Коммерческие узлы учета газа

Сантехнические работы Тюмень

Основными требования, предъявляемые к приборам учета газа, являются высокая точность измерения в широком диапазоне изменения физических величин; надежность работы в российских климатических условиях; автономность работы; стабильность показаний на протяжении всего межповерочного интервала; архивирование и передача информации; простота обслуживания, в т.ч. работ, связанных с поверкой приборов.

При выборе оборудования по учету газа необходимо руководствоваться не только обещаниями производителей таких технических характеристик как высокая точность, широкий диапазон измерений, длительный межповерочных интервалов, а иногда и возможности поверки без демонтажа, необязательность прямых участков измерительных трубопроводов, либо их малые значений, а прежде всего наличием необходимого опыта эксплуатации оборудования или наличием необходимого объема испытаний приборов учета.

Оперативный /некоммерческий/ – предназначен для определения физических характеристик технологических жидкостей и газов, объема жидкости иили газа.

Все это производится для оперативного определения и контроля расчетных величин технологического процесса, корректировки потребностей в сырье и материалах технологической установки, а также /иногда/ при прогнозировании развития технологического процесса.

Учет нужен всем: частнику, фирме, предприятию +7-932-2000-535

Коммерческий узел – призван только для того, чтобы контролировать качество конечного продукта, учитывать количество продукта сертифицированным методом. Показания коммерческого узла учета используются только при взаиморасчетах между потребителем и производителем.

Оперативный узел – должен отвечать только требованиям метролога и технолога заказчика.

Коммерческий – пройти метрологическую экспертизу, иметь сертификат средства измерения.

Методы измерения расхода газа

Выбор метода измерения, подходящего для индивидуальных условий измерений и предполагаемых объемов газа является самым ответственным этапом в организации учета. Применение того или иного метода измерения обусловлено необходимостью наличия полной информации как об измеряемой среде, так и о предполагаемой точности измерения расхода газа.

Измерения расхода и определение количества природного газа осуществляют одним из следующих методов:

  • переменного перепада давления /сужающие устройства, усредняющие напорные трубки/ ;
  • измерения объемного расхода /объема/ газа с помощью средств измерений объемного расхода при рабочих условиях с последующим пересчетом к стандартным условиям – турбинные, камерные, ротационные, диафрагменные, вихревые, ультразвуковые, струйные расходомеры;
  • измерения массового расхода (массы) газа с помощью средств измерения массового расхода с пересчетом к объемному расходу при стандартных условиях – кориолисовые, термоанемометрические /корпусные и погружные/ расходомеры.

Основные принципы организации учета газа

Основные принципы организации учета газа:

  • поуровневый узловой учет;
  • иерархическое изменение требований к погрешности измерений на каждом уровне;
  • повсеместный учет у конечных потребителей;
  • централизация и автоматизация сбора данных о потреблении со всех уровней.

Приборы учета самой высокой точности должны устанавливаться на газоизмерительных станциях и на выходах из магистрального газопровода, т.е на ГРС.

Оснащение узлов учета должно выполняться с учетом их уровня.

На нижнем уровне существенно возрастают требования к увеличению диапазона измерений приборов.

При расходах свыше 10 м3/ч рекомендуется оснащать расходомеры электронными корректорами по температуре.

Обратите внимание

На узлах учета, в которых давление газа не превышает до – 0,005 МПа, целесообразно устанавливать диафрагменные счетчики газа.

Если максимальный объемный расход газа при рабочих условиях меньше или равен – 16,0 м3/ч и давление газа менее – 0,005 МПа, измерение газа целесообразно осуществлять с помощью диафрагменных счетчиков газа

Если объемы транспортировки газа   превышают – 200,0 млн.

м3 в год /приведенных к стандартным условиям/, для повышения надежности и достоверности измерений объема газа, рекомендуется применять дублирующие средства измерения.

Дублирующие средства измерения не должны влиять на работу основных средств измерений. Рекомендуется, чтобы основная и дублирующая измерительные системы использовали разные методы измерений расхода и количества газа.

