Узел коммерческого учета природного газа
- Добавлен: 09.08.2014
- Размер: 740 KB
- Закачек: 1
Описание
7.1 Проект выполнен на основании: - исходных данных на проектирование узла коммерческого учёта газа- - типовых технических условий на коммерческие узлы учёта газа в Республике Башкортостан, утв.
Состав проекта
|
02.cdw
|
03 ведомость основных и рабочих комплектов.cdw
|
04 ведомость прилагаемых и ссылочных документов.cdw
|
05.cdw
|
06.cdw
|
07.cdw
|
08.cdw
|
09.cdw
|
10.cdw
|
11.cdw
|
12.cdw
|
13.cdw
|
14.cdw
|
15.cdw
|
16.cdw
|
Исходные данные для проектирования коммерческого узла учета газа.doc
|
ПЗ коммерческого учета.doc
|
ПЗ технического учета.doc
|
план трасс.cdw
|
Состав проекта Содержание раздела.cdw
|
схема обвязки расходомера.cdw
|
схема электрических соединений.cdw
|
Схемы, спецификация.dwg
|
Схемы, спецификация.frw
|
установка датчика давления.cdw
|
установка расходомера.cdw
|
установка температуры.cdw
|
00.cdw
|
01.cdw
|
Дополнительная информация
Исходные данные для проектирования
КОММЕРЧЕСКОГО УЗЛА УЧЕТА ГАЗА
_________________ООО «ЖБЗ1»_ул. Уфимский тракт-4_
3. Режим работы (сезонно, круглосуточно, равномерно)
4. Расход газа:
Qmin___300_______нм3/час, Qmax____2800______нм3/час.
5. Давление газа, в месте установки расходомера:
Pmin___0,4_______MPa, Pmax_____0,6_____MPa.
6. Температура газа:
Tmin__-40___°C, Tmax_+40____°C.
7. Состав газа: (среденегодовые параметры газа с соответствующей ГРС)
Двуокись углерода (СО2)__0,061____
Азот (N2)__0,767______
8. Плотность газа в нормальных условиях (ρ) __0,6838 кг/м3______
9. Обеспечение передачи данных о расходе, давлении и температуре газа с использованием средств телемеханики в единую систему сбора и обработки информации «Поставщика» природного газа и ГРО (для потребителей с расходом более 300 тыс. нм3/год), по согласованию с поставщиком по электронной почте в согласованном формате.
Передача данных должна быть реализована с использованием следующих средств связи:
- выделенная проводная линия, линия телефонной сети общего использования через аналоговые модемы;
- сеть сотовой связи стандарта GSM через GSM – модемы («Потребителю» предоставляется SIM – карта «Поставщика»);
- по сети Интернет на базе протокола TCP/IP через адаптер Ethernet/RS232 (RS485).
Средства связи должны обеспечивать скорость обмена данными не менее 9600 бит/сек.
Использование указанных средств связи в иных целях, кроме передачи данных с вычислителя расхода газа потребителя поставщику, не допускается.
Автоматизация. Газоснабжение. Наружные газопроводы
3.1 Проект выполнен на основании технического задания на проектирование.
3.2 Проект предусматривает создание системы технического учета природного газа;
- установку узлов технического учета природного газа на вводе в цеха потребители природного газа ООО «ЖБЗ-1»
3.3 Проект выполнен в соответствии с нормативными документами:
-ПР 50.2.0192006. "Методика выполнения измерений при помощи турбинных, ротационных и вихревых счетчиков";
- СНиП 42012001 "Газораспределительные системы";
- "Правил учета газа" от 14 октября 1996г. Министерство топлива и энергетики;
- "Правил устройства электроустановок" 7 издание Челябинск. 2003г.
- СНиП 3.05.0785 (с изм.1 1990г) "Система автоматизации".
3.4 Проект разработан в соответствии с действующими нормами, правилами и стандартами.
3.5 Рабочие чертежи предусматривают: - установку датчиков расхода на трубопроводах ввода топливного газа в цеха ООО «ЖБЗ1»;
- установку темопреобразователей на трубопроводах ввода топливного газа в цеха ООО «ЖБЗ1»;
- установку датчика давления трубопроводах ввода топливного газа в цеха ООО «ЖБЗ1»;
- установку контроллера вычислителя Миконт186 в шкафах технического учета природного газа.
3.6 Всего предполагается установка 26 узлов технического учета газа(датчик расхода, давления и температуры), и установка 5 шкафов технического учета природного газа, с установленным в них контроллером вычислителем. Распределение узлов технического учета показано в структурной схеме.
3.7 В качестве датчиков измерения расхода применены вихревые расходомеры ДРГ.М. Марка конкретного расходомера выбирается исходя из расхода в данном узле.
3.8 В качестве датчиков температуры применёны термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом ТСПУ Л 22361;
в качестве датчиков давления применёны датчики Метран 55 с унифицированным выходным сигналом.
3.9 Для регистрации данных расхода, давления и температуры, вычисления расхода приведенного к нормальным условиям в шкафах технического учета установить контроллеры Миконт186.
3.10 Для сбора информации используются GSM модемы соединенные с контроллером Миконт186 через RS232. В кабинете главного энергетика предполагается установка головного модема, подключенного к АРМ инженера – энергетика, на котором будет осуществляться сбор информации по техническому учету газа.
3.11 Датчики расхода, давления и температуры установить на трубопроводы топливного газа, в шкафах ГРПШ.
3.12 В цехах потребляющих газ только на отопление или технологию предполагается установка узла учета на высокой стороне (давление газа 0,3 МПа). В цехах потребляющих газ на отопление и технологию предполагается установка двух узлов учета на низкой стороне(давление газа 0,003 МПа). Установка двух узлов учета позволит вести учет независимо для технологических нужд и отопления.
