональным использованием природного газа;
-документирования (архивирования) параметров газа: массы (объема)
давления и расчетных параметров.
1 АСУРГ должна соответствовать требованиям
- «Правил учета газа»
утв. МЭ и Т РФ 15.11.96г.
- СНиП 42-01-2002. Газораспределительные системы.
- ПБ 12-529-03 "Правил безопасности систем газораспределения и
- Рекомендация. ГСИ . Объем природного газа
приведенного к стандартным
Методика выполнения измерений. 311.00.00.000-МВИ.01
- ПР 50.2.019-2006 "Правила по метрологии. Объем и энергосодержание
Методика выполнения измерений при помощи турбинных
и вихревых счетчиков".
2 В АСУРГ должны быть предусмотрены меры защиты от несанкционированного
доступа к изменению отчетных данных и расчетных коэффициентов и констант.
3 Все измеряемые и расчетные параметры газа должны регистрироваться на
4 В АСУРГ должны быть заложены технические возможности для подключения к
автоматизированной системе контроля и учета более высокого уровня.
5 Режим работы АСУРГ- непрерывный
эксплуатация и обслуживание оборудования должны
производиться в соответствии с техническими описаниями
эксплуатации и паспортами предприятий-изготовителей.
7 Требования к составу контролируемых параметров приведены в таблице 1.
Наименование параметра
Расход газа в рабочих условиях
Расход газа - нарастающий итог
Расход газа в нормальных условиях
Время исправной работы
8 Основные функции АСУРГ:
- сбор и преобразование значений температуры
- вычислительные операции;
- диагностика внешних цепей
составных частей и индикация результатов
- отображение и архивирование информации (за час
- передача информации на ПЭВМ.
9 Требования к помещениям АСУРГ:
9.1 АСУРГ должна располагаться в отдельно стоящем здании
- технологическое помещение узла учета (категория «А»);
- вспомогательное помещение (помещение КИП - категория «Г»).
9.2 Помещения должны соответствовать СНиП 42-01-2002
«Газораспределительные системы»
и СП 42-101-2003 «Общие положения
по проектированию и строительству газорапределительных систем из
металлических и полиэтиленовых труб».
9.3 Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды в помещении ГРП от -40 до плюс 50 гр.С;
- температура окружающей среды в помещении КИП от -10 до плюс 50 гр.С;
- относительная влажность воздуха до 80 % при температуре плюс 25 гр.С;
- атмосферное давление от 86 до 106
разделяющие указанные помещения
следует предусматривать
противопожарными и газонепроницаемыми. Вспомогательное помещение должно
иметь самостоятельный выход наружу из здания
технологическим помещением.
9.5 Помещения - отапливаемые с естественной вентиляцией.
9.6 В помещение КИП должно быть подведено эл. питание 220В 50 Гц
10 Требования к газопроводу:
- с двух сторон участок должен быть отделен отключающими устройствами и
оборудован байпасом.
11 Требования к метрологическому обеспечению:
11.1 Метрологическое обеспечение АСУРГ включает в себя поверку СИ
в сроки указанные в паспортах на приборы и согласованные с
11.2 АСУРГ должна быть оснащена СИ
внесенными в Госреестр средств измерений.
11.3 Средства измерения АСУРГ должны обеспечивать измерение:
расхода газа в рабочих условиях - с относительной погрешностью не
более 2%; температуры газа- с абсолютной погрешностью dt
где t - температура газа
- давления газа - с относительной погрешностью не более 1%;
- текущего времени - с относительной погрешностью не более 0
12 Требования к эксплуатации
техническому обслуживанию и ремонту АСУРГ.
12.1 Эксплуатация и техническое обслуживание АСУРГ должно осуществляться
назначенным руководителем предприятия
инструкции по эксплуатации приборов АСУРГ
сдавшим экзамены по правилам
правил пользования газом в народном хозяйстве и правил
безопасности при эксплуатации электроустановок.
12.2 Сервисное обслуживание
ремонт и поверку средств измерений (СИ) и
вычислителя должны осуществляться организациями
выполнение этих работ
оговоренные требованиями заводов -
13 Требования к безопасности.
13.1 При работе необходимо руководствоваться требованиями «Правил устройства
электроустановок (ПУЭ)»