На узлах измерения с максимальным объемным расходом газа более 100 м3/ч, при любом избыточном давлении и в диапазоне изменения объемного расхода от – 16,0 м3/ч до – 100,0 м3/ч, при избыточным давлении более – 0,005 МПа измерение объема газа проводят только с использованием вычислителей или корректоров объема газа.

При избыточном давлении не более – 0,005 МПа и объемном расходе не более – 100,0 м3/ч разрешается использование преобразователей расхода с автоматической коррекцией объема газа только по его температуре.

Состав узла учета газа

Состав средства измерения и вспомогательных устройств, на базе которых выполнен узел учета газа, определяется применяемым методом измерения и требованиями методики выполнения измерений, регламентирующими проведение измерений, а также исходя из назначения узла учёта, заданного расхода газа и диапазонов его изменения, давления и показателей качества газа, с учетом режимов отбора газа и необходимости включения узлов учета в автоматизированную систему коммерческого учета газа /АСКУГ/.

В состав узла учета газа, в общем случае входят:

  • расходомер для измерения объема и расхода газа;
  • измерительные трубопроводы;
  • средства подготовки качества газа /в соответствии с требованиями, предъявляемыми к оборудованию, входящему в узел учета газа/;
  • анализатор качества газа /для узлов учёта, устанавливаемых в местах добычи газа, на границах магистральных газопроводов после мест возможного смешения газа из различных месторождений, подземных хранилищ газа и от независимых поставщиков/;
  • комплекс технических средств автоматизации, в том числе – обработки, хранения и передачи информации.

Сокращение состава узла учета возможно при избыточном давлении не более чем – 0,005 МПаи расходе газа не более чем – 16,0 м3/ч. Другие изменения состава узла учёта допускаются исключительно в целях повышения точности и информативности учёта.

Узел учета расхода природного газа /УУГ/ – это комплекс средств, предназначенных для измерения объемного и массового расхода газа, а также давления, температуры и других физических свойств природного газа.

Узел учета газа применяется для коммерческого учета при учетно-расчетных операциях, и технологического учета на промышленных предприятиях, объектах технологических производств, газораспределительных станциях, подземных газохранилищах, и других объектах.

Отопление и водоснабжение – многогранный инженерный процесс,

требующий знаний и умений ПРОФЕССИОНАЛА.

Проясним Вашу ситуацию и ответим на вопросы бесплатно +7-932-2000-535

Сантехнические работы Тюмень

Источник: http://proekt-tmn.ru/chem-otlichaetsya-kommercheskij-uzel-uchyota-gaza-ot-nekommercheskogo-u-u-g/

Новые требования к коммерческим узлам учета расхода газа

  В данной статье рассматриваются новые требования, предъявляемые к коммерческим узлам учета расхода газа (далее — КУУГ) в связи с принятием 1 января 2017 года ГОСТ 30319-2015 «Газ природный. Методы расчета физических свойств» в трех частях, а так же способы приведения КУУГ в соответствие с данным ГОСТом.

  ГОСТ 30319-2015 введен в действие в качестве национального стандарта Приказами Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 10 ноября 2015 года № 1743-ст, № 1744-ст. Приказом № 2075-ст от 30 ноября 2015 года установлена дата введения с 1 января 2017 года.

  Технический комитет по стандартизации 024 разъяснил своим письмом от 20 сентября 2016 года, что требования вышеуказанного стандарта распространяются на вновь вводимые в эксплуатацию, реконструируемые или подвергаемые техническому перевооружению КУУГ.

Важно

Приведение действующих КУУГ в соответствие с требованиями ГОСТ 30319-2015 должно осуществляться по истечении срока службы и (или) срока годности.

К примеру, срок службы довольно распространенного в Московском регионе корректора объема газа SEVC-D – 15 лет, турбинных счетчиков газа – 10 — 12 лет, ротационных счетчиков газа – около 12 лет.

  Следовательно, при проведении работ по полному либо частичному техническому перевооружению ГРУ, ГРП (если там установлен КУУГ), внутренних газопроводов, придется приводить КУУГ в соответствие с ГОСТ 30319-2015.

Читайте также:  Сигнальная лента для газопровода

  Есть примеры (в том числе в работе нашей компании) когда филиалы ГУП МО «Мособлгаз» требовали приведение КУУГ в соответствие с вышеуказанным стандартом при замене газоиспользующего оборудования на объекте.