3.13 Монтаж средств КиА выполнить в соответствии со CНиП 3.05.0685 «Электротехнические устройства», СНиП 3.05.0785 «Системы автоматизации», РМ 141195, ГОСТ 2113075, рабочей документацией и эксплуатационной документацией на вновь устанавливаемые приборы.
3.14 Материалы и монтажные изделия для монтажа трасс учтены в спецификации 2010031А.ГСН-СО.
3.15 В рабочих чертежах предусматриваются мероприятия по безопасности:
Электооборудование, установленное во взрывоопасной зоне, имеет соответствующее исполнение по взрывозащите;
для выполнения электропроводок предусмотрены кабели и провода с медными жилами;
- предусмотрено заземление соответствующих элементов.
3.16 Рабочие чертежи разработаны в соответствии с действующими нормами, правилами и стандартами.
Узел коммерческого учета природного газа в ООО «ЖБЗ-1»
4.1 Проект выполнен на основании:
Исходных данных на проектирование узла коммерческого учета газа,
Типовых технических условий на коммерческие узлы учета газа в РБ утв. ООО "Башкиргаз"
4.2 Проект предусматривает установку узла коммерческого учета природного газа на вводе ООО «ЖБЗ-1»
4.3 Проект выполнен в соответствии с нормативными документами:
-ПР 50.2.0192006. "Методика выполнения измерений при помощи турбинных, ротационных и вихревых счетчиков";
- СНиП 42012001 "Газораспределительные системы";
- "Правил учета газа" от 14 октября 1996г. Министерство топлива и энергетики;
- Постановления КМ РБ №278 от 24 сентября 2002г. "Об узлах учета природного газа в Республике Башкортостан".
4.4 Проект разработан в соответствии с действующими нормами, правилами и стандартами.
4.5 Рабочие чертежи предусматривают: - установку датчика расхода поз.FE 501 на трубопроводе топливного газа в ООО «ЖБЗ1»;
- установку темопреобразователя поз. TET 701 на трубопроводе топливного газа в ООО «ЖБЗ1»;
- установку датчика давления поз. РТ 601 на трубопроводе топливного газа в ООО «ЖБЗ1»;
- установку корректора газового СПГ761 в помещении центрального теплопункта.
В качестве датчика измерения расхода применен вихревой расходомер ДРГ.М800 Ду80мм.
4.7 В качестве датчика температуры применён термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСПУ Л 22361;
в качестве датчика давления применён Метран 150 с унифицированным выходным сигналом.
4.8 Для регистрации данных расхода, давления и температуры, вычисления расхода приведенного к нормальным условиям в помещении центрального теплопункта в шкафу коммерческого учета газа установить корректор СПГ761 позиция UQIR 500.
4.9 Для передачи данных по расходу природного газа поставщику газа ООО «БашкирГаз» в шкафу коммерческого учета газа устанавливается GSM модем, для связи по каналам сотовой связи.
4.10 Расчет погрешности узла учета произвели по ПР50.2.0192006. Погрешность комплекса измерительного СПГ761 с ДРГ.М800 на проектируемый узел учета во всех возможных диапазонах расхода газа, приведенного к нормальным условиям , не превышает 2,0 %, что удовлетворяет требованиям постановления КМ РБ № 278 от 24 сентября 2002г.
4.11 Датчики расхода, давления и температуры установить на трубопровод топливного газа.
4.12 Электропитание проектируемых средств КиА переменным напряжением 220 В частотой 50 Гц осуществить от автомата 10А установленного в существующем шкафе АВР.
4.13 Прокладку трасс КИП выполнить согласно листу 4 проекта 2010031А.ГСН-1.
4.14 Монтаж средств КиА выполнить в соответствии со CНиП 3.05.0685 «Электротехнические устройства», СНиП 3.05.0785 «Системы автоматизации», РМ 141195, ГОСТ 2113075, рабочей документацией и эксплуатационной документацией на вновь устанавливаемые приборы.
4.15 Материалы и монтажные изделия для монтажа трасс учтены в спецификации 2010031А.ГСН-1-СО.
4.16 В рабочих чертежах предусматриваются мероприятия по безопасности:
электрооборудование, установленное во взрывоопасной зоне, имеет соответствующее исполнение по взрывозащите;
для выполнения электропроводок предусмотрены кабели и провода с медными жилами;
- предусмотрено заземление соответствующих элементов.
4.17 Рабочие чертежи разработаны в соответствии с действующими нормами, правилами и стандартами.
02.cdw
ФГУ Центр стандартизации
ООО"ЖБЗ №1" г. Стерлитамак
Узел коммерческого учета природного газа ООО"ЖБЗ №1
03 ведомость основных и рабочих комплектов.cdw
Газоснабжение. Наружные газопроводы
Архитектурно-строительные решения
Автоматизация. Газоснабжение. Наружные газопроводы
Узел коммерческого учета природного газа
Силовое электрооборудование
Ведомость рабочих чертежей основных комплектов
Функциональная схема
Схема электрических соединений
Монтажная схема обвязки датчика расхода
Монтаж датчика расхода на трубопровод
Монтаж датчика давления на трубопровод
Монтаж датчика температуры на трубопровод
04 ведомость прилагаемых и ссылочных документов.cdw
Комплексы измерительные природного
газа СПГ ИК. Руководство по эксплуатации
Датчик расхода газа ДРГ.М.
Руководство по эксплуатации
Постан. №317 Прав. РФ от 17.05.2002г.