«Межотраслевых правил по охране труда при
электроустановок» и «Правил техники безопасности при
эксплуатации электроустановок потребителей»
ПБ 12-529-03 «Правил
безопасности систем газораспределения и газопотребления»
пользования газом в народном хозяйстве».
14 Требования к надежности
14.1 Средняя наработка на отказ - не менее 15000 часов. Средний срок
14.2 Технические средства АСУРГ должны обеспечивать диагностику каналов
1.3 Внутренний газопровод и газовое оборудование окрасить по ГОСТ 14202-89
эмалью ХВ -124 по ГОСТ 6465-76 в два слоя по двум слоям грунтовки ГФ-017
по ТУ 6-10-1940-84 на 2 раза.
испытание и приемку газопровода и внутреннего газооборудования
произвести в соответствии с ПР 50.2019-2006
2 Требования к установке ДРГ.М.
2.1 Измерение расхода при помощи вихревого датчика расхода газа типа ДРГ.М
производится в соответствии с рекомендациями «ГСИ. Объем природного газа
приведенного к стандартным условиям. Методика выполнения измерений» и
«Правила по метрологии. Объем и энергосодержание природного газа.
вихревых счетчиков» ПР 50.2.019-2006.
2.2 Прокладки не должны выступать внутрь трубопровода и должны
обеспечивать отсутствие утечек газа (герметичность).
2.3 Счетчик должен быть установлен между двумя прямыми цилиндрическими
участками труб постоянного сечения с длиной соответственно:
- не менее 5 Ду - перед счетчиком;
- не менее 3 Ду - после счетчика.
2.4 Стрелка на корпусе счетчика должна совпадать с направлением потока газа
2.5 Участки газопровода (съемные участки) перед монтажом тщательно
прочистить ершом или льняной тряпкой
2.6 Корпус счетчика надежно заземлить изолированным медным проводом сечением
3 Отверстие для отбора давления
3.1 Отверстие для отбора давления должно быть расположено радиально в
верхней точке сечения трубопровода
перпендикулярно к его оси с
допустимым отклонением от нее не более +- 45
3.2 Отверстие должно иметь круглое сечение. Кромки отверстия не должны
3.3 Диаметр отверстия должен быть не более 0
D (D- внутренний диаметр
3.4 Отверстие для отбора давления располагается на расстоянии от 1 до 3 Ду
4. Установка термометра сопротивления
4.1. Температуру измеряют на прямом участке трубопровода после счетчика на
расстоянии от 3 до 6 Ду ( но не более 1 м) между счетчиком и гильзой
4.2. Чувствительный элемент термометра устанавливают в гильзу. Для
обеспечения теплового контакта гильзу заполняют жидким маслом.
4.3. Чувствительный преобразователь термометра погружают в измерительный
трубопровод (ИТ) на глубину (0
4.4. Наилучшим способом установки чувствительного элемента преобразователя
термометра является его радиальное расположение на участке ИТ.
Допускается наклонная установка чувствительного преобразователя
4.5. Часть чувствительного элемента термометра
выступающая над ИТ должна
если температура потока отличается от температуры
окружающей среды более чем на 40 гр.С.
4.6 Диаметр гильзы термометра должен быть не более 0
1. Газ поступает от ГГРП по газопроводу
2. Узел учета устанавливается в ГРП на газопроводе Ду 80 с обоих сторон
участок отделен отключающими устройствами и оборудован байпасом
3. Диапазоны изменения расхода природного газа и его параметров
Теплоэнергоконтроллер
Датчик температуры воздуха в
на опасных производственных объектах"
утвержденного постановлением
Ростехнадзора Росии от 14.06.2002 №25 и зарегистрированного в Минюсте
России 08.08.2002 рег. №3673.
16 Периодичность поверки СИ:
17 Для защиты от несанкционированного вмешательства в работу
теплоэнергоконтроллера предусматривается введение пароля в ТЭКОН-17.
18 Использование "Рабочего стола" в ТЭКОН-17.
Для быстрого просмотра наиболее часто требуемых пользователю
параметров (например
при ежедневном обходе приборов) в ТЭКОН-17
предусмотрен пункт меню «Рабочий стол». Список номеров и имен
требуемых параметров формируется пользователем и настраивается
в процессе наладочных работ на АСУРГ.
составных частей вычислителя и источника питания.
14.3 Бесперебойная работа АСУРГ должна обеспечиваться организационно -
мероприятиями в течение всего срока эксплуатации с учетом