То есть работы по замене оборудования производились вне зоны ГРУ где установлен КУУГ, а дальше по ходу движения газа. Соответственно существующий КУУГ находился вне границ проектирования и не подвергался реконструкции или техническому перевооружению.

Так как корректор SEVC-D установленный в данном КУУГ не соответствует ГОСТ 30319-2015, то было предложено заменить его.

Итак, какие новые требования предъявляет ГОСТ 30319-2015 к узлам учета газа?
  Для начала, следует сказать, что данный стандарт принят взамен утратившего силу ГОСТ 30319-96 и предъявляет требования к методу вычисления коэффициента сжимаемости газа. В старом ГОСТе применялись методы УС GERG-91 мод. и NX-19 мод.

, а теперь вместо этих двух методов должен применяться новый — AGA8 (Международный стандарт ISO 20765-1:2005). Так же расширен диапазон применимости алгоритмов до абсолютного давления в 30 МПа. По сути, изменились требования только к корректору объема газа, а именно к его прошивке.

Требования к остальным компонентам КУУГ (счетчик газа, датчики) остались неизменными.

Существует три способа приведения КУУГ в соответствие с ГОСТ 30319-2015:

  1-ый способ — самый простой, заключается в перепрограммировании корректора представителями завода-изготовителя без замены всего КУУГ и его компонентов по согласованию с филиалом ГУП МО «Мособлгаз».

Но этот способ может быть использован только на современном КУУГ до истечения его паспортного срока службы с относительно новым корректором (например, ЕК-270 выпущенным после 12.07.13г.

) имеющим возможность такого обновления ПО.

  2-ой способ

Источник: http://www.kip-energ.ru/trebovanija-yzlam-gaza

Коммерческие узлы учета газа

В рамках нашей компании разработана новая линейка Коммерческих Узлов Учета Расхода Газа.

КУУРГ является измерительным комплексом и предназначен для коммерческого учета расхода объема природного газа, приведенного к нормальным условиям в сфере коммунального хозяйства и на промышленных предприятиях. Данные комплекся ставятся перед помещениями в целях более точного учета расходования газа.

Виды оборудования:

  • УУРГ — Узел Учета Расхода Газа на раме
  • ШУУРГ — Шкафной Узел Учета Расхода Газа в шкафу
  • БУУРГ — Блочный Узел Учета Расхода Газа в блоке

Схемы коммерческих узлов учета газа:

Узелы учета изготавливаются во взрывобезопасном исполнении: по ГОСТ22782.5-78 — «Искробезопасная электрическая цепь», по ГОСТ 22782.3-77 — «Специальный вид взрывозащиты», по ГОСТ 22782.6-81 — «Взрывонепроницаемая оболочка». Вид взрывозащиты определяется установленным оборудованием.

Возможна настройка передачи данных счетчика посредством модема.

Для Вашего удобства нами был разработан опросный лист, заполнив который Вы сможете ускорить работу над Вашим заказом. Чем более детальная информация будет указана в опросном листе, тем более точно будут реализованы Ваши запросы. 

Скачать опросный лист.

Заказать Коммерческие узлы учета газа

На сайте можно оформить заявку, воспользовавшись формой обратной связи, или позвонив нам по телефонам: +7 (8452) 400-079, +7 (8452) 400-178. При формировании заказа по телефону, вы сможете не только уточнить цену, но и получить консультации по техническим характеристикам приборов.

Доставка

Компания «Спецгазпром» предлагает приобрести Коммерческие узлы учета газа заводам и предприятиям России и стран СНГ. Доставка оборудования возможна по следующим городам: Абакан, Актобе, Алматы (Респ. КАЗАХСТАН), Ангарск, Архангельск, Астана(Респ.