Министерства топлива и энергетики
Постан. №278 от 24.09.2002г
Корректоры СПГ 761.
Чертежи установки закладных элементов для измерения давления
уровня на технологическом оборудовании и трубопроводах.
Чертежи установки закладных элементов для измерения
температуры на оборудовании и трубопроводах.
Правила устройства электроустановок
Правила пользования газом и предоставления
услуг по газоснабжению в РФ.
Постановление кабинета министров РБ
Об узлах учета природного газа
Прилагаемые документы
Спецификация оборудования
Пояснительная записка
Исходные данные для проектирования
05.cdw
- исходных данных для проектирования коммерческого узла учета газа
договоруподряда на выполнение проектных работ №244 от 25.05.2010г.;
- выбора приборов учета;
Проектом учтены требования следующих нормативных документов:
- ПР 50.2.019-2006. "Методика выполнения измерений при помощи турбинных
вихревых счетчиков";
- СНиП 42-01-2001 "Газораспределительные системы";
- СП 42-101-2003 "Общие положения по проектированию и строительству
газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб";
- "Правил безопасности систем газораспределения и газопотребления" ПБ 12-529-03;
- Закона РФ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" от
- "Правил учета газа" от 14 октября 1996г. Министерство топлива и энергетики.
- технических описаний и инструкций по эксплуатации:
Газовый корректор СПГ761.
Датчик расхода газа ДРГ.М.
Преобразователи давления Метран-150.
Датчик температуры ТСПУ-Л
Комплексы измерительные природного газа СПГ-ИК
- Полного Сборника кодексов Российской Федерации
статья 426. Москва. 2000г.
- "Правил устройства электроустановок" 7 издание Челябинск. 2003г.
- СНиП 3.05.07-85 (с изм.1 1990г) "Система автоматизации".
- 311.00.00.000-МВИ.01 "Объем природного газа
приведенного к стандартным условиям.
Методики выполнения измерений при помощи вихревых счетчиков газа СВГ";
- Постановления КМ РБ №278 от 24 сентября 2002г. "Об узлах учета природного газа в
Республике Башкортостан".
2 Проектные решения.
В соответствии с заданием на проектирование
выбора приборов учета и технических
условий предусмотрена установка измерительного комплекса природного газа СПГ-ИК с
датчиком расхода газа ДРГ.М-800 диаметром условного прохода подсоединяемого трубопровода
На проектируемом газопроводе Ду80мм устанавливается два отключающих устройства
06.cdw
приведенный к нормальным условиям
Минимальный расход газа
Максимальное рабочее давление газа
Минимальное рабочее давление газа
Внутренний диаметр проектируемого трубопровода
Класс взрывоопасной зоны расположения датчиков КИПиА
а на проектируемом обводном газопроводе Ду80мм устанавливается датчик расхода
газа с двумя отключающими устройствами Ду80мм.
Монтажная схема узла коммерческого учета газа приведена на чертеже 2010-031-АГСН-1
лист 6 (Монтажная схема обвязки датчика расхода).
4 Выбор прибора учета газа.
4.1 Согласно исходных данных:
- максимальный расход газа
приведенный к нормальным условиям составит:
- минимальный расход газа
- максимальное рабочее давление Р
- минимальное рабочее давление Р
- максимальная температура t
- минимальная температура t
- максимальная температура окружающей среды t
4.2 Для приведения расхода газа к рабочим условиям применяем следующую формулу:
07.cdw
выбираем условия наименьшей сжимаемости газа:
выбираем условия наибольшей сжимаемости газа:
4.3 Согласно исходных данных
представленных расчетов и требований "Правил учета
выбираем комплекс измерительный природного газа СПГ-ИК с датчиком расхода газа
с диапазоном рабочего расхода 20-800м
Техническая характеристика комплекса измерительного природного газа СПГ-ИК
1.1 Датчик расхода ДРГ.М-800.
Маркировка взрывозащиты: 2ExnAIIT6
- диаметр условного прохода - 80мм;
- избыточное давление измеряемой среды - 0
- температура рабочей среды - минус 40
- температура окружающей среды - минус 40
- содержание механических примесей в газе - не более 50мгм
- относительная влажность окружающей среды - 95% при 35
- наименьший эксплуатационный расход - 20
- наибольший эксплуатационный расход - 800
Основная относительная погрешность датчика расхода газа не превышает:
08.cdw
Маркировка взрывозащиты 0ЕхiaIIСT6 Х
- Термопреобразователь сопротивления платиновый с унифицированным выходным сигналом
- рабочий диапазон температур от минус 50 до плюс 150
- номинальная статическая характеристика 100П;
- номинальное сопротивление при 0
основная допускаемая погрешность датчика температуры
где t - значение измеряемой температуры
- показатель тепловой инерции - не более 20 секунд;
- схема подключения - двухпроводная
1.3 Датчик абсолютного давления МЕТРАН-150TA.
Маркировка взрывозащиты 0ЕхiaIIСТ5
- диапазон измеряемого давления - 0
- выходной токовый сигнал - 4
- встроенный ЖКИ с клавиатурой;
- датчики устойчивы к воздействию температуры рабочей среды и окружающего воздуха в
диапазоне температур от -40
основная допускаемая погрешность датчика давления 0
дополнительная погрешность обусловленная изменением температуры 0
2.1 Вторичный прибор газовый корректор СПГ761.
Измеряемые и индицируемые параметры:
- расход газа в рабочих условиях (м
- температура газа (
- давление газа (МПа);
- количество газа в рабочих условиях (м
09.cdw
- время наработки (ч : мин).