проведения систематического обслуживания
проверок и профилактических
15 Требования к программному и информационному обеспечению.
Вычислитель должен иметь резидентное программное обеспечение для сбора
регистрации параметров
отображения информации.
16 Требования к организационному обеспечению
Организационное обеспечение АСУРГ должно включать в себя правила и
определяющие работу административно-технического и
оперативного персонала.
16.2 Организационными мероприятиями должны быть решены вопросы обучения
сдачи ими экзаменов ПТБ и ПЭ электро и газопотребляющих
ведения эксплуатационной и отчетной документации
и содержания оборудования и приборов на необходимом техническом уровне
рациональным использованием природного газа.
17 Подготовка к вводу и ввод в эксплуатацию АСУРГ.
17.1 При подготовке к вводу АСУРГ в эксплуатацию необходимо выполнить
следующие мероприятия:
что убран строительный и монтажный мусор
очищено от грязи и пыли
измерительные участки трубопроводов покрашены;
- убедиться в герметичности резьбовых и фланцевых соединений;
- проверить защитное заземление средств измерения;
- проверить наличие и правильность маркировки
надписей и других средств
необходимых для нормальной эксплуатации системы;
- проверить соответствие подключения приборов и средств измерения схемам;
- провести испытания средств измерения и коммуникаций в отдельности и
Все приборы и средства измерения
которые должны иметь пломбы
предприятия-изготовителя или поверочной лаборатории
указанные на штампах
17.2 По окончанию монтажа и наладки АСУРГ комиссия из представителя
поставщика газа и наладочной организации проводят испытания
правильности функционирования АСУРГ
оценки достоверности показаний и
работоспособности приборов учета.
17.3 При сдаче АСУРГ в эксплуатацию представитель потребителя природного
газа должен предъявить следующее:
- согласованный с поставщиком газа проект АСУРГ;
- паспорта на приборы АСУРГ;
- документы о поверке приборов АСУРГ с действующим клеймом Госповерителя;
- смонтированные и проверенные на работоспособность узлы учета природного
17.4 Допуск АСУРГ в эксплуатацию оформляется актом.
1 Требования к монтажу и наладке АСУРГ.
1.1 Монтаж и наладка АСУРГ должна производиться организациями
лицензию на право проведения этих работ
в соответствии с НТД на
устанавливаемые приборы учета.
1.2 Внутренний газопровод монтировать из стальных труб по ГОСТ 10704-91 на
сварке. Соединительные части
крепления газопроводов - стальные.
Соединение газопроводов производить ручной дуговой сваркой. Типы и размер
сварных соединений по ГОСТ 16037-80. Электроды типа ОК-46 с рутиловым
покрытием по ГОСТ 9467- щ 75
Температура газа : Тmin= -20
Расход в рабочих условиях:
Расход в нормальных условиях:
4. Плотность газа в стандартных условиях от 0
5. Для измерения расхода природного газа устанавливается вихревой датчик
6. Для определения общего количества потребленного газа
стандартным условиям
предусмотрено измерение абсолютного давления
Рабс. измерительным преобразователем давления
температуры t газа термометром сопротивления ТСП 002-08
7. Указанные приборы применяются во взрывобезопасном исполнении:
- ДРГ. М - 800 - степень защиты оболочки датчика расхода IP57 по
степень защиты оболочки датчиков давлениия IP68
- Мида ДА-13П-Bн-К - взрывонепроницаемая оболочка 1ЕхdIIBT4"Х"
по ГОСТ 12.1.011-78;
- ТСП 002-08 - маркировка взрывозащиты 1ExdllCT4 по ГОСТ Р 51330.0.
8. Для обработки сигналов датчиков и автоматической коррекции расхода газа
а также архивирования значений расхода и параметров
газа устанавливается теплоэнергоконтроллер ТЭКОН - 17.
9. Для контроля температуры окружающего воздуха в месте установки узла
учета (помещение ГРП) предусматривается установка термометра
ТСП 002-08 1ExdIICT4.
10. Для контроля температуры окружающего воздуха в месте установки
ТЭКОН - 17 (помещение КИП) предусматривается установка термометра
11. Состав и характеристики средств измерений приведены в таблице 2.
Ведомость рабочих чертежей основного комплекта
Ведомость ссылочных и прилагаемых документов