КАЗАХСТАН), Астрахань, Атырау, Ачинск, Барнаул, Березники, Бийск, Благовещенск, Братск, Великий Новгород, Великие Луки, Владивосток, Волгоград, Вологда, Воронеж, Горно-Алтайск, Екатеринбург, Златоуст, Иваново, Ижевск, Иркутск, Ишим, Йошкар-Ола, Казань, Канск, Калининград, Караганда, Киров, Кокшетау, Кемерово, Комсомольск-на-Амуре, Костанай, Краснодар, Красноярск, Куйбышев, Курган, Кызыл, Кызылорда, Кострома, Ленинск-Кузнецкий, Ленск ,Липецк, Магнитогорск, Мариинск, Междуреченск, Миасс, Мирный, Москва, Мурманск, Набережные Челны, Находка, Нерюнгри, Нижневартовск, Нижний Новгород, Нижний Тагил, Новокузнецк, Новороссийск, Новосибирск, Ноябрьск, Озерск, Омск, Оренбург, Орск, Павлодар(Респ.КАЗАХСТАН), Пенза, Пермь, Петрозаводск, Петропавловск (Респ.КАЗАХСТАН) Прокопьевск, Псков, Ростов-на-Дону, Рубцовск, Рязань, Самара, Санкт-Петербург, Саратов, Саранск, Симферополь, Севастополь, Сковородино, Славгород, Ставрополь, Стерлитамак, Сургут,Талдыкорган (Респ.КАЗАХСТАН), Тараз, Тобольск, Тольятти, Томск, Тында, Тюмень, Улан-Удэ, Ульяновск, Усть-Илимск, Усть-Кут, Усть-Каменогорск(Респ.КАЗАХСТАН), Уфа, Хабаровск, Ханты-Мансийск, Чебоксары, Челябинск, Чита, Шадринск, Шымкент, Южно-Сахалинск, г. ЮРГА, Ярославль, Якутск и другие города. Коммерческие узлы учета газа доставляется во все города Республики Казахстан, Белоруссии, Туркменистана, Узбекистана, Азербайджана, Кыргызстана и других стран СНГ, при согласовании по телефону: +7 (8452) 400-178, +7 (8452) 400-079.

Для подбора и заказа оборудования, запроса разрешительных документов (сертификат качества, разрешение на применение, паспорт изделия, сертификат Газсерт, уточнения характеристик, уточнения сроков производства, запроса габаритной, функциональной схемы, паспорта на Коммерческие узлы учета газа обращаться в отдел подбора оборудования: +7 (8452) 400-079, +7 (8452) 400-178*

Наши партнеры:

Источник: https://xn--80affkzlcejd1d.xn--p1ai/kommercheskie-uzlyi-ucheta-gaza.html

Коммерческий узел учёта газа — Сообщество «Вахтовики» на DRIVE2

Не знаю, будет ли это интересно, но тематике группы, я думаю, соответствует.Не стесняйтесь, давайте расскажем (в меру возможности, естесвенно) о том, где мы работаем, какое оборудование обслуживаем или с каим «ходим рядом».

Лично мне — жутко интересно!

Газ мало добыть, осушить и отправить в газопровод «Трансгаза»Его ещё и нужно «посчитать».

Для этого служат узлы учёта газа, устанавливаемые перед самой врезкой в магистральный газопровод.

Совет

Наш узел(зона моей ответственности)— производства НИЦ «Инкомсистем», город Казань.Немного фото.Описывать работу приборов не буду- думаю, это малоинтересно.

-Просто дам ссылку(вдруг кого-то да заинтересует?)

Выезд на узел, находящийся в 40 км от промысла 4 раза в месяц или в случае аварии.Всё работает автоматически.

За работу автоматики отвечаю я.

Мониторы точки росы по воде Ametek 3050 OLV(2шт. основной и резервный) (круглые «железяки»)
asutp.ru/?p=400267Квадратные коробки над ними- блок редуцирования газа

на переднем плане портативный измеритель точки росы «Hygrovision»

Блок ручного отбора пробы

Мониторы точки росы по углеводородам Ametek 241 CEII (2шт. основной и резервный)
drager.perm.ru/?page=good&id=355

Зеркало охлаждается азотом(2 баллона, основной и резервный)

Анализатор низких концентраций сероводорода Ametek 933
drager.perm.ru/?page=good&id=361

Поточный плотномер Solartron 3098
solartron.ru/density/3098.html

Самая сложная и дорогая «хреновина»Газовый промышленный хроматограф MicroSAM

ug-naladka.ru/an-obor/9/21.html

Коричневые баллоны с гелием, газом носителем(основной и резервный)

маленький баллон- имитатор природного газа- по нему, автоматически, каждый день в 9:00 калибруется хроматограф.