Вычисляемые и индицируемые параметры:
приведенный к нормальным условиям (м
приведенного к нормальным условиям (м
Регистрируемые параметры:
- расход газа в рабочих условиях
приведенный к нормальным условиям
счетчик количества газа
приведенного к нормальным условиям
счетчик количества газа в рабочих условиях
приведенного к нормальным условиям на расчетный час (суточный)
время работы узла (ч : мин).
Пределы погрешности газового корректора СПГ761 при измерении:
соответствующему расходу и количеству газа в рабочих условиях -
- расчете расхода и количества газа
приведенного к нормальным условиям - 0
- унифицированного сигнала 4-20 мА
соответствующему температуре - 0
соответствующему давлению - 0
2.2 Обеспечение автоматизированной передачи с узла учета газа.
Газовый корректор СПГ761 снабжен интерфейсами: RS232
Интерфейс RS232 в основном ориентирован на подключение телефонных модемов
GSM - модемов с поддержкой технологии CSD и GPRS
Посредством оптического интерфейса IEC1107 к корректору подключается специальное
устройство сбора данных - накопитель АДС90 или переносной компьютер при помощи адаптеров
АПС78 и АПС70 оответственно.
Интерфейс RS485 предназначен для объединения приборов ЛОГИКА в информационную сеть.
10.cdw
В соответствии с Постановлением КМ РБ №278 от 24.09.2002г. предусмотрена передача
Башкиргаз" посредством GSM-модема
TELEOFIS RX100-R COM GPRS
2.2.3 Организация передачи данных с использованием GSMGPRS-модемов.
) В качестве каналов связи для организации автоматизированной передачи данных
предполагается использование сетей GSM9001800
операторов сотовой связи с устойчивой
зоной покрытия в районе установки корректора объема газа.
) Организация передачи данных для указания каналов связи осуществляется с помощью
в котором будет установлена SIM-карта
) Перечень операторов сотовой связи
имеющих устойчивый сигнал в районе установки
: а) МТС; б) в) Beeline.
) При организации передачи данных производятся настройки газового корректора СПГ761 и
скорость передачи данных - 9600битс;
) После завершения монтажных
пуско-наладочных работ производится аппаратное
Башкиргаз" в тестовом режиме.
3 Расчет погрешности узла учета.
Расчет погрешности узла учета производим по ПР50.2.019-2006.
Погрешность комплекса измерительного природного газа СПГ-ИК с датчиком расхода газа
ДРГ.М-800 при измерении параметров газа определяется погрешностями датчиков и
погрешностями преобразования сигналов вычислителем (погрешность вычислителя). Все
указанные погрешности статистически независимы. Определение значений погрешностей
производится с точностью до двух знаков.
11.cdw
Расчет приведенной погрешности измерений температуры
термопреобразователя сопротивления c унифицированным выходным сигналом 4-20 мА
производится по формуле:
% - приведенная погрешность термопреобразователя;
% - приведенная погрешность корректора СПГ761 по токовым каналам.
% производится с точностью до двух знаков.
3.2 Расчет приведенной погрешности измерения абсолютного давления.
Расчет приведенной погрешности измерения абсолютного давления
% приведенная погрешность датчика давления
с учетом дополнительной погрешности обусловленной изменением температуры 0
3.3 Расчет относительной погрешности измерения расхода в рабочих условиях
Расчет погрешности измерения расхода
- относительная погрешность датчика ДРГ.М-800:
% - основная относительная погрешность преобразования по частотным
12.cdw
стандартным (нормальным) условиям.
Определение значений погрешности производится с точностью до двух знаков.
производится по формуле:
% - относительная погрешность комплекса при измерении расхода газа
% - относительная погрешность комплекса при измерении
- приведенная погрешность измерения температуры (по п.п.2.3.1)
- верхний предел измерения датчика температуры
+ t) - значение абсолютной температуры
t - значение рабочей температуры газа в самых неблагоприятных условиях
- относительная погрешность комплекса при определении абсолютного давления
= 1 - коэффициенты влияния погрешности измерений
температуры и давления.
% - основная относительная погрешность определения объёма газа
приведённого к стандартным условиям;
% - относительная погрешность метода вычисления коэффициента
сжимаемости газа (GERG91)
определяемая по ГОСТ 30319.2-2006
зависящая от плотности газа и
диапазонов рабочих температур и давлений.
Значение относительной погрешности давления
р при применении датчика абсолютного
давления определяется по формуле:
13.cdw
- верхний предел измерения датчика абсолютного давления
Р - значение абсолютного давления
Относительная погрешность определения объема газа
приведенного к стандартным
(нормальным) условиям в диапазоне рабочих расходов газа 20
в диапазоне рабочего расхода от 80
Погрешность комплекса измерительного СПГ761 с ДРГ.М-800 на проектируемый узел учета во
всех возможных диапазонах расхода газа
приведенного к нормальным условиям
что удовлетворяет требованиям постановления КМ РБ № 278 от 24 сентября 2002г.
1 Поверке подлежат все приборы
входящие в состав узла учета с ДРГ.М-800 при выпуске из
находящиеся в эксплуатации
на хранении и выпускаемые из ремонта.
2 Межповерочный интервал приборов
входящие в состав узла учета:
- датчика расхода ДРГ.М-800 1 раз в 3 года;
- датчика давления Метран-150 1 раз в 4 года;
- датчика температуры ТСПУ Л 1 раз в год;
- газового корректора СПГ761 1 раз в 4 года.