02_Чертеж АСУРГ.dwg

ООО"Уралнефтегазстрой
Функциональная схема
автоматизации узла учета
Замена оборудования ГРП №6 со сроком службы 20 лет по
ул. Петрова в г. Верхняя Пышма Свердловской области
Автоматизированная система
учета расхода природного газа
Схема врезки ИУ в газопровод
Схема измерительного
План расположеня оборудования
Схема электрическая принципиальная
подключений и соединений
Схема электропитания и защитного заземления
Монтаж защитного заземления приборов
с шиной заземления выполнить медным
изолированным проводником сечением
* - Размер ориентировочный
уточняется при монтаже;
Длина прямого участка до датчика расхода
согласно ПР 50.2.019-2006 и в соответствии с
требованиями технической документации на
Расстояние от датчика расхода до отбора датчика давления
Расстояние от датчика расхода до гильзы термометра сопротивления
но не более 1 метра;
Внутренний газопровод монтировать из стальных труб по ГОСТ 10704-91 на сварке. Соединительные части
крепления газопроводов - стальные. Соединение газопроводов производить ручной дуговой сваркой.
Типы и размер сварных соединений по ГОСТ 16037-80. Электроды типа ОК-46 с рутиловым покрытием по
Внутренний газопровод и газовое оборудование окрасить по ГОСТ 14202-89 эмалью ХВ -124
по ГОСТ 6465-76 в два слоя по двум слоям грунтовки ГФ-017 по ТУ 6-10-1940-84 на 2 раза.
испытание и приемку газопровода и внутреннего газооборудования произвести в соответствии
с руководством по эксплуатации и монтажу на каждый прибор
Схема измерительного участка узла чета
План расположеня оборудования и проводок
Напряжение питания на ТЭКОН-17 должно подаваться через автомат защиты с током
срабатывания не менее 2А.
При монтаже оставить запас кабелей в виде петли 0.4 м для удобства обслуживания.
Экраны кабелей датчиков заземлить в одной точке со стороны ТЭКОН-17.
Корректор ТЭКОН - 17
соответствии с инструкцией
Термометр сопротивления
горизонтали от регулятора
теплоэнергоконтроллера
Произвести термоизоляцию измерительного участка (длинна прямолинейных участков
до и после датчика расхода) трубопровода и корпуса датчика расхода из негорючей
Установить резиновые подкладки на полки опор в месте соприкосновения с газопроводом.
Точка заземления оплетки
Развернуть под углом 90
Граница проектирования
Тройник равнопроходной Ду 80
Схема электропитания и защитного заземления
Схема врезки ИУ в газопровод
термометр сопротивления
отбор для датчика давления
граница проектирования
Функциональная схема автоматизации узла учета
Схема электрическая принципиальная
ИЗМЕРЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ
Схема электрическая подключений и соединений
ТЕПЛОЭНЕРГОКОНТРОЛЛЕР ТЭКОН - 17
К линиям редуцирования
Уел учета расхода газа