Один из электроприводов, управляющих открытием/закрытием шаровых кранов

«Сердце» узла- Ультразвуковой счетчик газа Flowsic 600
ktkprom.com/Sick_2_adv.php
Выше счётчика преобразователь давления Rosemount 3051

Датчик температуры Rosemount 3144Р

Блок-бокс узла учёта снаружи

Пока отбирали пробу(а это, повторюсь, делается 4 раза в месяц), трубка сброса на свечу обмёрзла-Вот Вам и наглядно и процесс осушки газа(сброс давления на эжекторах, захолаживание)

www.drive2.ru/b/1202419/

Рядом с технологическим блок-боксом узла учёта стоит БКЭС(блок комплектный электроснабжения и связи) в котором размещёны «мозги» узла, системы связи, основного и резервного электропитания.

Обратите внимание

Шкаф управления узла учёта.2 контроллеры «Аконт»(производства «Инкомсистем») считают расход в «нормальных кубах» по специальному алгоритму, учитывая расход, давление и температуру, а ещё 1 «Аконт» отвечает за «аналитику»

-Влажность, компонентный состав, содержание серы, плотность

«Кишки» шкафа управления.Контроллер Siemens S400 отвечает за работу автоматики «узла»

-Включение вентиляции при загазованности, обогрева, открытие закрытие электроприводных кранов итд

Шкаф управления узлом приёма СОД(средства очистки и диагностики)производства Атлантик Трансгаз СистемаЭтот же шкаф передаёт данные на радиомодем, а потом в диспетчерскую «Трансгаза» и к нам, на промысел.

Читайте также:  Баллоны тороидальные

Местная панель управления

«Кишки» шкафа(контроллер ControlWave- очень «дубовый» и весьма надёжный- ими оснащены узлы и «пикеты» Газпрома, Транснефти, Роснефти)

Не моя «епархия», но думаю, интересно и ближе к тематике сайта
-Резервная ДЭС Каммингз 40кВт(кстати, движок, Канадский, а не Китайский)

Нормальное питание от ВЛ «Северных сетей»(через трансформатор 10/0,4кВ.

Вид на узел приёма СОД

В этот выезд мы «посетили» и крановый узел на 16 километре
-Устраняли последствия паводка(затопило крановый узел)

Вот такая вот «беда»

Источник: https://www.drive2.ru/c/2193395/

Узел коммерческого учета газа

Приложение №6

Корректировка от 15-01-11г.

УЗЕЛ КОММЕРЧЕСКОГО УЧЕТА ГАЗА

с Мыльджинского газоконденсатного месторождения в магистральный газопровод-отвод Мыльджинское ГКМ — Вертикос

УКУГ МГКМ

Технические требования на реконструкцию пункта хозрасчетного замера газа УКПГ Мыльджинского ГКМ

    1. Наименование и условное обозначение
  1. Наименование – узел коммерческого учета газа с Мыльджинского газоконденсатного месторождения ОАО «Томскгазпром» в магистральный газопровод-отвод Мыльджинское ГКМ — Вертикос.
  2. Условное обозначение — УКУГ МГКМ, далее по тексту — УКУГ.
    1. Существующий УКУГ осуществляет автоматическое измерение и вычисление расхода, объема газа методом переменного перепада давления с использованием стандартных сужающих устройств и показателей качества газа (анализ точки росы по влаге и углеводородам). Измерения физико-химических показателей качества газа ведутся лабораторными методами, компонентный состав газа определяется с помощью газовых хроматографов «Кристалл-2000М».
    2. В состав УКУГ входят следующие основные блоки:
    • блок измерительных линий (БИЛ);
    • блок контроля качества газа (БККГ);
    • блок обработки информации (БОИ).
    1. План расположения оборудования в помещениях УЗГ указан в приложении №1. «Схема коммерческого УЗГ на МГКМ».
    2. Классификация помещений по пожаровзрывобезопасности :

— помещение приборов учета, помещение контроля качества газа, технологического помещения В-1а,