3 Методика поверки приборов описаны в технических описаниях и инструкциях по их
14.cdw
1 Монтаж системы учета должен соответствовать требованиям СТО 11233753-001-2006
Системы автоматизации. Монтаж и наладка. Монтаж должен производиться в соответствии с
рабочим проектом с учетом требований предприятий-изготовителей приборов и средств
предусмотренных техническими условиями
инструкциями по эксплуатации
2 Датчик расхода монтируется на горизонтальном участке газопровода с соблюдением
указанных на функциональной схеме (см. чертеж 2010-031-АГСН-1
Для установки датчика расхода на участке газопровода должны быть смонтированы
входящие в комплект монтажных частей счетчика. Уплотнение достигается установкой
уплотнительных резиновых колец и стягиванием фланцев с помощью шпилек (см. чертеж
При установке датчика расхода необходимо обратить внимание на совпадение стрелки на
корпусе датчика расхода с направлением потока газа в газопроводе. Необходимо оберегать
поверхность уплотнения датчика от повреждений.
Для защиты датчика расхода выполнить по месту монтаж навеса над прибором
Перед первоначальным включением газопровода в работу необходимо вместо расходомера
установить монтажную вставку. После очистки газопровода от ржавчины
монтажная вставка заменяется на расходомер. Монтаж датчика расхода осуществляется таким
чтобы обеспечивалась соосность с прямыми участками и трубопроводом.
3 Термопреобразователь устанавливается в газопровод (в поток) согласно схемы (см.
чертеж 2010-031-АГСН-1
лист 9). Защитную гильзу термометра сопротивления расположить
радиально-вертикально и ввинтить в бобышку (закладную конструкцию). Чувствительный
преобразователь термометра погрузить в измерительный трубопровод на глубину (0
(Dвн- внутренний диаметр измерительного трубопровода). Часть чувствительного элемента
термометра выступающую над измерительным трубопроводом термоизолировать.
4 Преобразователь давления устанавливается в вертикальном положении в месте
указанном на схеме (см. чертеж 2010-031-АГСН-1
лист 8). К газопроводу он подсоединяется при
помощи специального штуцера и вентиля.
5 Вторичный прибор газовый корректор СПГ761 монтируется в шкаф коммерческого
учета газа расположенный в центральном теплопункте (см. чертеж 2010-031-АГСН-1
высоте 1300-1500мм от уровня пола. Подключить провод заземления на панели прибора.
Подключить разъем интерфейса RS232 к устройству передачи данных.
15.cdw
давления выполнить кабелем типа КВВГ и проводом типа ПВ3
согласно схеме электрических
соединений (см. чертеж 2010-031-АГСН-1
лист 3) в следующей последовательности:
концы кабеля освободить от изоляции на расстоянии 9
мм со стороны датчика расхода и
-40 со стороны корректора СПГ761.
Со стороны датчика расхода на кабель надеть штуцер
необходимо подобрать в соответствии с наружным диаметром кабеля
Затем жилы кабеля вставить в отверстие соответствующих клемм и зафиксировать с
После окончания монтажа установить на место уплотнитель с шайбой и завинтить в
завинчиванием штуцера добиться уплотнения кабеля.
На зачищенные жилы кабеля со стороны СПГ761 надеть поливинилхлоридные трубки длиной
-30мм с внутренним диаметром 3мм
после чего произвести маркировку и распайку жил к
разъему припоем ПОС-61 ГОСТ21930-76 с использованием канифольного флюса. Места пайки
закрыть надетыми на жилы трубками.
Подключения кабеля к датчикам давления и температуры осуществить в соответствии с
требованиями эксплутационных документов на данные изделия.
6 Электрическое соединение устройства передачи данных и газового корректора СПГ
1 выполнить по схеме электрических соединений (см. чертеж 2010-031-АГСН-1
руководств эксплуатации на данные приборы.
7 Электропитание приборов узла учета газа осуществить от отдельного автомата 10А
установленного в шкафу АВР. В шкафу коммерческого учета установить автомат 5 А для
защиты приборов учета.
В шкафу газового корректора устанавливается блок бесперебойного питания UPS
мощностью 650 ВА обеспечивающий более 12 часов бесперебойного питания при отсутствии
электропитания в сети.
8 Корректор газа СПГ761
расходомер-счетчик газа
корректора в соответствии с требованиями «Правил устройства электроустановок» заземлить
Заземление выполнить проводом ПВ3 2
стальной полосой b х h =4 х 25
с присоединением сваркой к существующей шине заземления.
16.cdw
1 Эксплуатация узла учета должна осуществляться персоналом
техническую документацию и инструкции по эксплуатации приборов
входящих в состав узла
необходимые потребителю
он может снимать необходимую информацию с
корректора следующим образом:
заносить в журнал учета время работы прибора
количество потребленного газа в нормальных кубометрах
количество потребленного газа за
подключив к оптическому разъему IEC1107 через адаптер АПС70
переносной компьютер
накопленную в течение месяца
персональный компьютер
распечатать ее на принтере используя программу верхнего уровня.
3 Обеспечение передачи данных о расходе
давлении и температуре газа в единую систему
сбора информации осуществляется по сотовой связи стандарта GSM через GSM-Модем.
и соответствующими кодами записи
с подписью поставщика
Указания мер безопасности.
При выполнении всех работ необходимо соблюдать "Правила безопасности" ПБ12-529-03;
Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей"; требований
; требования "Руководства по эксплуатации 311.01.00.000 РЭ" на ДРГ.М;
требования "Руководства по эксплуатации РАЖГ.421412.026 РЭ" на корректор газовый СПГ761.
Все строительно-монтажные и пуско-наладочные работы
обслуживание и ремонт
оборудования узла учета разрешается выполнять организациям
имеющим соответствующие
лицензии и разрешения.