03_Спецификация.dwg

Автоматизированная система
учета расхода природного газа
Замена оборудования ГРП №6 со сроком службы 20 лет по
ул. Петрова в г. Верхняя Пышма Свердловской области
Наименование и техническая характеристика
Регистратор информации
Автомат питания 220 В
Теплоэнергоконтроллер с дополнительным модулем
Приборы и средства автоматизации.
Контрольно измерительные приборы
Преобразователь абсолютного давления с КМА
Предел измерения ( 0 - 1
Термометр сопротивления платиновый
Кабель экранированный
Провод заземления медный изолированный сечением 1
Монтажное оборудование
Дюбель нейлоновый с шурупом
Трубы и трубопроводная арматура
Отборное устройство с вентилем Ду 15
ТЭКОН - 17 с доп. RS 232
МИДА - ДА - 13П - Вн - К
ТСП 002-08-2-200-200-
ТУ 4212-017-01395839-96
ИПФ "Сибнефтьавтоматика
* - количество и монтаж позиций уточнить по месту.
Предусматриваемые в проектах материалы
изделия и газовое борудование (технические устройства)
в том числе импортные
должны быть сертифицированы на соответствие требованиям государственных
стандартов (технических условий) и нормативных документов
утвержденных в установленном порядке
и иметь разрешение Федеральной службы по экологическому
технологическому и атомному надзору
России на их применение в соответствии с требованиями "Положения о порядке выдачи разрешений на
применение технических устройств на опасных производственных объектах"
постановлением Ростехнадзора Росии от 14.06.2002 №25 и зарегистрированного в Минюсте России

01.doc

КАРТЫ ПРОГРАММИРОВАНИЯ
ТЕПЛОЭНЕРГОКОНТРОЛЛЕРА ТЭКОН 17 Заводской номер « »
Технологический объект: Автоматизированная система учета расхода природного
газа. По адресу: ул. Петрова г. Верхняя Пышма Свердловской области

02.doc

Карта программирования ТЭКОН 17: Распределение трубопроводов и датчиков
Наименование трубопровода
Используемые датчики
ДТхс - датчик температуры холодного спая термопары
ДПосн - датчик перепада давления основного диапазона
ДДраб - датчик давления в точке замера расхода
ДПдоп - датчик перепада давления дополнительного диапазона
ДДатм - датчик атмосферного давления
ДТвх - датчик температуры на входе в зону учета
ДК - датчик калорийности природного газа
ДТраб - датчик температуры в точке измерения расхода
ДГ - датчик плотности природного газа
ДТхи - датчик температуры холодного источника

03.doc

Наименование параметра
Основной описатель трубопровода
Датчики расходаперпада давления
Датчики давления атмосферного давления
Датчики плотности и калор-ти связь труб-ов
Ссылка датчик температуры холодного источника
Отключающий сигнал датчик давления источника
Момент смены тарифов
Диаметр трубопровода
Диаметр сужающего устройства
Коэффициент линейного расширения трубы
Коэффициент линейного расширения СУ
Эквивалентная шероховатость
Объемная доля СО2 коэффициент сжимаемости
Объемная доля N2 динамическая вязкость
КалорийностьКонстанта 41Показатель адиабаты
Плотность Константа 42
Месячный коэффициент пересчета

04.doc

Наименование параметра
Описатель датчика основной
Описатель датчика дополнительный
Максимальное значение
Минимальное значение
Замена при выходе за максимум
Замена при выходе за минимум
Замена при обрыве датчика
Коэффициент пересчета

05.doc

Номер часового архива
Положительная составляющая
Отрицательная составляющая
Номер суточного архива
Номер суточного продолжение
Номер месячного архива