— щитовой УЗГ –Д

В состав БИЛвходят 2 измерительные линии: рабочая и резервная. Каждая измерительная линия (ИЛ) оснащена следующим технологическим оборудованием и средствами измерения:

  • краны шаровые равнопроходные типа GTZH (ДУ 20” РУ ANSI 400) фирмы DKG-EAST (Венгрия)
  • устройство сужающее быстросъемное УСБ -500- изготовлено по ТУ 51-72-87. ООО “ТюменНИИгипрогаз”;
  • термометр сопротивления Pt 100 фирмы «Emerson Process Managament» типа 0065D
  • многопараметрический датчик фирмы «Emerson Process Managament» типа MVS 205 (расположен в помещении приборов учета);
  • технологическая часть пробоотборных устройств для анализаторов точки росы и ручного отбора проб;
  • манометр;
  • термометр.
      1. Блок контроля качества газа

В состав блока контроля качества газа входят:

  • анализатор точки росы по влаге Ametek 5000 с контроллером;
  • анализатор точки росы по углеводородам Ametek 241;
  • комплектная к анализаторам система подготовки проб.

В состав системы обработки информации УКУГ входят:

  • контроллер расхода FloBoss ROC – 407 (расположен в помещении приборов учета);
  • контроллер анализатора точки росы по влаге Ametek 5000 (расположен в щитовой узла замера газа (УЗГ))
  • источники бесперебойного питания (расположены в щитовой УЗГ)
  • контроллер ИУС ТП RS – 3 (расположен в аппаратной СЭРБ, модули ввода-вывода в щитовой УЗГ)

Расстояние по кабельным трассам:

        • блок измерительных линий — помещение приборов учета – 15 м;
        • помещение приборов учета – щитовая УЗГ – 60 м;
        • помещение контроля качества газа – щитовая УЗГ – 60 м;
        • помещение приборов учета – операторная СЭРБ – 135 м;

Рабочая среда – газ, соответствующий ОСТ 51.40-93 «Газы горючие природные,поставляемые и транспортируемые по магистральным трубопроводам».Средняя характеристика рабочей среды

п/п Наименование показателей Ед. изм. Значение
1. Объемная доля метана (СН4) % об. 89,96
2. Объемная доля этана (С2Н6) % об. 3,31
3. Объемная доля пропана (С3Н8) % об. 1,83
4. Объемная доля изобутана (iC4HI0) % об. 0,34
5. Объемная доля н-бутана nC4HI0 % об. 0,32
6. Объемная доля изопентана (iC5H2) % об. 0,05
7. Объемная доля н-пентана nC5H2 % об. 0,03
8. Объемная доля гексана СбН14 % об. 0,01
9. Объемная доля азота N2 % об. 3,6
10 Объемная доля углекислого газа СО2 % об. 0,54
11. Объемная доля кислорода О2 % об. 0,01
12. Плотность газа (н.у.) кг/м3 0,748
13. Молекулярная масса г/моль 17,95

  • минимальный объемный расход
60 тыс. н.м3/час
  • максимальный объемный расход
525 тыс. н.м3/час
  • теплота сгорания низшая (при 20°С и 101,325 кПа)
8 240 кКал/ м3
  • максимальное избыточное давление
55 кгс/см2
  • минимальное избыточное давление
30 кгс/см2
-2…+30 °С
  • температура точки росы по углеводородам
от — 5 до -35 °С
  • температура точки росы по влаге
от -10 до -40 °С
    1. Параметры окружающей среды в помещениях от + 5 до +35 °С

.

    1. Температура окружающего воздуха наиболее холодной пятидневки на открытой площадке равна минус 42 °С. Абсолютный минимум – минус 51 °С
Диаметр трубопровода Ду мм 530
Толщина стенки мм. 10
Материал трубопровода 09Г2С

4.1 УКУГ должен соответствовать действующим нормативным документам, в том числе СТО Газпром 5.32-2009 и «Единым техническим требования на оборудование узлов измерения расхода и количества природного газа, применяемых в ОАО «Газпром», утвержденным распоряжением ОАО «Газпром» №500 от 21декабря 2010г.