Все закладываемое в проекте оборудование имеет разрешение на применение и сертификаты
план трасс.cdw
Хомут (кабельный бандаж)
Короб с крышкой INSTA 150х55
Проектируемые трассы КиА проложить в трубе и при помощи тросовой прокладки
помещении центрального теплопункта кабель проложить по стене
Монтаж средств автоматизации выполнить в соответствии с СНиП 3.05.06-85
Подключение к приборам и устройствам выполнить согласно схемам внешних электрических
Газопровод ГЗ.1 159х4
Состав проекта Содержание раздела.cdw
Наименование частей раздела
Ведомость ссылочных и прилагаемых документов
Техническая характеристика комплекса измерительного природного газа СПГ-ИК
Монтаж приборов узла учета газа
Эксплуатация узла учета
Указание мер безопасности
Функциональная схема
Схема электрических соединений
Монтажная схема обвязки датчика расхода
Монтаж датчика расхода на трубопровод
Монтаж датчика давления на трубопровод
Монтаж датчика температуры на трубопровод
Общая пояснительная записка
Газоснабжение. Наружные газопроводы
Архитектурно-строительные решения
Автоматизация. Газоснабжение.
Наружные газопроводы
Узел коммерческого учета природного газа
Силовое электрооборудование
Охрана окружающей среды
Состав рабочего проекта
схема обвязки расходомера.cdw
Материалы учтены в спецификации технологической части.
Для контроля герметичности байпасной линии установить манометр
Место установки термопреобразователя теплоизолировать.
Узел коммерческого учета природного газа
обвязки датчика расхода
Газопровод ГЗ.1 159х4
ДРГ.М-800 311.01.00.000-03
схема электрических соединений.cdw
ГОСТ Р МЭК 60715-2003 L=400 мм
Розетка "евро" РДЕ-47 16А
Р+N+PE ГОСТ 51322.1-99
Количество каналов-2
Блок питания Метран-602-024-250-DIN
Кабель КВВГ 4х1 ГОСТ 1508-78
Блок зажимов наборный БЗН27-2
М25У3-10 ТУ 16-89 ИГФР.687222.023ТУ
Провода ГОСТ 6323-79
Провод ПВС 2х1 ГОСТ 7399-97
Металлорукав Р3-Ц-Х DN 15 ТУ 22-5570-83
Полоса 4х25 ГОСТ 103-2006
Выключатель автоматический BA47-63
ТУ 3422-008-70039908-2007
Источник бесперебойного питания Back-UPS CS 650 ВА
Блок питания Метран-602-Exia-420-2-DIN
взрывозащиты ExiaIIC
Тросовая проводка 20м
На концах защитных труб в местах подключения к датчикам использовать металлорукав
РЗ-Ц-Х DN15 ТУ22-5570-83 длиной 1 метр
трос заземлить с двух сторон полосой 4х25 ГОСТ103-2006
и проводом ПВ3 4 ж-з ГОСТ 6323-79 на существующий контур заземления. Длину полосы и
провода уточнить по месту
Заземление выполнить согласно ГОСТ 21130-75
Узел коммерческого учета природного газа
Схема электрических соединений
Газопровод природного газа
Схемы, спецификация.dwg
Установка газоанализаторов
Помещение управления
Концентрация кислорода в дымовых
Концентрация двуокиси углерода
в дымовых газах печи №41
в дымовых газах печи №42
в дымовых газах печи П-4
Размеры для справок.
Акционерное общество
Видеографический регистратор
Вид на внутреннюю плоскость
Расстояние от нулевой отметки до оси прибора поз.TJIR930
уточнить по месту при монтаже.
ТУ16-89 ИГФР.687222.023ТУ
ТУ 4212-012-12580824-2001
температура от минус 20 до 40 С
обозначение документа
Преобразователь разности давления (ДД)
Сальниковый ввод (С)
избыточное давление 16МПа
Предельно допускаемое рабочее
Климатическое исполнение У2
Система вентильная СВ-М 01
Микропроцессорный с индикатором (МП1)
Маркировка взрывозащиты ЕхiаIICT5X
Выходной токовый сигнал от 4 до 20мА (42)
Верхний предел измерения 40 кПа
Наименование и техническая характеристика
Завод - изготовитель
Выходной токовый сигнал от 4 до 20 мА (420)
Количество каналов - 1
Маркировка взрывозащиты ЕхiаIIC
МЕТРАН-602-Ехiа-420-1-DIN
ТУ 4218-003-51465965-2003
-1495-02-МП1-t10-015-
от минус 40 С до плюс 70 С (t10)
Корнеизвлекающая характеристика ( )
-40кПа-16МПа-42 -СВ-М 01-С
Схема электрических соединений
Трубопровод топ. газа
МПа Трубопровод природного газа
(Измерительный участок)
DN80 Трубопровод прир. газа
Центральный теплопункт
Кабели ГОСТ 1508-78
Провода ГОСТ 6323-79
Металлорукав Р3-Ц-Х DN 15
Полоса 4х25 ГОСТ 103-2006
На концах защитных труб в местах подключения к датчикам
использовать металлорукав
Заземление выполнить согласно ГОСТ 21130-75
Длину полосы и проводника уточнить по месту.
заземлить с двух сторон
полосой 4х25 ГОСТ 103-2006 и проводом ПВ3 4 ж-з ГОСТ 6323-79.
РЗ-Ц-Х DN 15 ТУ 22-5570-83
Функциональная схема
Блок зажимов наборный
ТУ 16-89 ИГФР.687222.023ТУ
Шкаф газосчетчика. Вид на внутреннюю плоскость
автоматический выключатель ВА47-63
розетку блок зажимов
блоки питания Метран-602 крепить на DIN рейку.