06.doc

Наименование параметра
Коррекция хода часов
Способ записи в архивы
Летнее время длительность интервала
Расчетный час и дата
Настройка основн. канала связи
Базовая скорость обмена по основн. каналу
Настройка дополн. канала связи
Базовая скорость обмена по дополн. каналу
Контроль аккумулятора
Регистр специальных функций
Температура холодного источника
Температура энергоносителя
Давление энергоносителя
Атмосферное давление

07.doc

Распределение трубопроводов (расчет).
- газопровод . ..м3ч; .. .МПа; .. . 0С;
Распределение датчиков (измерение).
– датчик расхода газа ДРГ. М - 800.. .м3ч;
- датчик абсолютного давления газа МИДА .. .МПа;
- датчик температуры газа ТСП.. .град;
- датчик температуры воздуха в помещении ГРП ТСП.. . 0С;
- датчик температуры воздуха в помещении КИП ТСП.. . 0С;
Распределение архивов.
- Объем газа в рабочих условиях.. .м3;
- Объем газа в стандартных условиях.. .Нм ;
- Абсолютное давление газа.. .МПа;
- Температура газа.. . 0С;
- Время исправной работы.. .час;
- Время отказов.. .час;
- Температура газа в помещении ГРП.. . 0С;
- Температура газа в помещении КИП .. . 0С.

8.doc

8(2* - дополнительная погрешность от изменения температуры измеряемой среды от 20 гр.С до любого
значения в диапазоне от -30 до +30 гр.С не более0065 %
на каждые 10 гр.С изменения температуры.
Относительная погрешность счетчика газа рассчитывается по формуле:
ДРГ.М= [80Л2 + (52* *Д*10)А2]Л05
в диапазоне от Отш до ОДОтах-8ДРГ.М=155%
в диапазоне от 090тах до Отах-8йДРГ.М=155%
в диапазоне от 01 Отах до 09Отах -8адРГ.М=103%
У1.2. Преобразователь измерительный абсолютного давления Зонд-10-АД:
-верхний предел измерений -Рв =16 МПа
-предел допускаемой основной приведенной погрешности -
Основная относительная погрешность измерения абсолютного давления газа рассчитывается по формуле:
Ра - рабочее давление газа в трубопроводе
Дополнительная приведенная погрешность от изменения температуры измеряемой среды от 20 гр.С на каждые 10 гр.С изменения температуры составляет:
Дополнительная относительная погрешность от изменения температуры измеряемой среды от 20 гр.С на каждые 10 гр.С рассчитывается по формуле:
доп = ( 8доп * Рв Ри) =031 % на каждые 10 гр.С
Дополнительная относительная погрешность от изменения температуры измеряемой среды от 20 гр.С
на Л* =40 гр.Срассчитывается по формуле:
доп 1 = 8доп * АН 10 =123 %
Относительная погрешность измерения абсолютного давления газа определяется по формуле:
онд-10-АД =(8рЛ 2 + 8 доп I А2) л05 =127 %
У1.3. Термопреобразователь сопротивления ТСП гр.50П:
-диапазон измеряемых температур от минус 50 до плюс 50 гр.С;
-рабочий диапазон температур от минус 30 до плюс 30 гр.С;
Абсолютная погрешность измерений термопреобразователя сопротивления рассчитывается по формуле:
А* = + (03 + 0005 *1 газа тах I) = ±(03 + 0005 * 30 ) =045 гр.С
Относительная погрешность измерений термопреобразователя сопротивления рассчитывается по формуле:
тсп = ± (А*Тср) * 100 =016 %
У1.4. Теплоэнергоконтроллер ТЭКОН-17.
Суммарная относительная погрешность преобразования и расчета расхода природного газа
теплоэнергоконтроллера ТЭКОН-17 рассчитывается по формуле:
тэкон-17 = (812 + 8р 2 + 8ч 2 + 8в 2 )А05 где