Шкаф газосчетчика ЩРНМ-3 установить на стене в центральном теплопункте.
троссовая проводка 20м
Щит распределительный навесной ЩРНМ-3
Корректор газовый СПГ761
Выключатель автоматический
ТУ 3422-008-70039908-2007
Источник бесперебойного питания
ГОСТ Р МЭК 60715-2003
GSМ модем TELEOFIS RX100-R СОМ GPRS
Ниппель с гайкой М20х1
Датчик абсолютного давления
Выходной токовый сигнал от 4 до 20мА (А)
ТУ 4212-022-51453097-2006
Верхний предел измерения 1000 кПа (2)
Температура от минус 20 до плюс 20 С
Расход не более 300-3015 нм ч
Технологическое соединение: М20х1
контактирующих с рабочей средой:
нержавеющая сталь 316 (2)
Заполняющая жидкость: силиконовое масло (1)
Встроенный ЖКИ с клавиатурой (М5)
Кабельный ввод (К03)
Розетка "евро" РДЕ-47 16А
Р+N+РЕ ГОСТ 51322.1-99
Трубы и детали трубопроводов
Номера листов (страниц)
Таблица регистрации изменений
КИП и средства автоматизации
Расход. Давление. Регистрация
кольцо диаметром 18 мм
Арматура диаметром 10 мм
Диапазон рабочих температур
Показатель тепловой инерции 20с
от минус 50 до 150 С
Термометр сопротивления платиновый
Материал защитного чехла сталь 12Х18Н10Т
236.003-00.1 80мм 12Х18Н10Т
ТУ 4211-062-00226253-2007
Длина монтажной части 80 мм
Унифицированный выходной сигнал 4-20 мА
Диапазон рабочих давлений
Датчик расхода газа взрывозащищенный
маркировка взрывозащиты 2ЕхnАIIТ6
Диапазон измерения от 20 до 800 м ч
Комплект монтажных частей
Комплект запасных частей
Комплект сменных частей
Мощность 400 Вт650 ВА
количество зажимов-10 шт
ТУ 16-89 ИГФР.687222.
Провод ПВС 2х1 ГОСТ 7399-97
Клеммная головка из полимерного материала с токовым
преобразователем ПСТ
Узел коммерческого учета природного газа
Сертификация взрывобезопасности 0ЕхiaIIСТ5
Сертификация взрывобезопасности 0ЕхiaIIСT6 Х
Количество каналов-2
взрывозащиты ЕхiаIIC
МЕТРАН-602-Ехiа-420-2-DIN
ТУ 4276-001-2160758-2002
МЕТРАН-602-024-250-DIN
Конфигурация входов 8I+ 4F+ 4R
Манометр показывающий с радиальным
Корпус стальной; IP 40
Шкала от 0 до 10 кгссм
Рукав металлический негерметичный
Щит с монтажной панелью
Угольник 20 ГОСТ 8947-75
Муфта короткая 20 ГОСТ 8954-75
Контргайка 20 ГОСТ 8961-75
ГОСТ Р МЭК 69715-2003
TELEOFIS RX100-R СОМ GPRS
крепление на DIN рейку
Аксессуары для GSМ модема:
Антенна GSM 905 mini FME
Устройство отборное
Полоса 4х25 ГОСТ103-2006
(для тросовой прокладки кабелей)
ТУ36.22.19.06-001-87
Хомут (кабельный бандаж) 7
Уголок 50х50х3 ГОСТ 8509-93
Кабель интерфейсный RS-232
Количество каналов - 2
Короб с крышкой INSTA 150х55
Перегородка кабель-канала RSE
Угол внутренний изменяемый для кабель-канала
Плоский угол для кабель-канала RL
Заглушка для кабель-канала RF
Лист В-НО-5 ГОСТ19904-90
К260 В5-III ГОСТ16523-89
Выходной ток до 250мА
Выходное напряжение 24В
Труба 14х2 ГОСТ 8734-75
Соединение ввертное ниппельное
НСВ14хR12 ТУ 3742-032-01395839-00
Ш-R12 ТУ4218-014-01395839-96
Клапан запорный из углеродистой стали
с64нж ТУ 26-07-1078-73
Схемы, спецификация.frw
Схема электрических соединенийТрубопровод топ. газа
МПа Трубопровод топ. газа
(Измерительный участок)
DN80 Трубопровод топ. газа
Центральный теплопункт
Кабели ГОСТ 1508-78
Провода ГОСТ 6323-79
Металлорукав Р3-Ц-Х DN 15
Полоса 4х25 ГОСТ 103-2006
На концах защитных труб в местах подключения к датчикам
использовать металлорукав
Заземление выполнить согласно ГОСТ 21130-75
Длину полосы и проводника уточнить по месту.
заземлить с двух сторон
полосой 4х25 ГОСТ 103-2006 и проводом ПВ3 4 ж-з ГОСТ 6323-79.
РЗ-Ц-Х DN 15 ТУ 22-5570-83
Функциональная схема
Блок зажимов наборный
ТУ 16-89 ИГФР.687222.023ТУ
Шкаф газосчетчика. Вид на внутреннюю плоскость
Размеры для справок.
ТУ16-89 ИГФР.687222.023ТУ
Контроллер МИКОНТ-186
автоматический выключатель ВА47-63
блок питания Метран-602 крепить на DIN рейку.
Шкаф газосчетчика ЩРНМ-3 установить на стене в центральном теплопункте.
троссовая проводка 20м
Щит распределительный навесной ЩРНМ-3
Контроллер универсальный МИКОНТ-186
Выключатель автоматический
ТУ 3422-008-70039908-2007
Источник бесперебойного питания
ГОСТ Р МЭК 60715-2003
GSМ модем TELEOFIS RX100-R СОМ GPRS
обозначение документа
Наименование и техническая характеристика
Завод - изготовитель
Ниппель с гайкой М20х1
Датчик абсолютного давления
Выходной токовый сигнал от 4 до 20мА (А)
ТУ 4212-022-51453097-2006
Верхний предел измерения 1000 кПа (2)
Температура от минус 20 до плюс 20 С
Расход не более 300-3015 нм ч
Технологическое соединение: М20х1
контактирующих с рабочей средой:
нержавеющая сталь 316 (2)
Заполняющая жидкость: силиконовое масло (1)
Встроенный ЖКИ с клавиатурой (М5)
Кабельный ввод (К03)
Розетка "евро" РДЕ-47 16А
Р+N+РЕ ГОСТ 51322.1-99
Трубы и детали трубопроводов
Номера листов (страниц)
Таблица регистрации изменений
КИП и средства автоматизации
Рукав металлический негерметичный
Щит с монтажной панелью
Угольник 20 ГОСТ 8947-75
Муфта короткая 20 ГОСТ 8954-75
Контргайка 20 ГОСТ 8961-75
ГОСТ Р МЭК 69715-2003
Расход. Давление. Регистрация
кольцо диаметром 18 мм
Арматура диаметром 10 мм
Диапазон рабочих температур
Показатель тепловой инерции 20с
от минус 50 до 150 С
Термометр сопротивления платиновый
Материал защитного чехла сталь 12Х18Н10Т
236.003-00.1 80мм 12Х18Н10Т
ТУ 4211-062-00226253-2007
Длина монтажной части 80 мм
Унифицированный выходной сигнал 4-20 мА
Диапазон рабочих давлений
Датчик расхода газа взрывозащищенный
маркировка взрывозащиты 2ЕхnАIIТ6
Диапазон измерения от 20 до 800 м ч
Комплект монтажных частей
Комплект запасных частей
Комплект сменных частей
Контроллер универсальный
Трубы защитные для электрических проводок
Мощность 400 Вт650 ВА
TELEOFIS RX100-R СОМ GPRS
крепление на DIN рейку
Аксессуары для GSМ модема:
количество зажимов-10 шт
ТУ 16-89 ИГФР.687222.
Антенна GSM 905 mini FME
Провод ПВС 2х1 ГОСТ 7399-97
Устройство отборное
Полоса 4х25 ГОСТ103-2006
(для тросовой прокладки кабелей)
ТУ36.22.19.06-001-87
Хомут (кабельный бандаж) 7
Уголок 50х50х3 ГОСТ 8509-93
Кабель интерфейсный RS-232
Клеммная головка из полимерного материала с токовым
преобразователем ПСТ
Узел коммерческого учета природного газа
Сертификация взрывобезопасности 0ЕхiaIIСТ5
Сертификация взрывобезопасности 0ЕхiaIIСT6 Х
Количество каналов-2
взрывозащиты ЕхiаIIC
МЕТРАН-602-Ехiа-420-2-DIN
Выходной токовый сигнал от 4 до 20 мА (420)
Количество каналов - 2
Маркировка взрывозащиты ЕхiаIIC
ТУ 4218-003-51465965-2003
Короб с крышкой INSTA 150х55
Перегородка кабель-канала RSE
Угол внутренний изменяемый для кабель-канала
Плоский угол для кабель-канала RL
Заглушка для кабель-канала RF
Лист В-НО-5 ГОСТ19904-90
К260 В5-III ГОСТ16523-89
установка датчика давления.cdw
Шайба уплотнительная
Патрубок L=100мм max
Общие данные смотри л.1
Место установки датчика давления смотри л.4
Для монтажа датчика давления просверлить отверстие диаметром 6мм
Сварку провести по ГОСТ 16037-80.
Не допускается приваривать патрубок поз. 5 с установленным датчиком давления.
Отверстие для отбора давления в трубопроводе ∅ 6 мм сверлить после
приваривания штуцера поз. 5. Кромки отверстий не должны иметь заусенцев. Для ликвидации
заусенцев допускается скругление внутренней кромки отверстия радиусом не более
Теплоизоляция трубопровода условно не показана.
Монтаж датчика давления произвести на подставку
Узел коммерческого учета природного газа
давления на трубопровод
установка расходомера.cdw
Место установки датчика расхода смотри л.4
Датчик расхода комплектуется монтажными изделиями
Датчик расхода ДРГ.М-800
Н6.35.019.ГОСТ5915-70
Узел коммерческого учета природного газа
расхода на трубопровод
установка температуры.cdw
Общие данные см. лист 1
Место установки датчика давления смотри л.4
Отверстие для монтажа бобышки в трубопроводе выполнить сверлением.
Сварку провести по ГОСТ 16037-80.
Не допускается приваривать бобышку с установленным датчиком температуры.
Преобразователь температуры устанавливается в трубопровод с помощью бобышки
чем обеспечивается установка погружной части датчика в трубопровод в пределах 0
температуры на трубопровод
Узел коммерческого учета природного газа
для установки термопреобра-
зователя сопротивления
Закладная конструкция
00.cdw
СтерлитамакНефтеХимПроект
Узел коммерческого учета природного газа
ул. Уфимский тракт-4.
г. Стерлитамак 2010г.
01.cdw
СтерлитамакНефтеХимПроект
Узел коммерческого учета природного газа
ул. Уфимский тракт-4.
Проект выполнен в соответствии с действующими
нормами и правилами.
г. Стерлитамак 2010г.