    1. При проектировании УКУГ максимально использовать существующие коммуникации, здания и сооружения.
    2. Реконструкции подлежит только система коммерческого учета.
    3. Системы жизнеобеспечения блок-боксов принять существующие.
    4. Управление кранами, системы технологических защит принять существующее.
    5. В проекте предусмотреть мероприятия по вводу УКУГ в эксплуатацию без перерыва в учете газа.
    6. В проектируемых шкафах (шкафу) контроля и управления должны быть смонтированы контроллеры расхода, контроллер управления, источники питания, существующий контроллер анализатора точки росы по влаге Ametek 5000, другое оборудование. Шкафы расположить в помещении приборов учета, ориентировочное расположение новых шкафов указано в Приложение №2
    7. Анализаторы точки росы по влаге Ametek 5000 и по углеводородам Ametek 241 (рабочие и дублирующие, всего 4 шт.), а также поточный хроматограф Micro SAM расположить в помещении контроля качества газа, расположение анализаторов указано в Приложении №3. При проектировании учесть работы по демонтажу и последующему монтажу анализаторов по правой стороне в одну линейку.
    8. Настоящие технические требования уточняются при подготовке, согласовании и утверждении ТЗ на реконструкцию.
    1. УКУГ предназначен для непрерывного автоматического измерения и вычисления расхода, объема и показателей качества газа.
    2. В состав УКУГ должны входить следующие основные блоки:
    • блок измерительных линий (БИЛ);
    • блок контроля качества газа (БККГ);
    • блок обработки информации (БОИ).

В состав БИЛдолжны входить 2 измерительные линии: рабочая и резервная. Каждая измерительная линия (ИЛ) должна быть оснащена следующим технологическим оборудованием и средствами измерения:

  • ультразвуковой преобразователь расхода газа Flowsic600 Quatro, с контрольным расходомером в одном корпусе, Ду = 500мм;
  • два термопреобразователя сопротивления платиновые (рабочий и дублирующий) фирмы «Эмерсон»;
  • два преобразователя давления (рабочий и дублирующий) фирмы «Эмерсон»;
  • технологическая часть пробоотборных устройств (зонды, отсечная арматура и т.д.) по ГОСТ 31370-2008 «Газ природный. Руководство по отбору проб», выполненные на каждой линии, для анализаторов точки росы, поточного хроматографа;
  • система ручного отбора проб на базе оборудования Hy-Lok или аналогичного, (зонд, пробоотборная линия, редуктор давления, фитинги с двумя обжимными кольцами и т.д.);
  • технические средства для подключения эталонных средств измерений (в соответствии с методиками на поверяемые средства измерений);
  • манометр;
  • термометр.
      1. Блок контроля качества газа

В состав блока контроля качества газа должны входить:

  • анализатор точки росы по влаге Ametek 5000 (рабочий и дублирующий);
  • анализатор точки росы по углеводородам Ametek 241(рабочий и дублирующий);
  • поточный хроматограф Micro SAM фирмы «SIEMENS»;
  • комплектная система автоматического отбора проб на анализаторы и хроматограф, (редукторы давления, фитинги, нержавеющие линии и т.д.);
Читайте также:  Ртутные лампы - общие сведения и принцип работы

В состав системы обработки информации УКУГ должны входить:

  • контроллеры расхода FloBoss 600 (рабочий и резервный). Возможна поставка контроллера другого типа и изготовителя, имеющего полный комплект разрешительных документов и допущенного к применению в ОАО «Газпром» на УКУГ. В этом случае необходимо будет представить два коммерческих предложения. Первое — с контроллером FloBoss 600, второе — с другим контроллером;
  • аттестованное программное обеспечение по расчету расхода и компонентного состава;
  • контроллер управления ПЛК Simatic S7-1200 (без резервирования) для передачи сигналов состояния кранов и др;
  • измерительные блоки анализаторов точки росы;
  • измерительный блок газового хроматографа (Micro SAM фирмы «SIEMENS»);
  • источники бесперебойного питания, время работы от источника бесперебойного питания – 30 мин.;
  • операторские станции (основная и резервная) с индивидуальными источниками бесперебойного питания,
  • элементы существующей системы RS3.
    1. УКУГ должен обеспечивать выполнение следующих функций:
  • измерение в автоматическом режиме объема и расхода газа при рабочей температуре и давлении по каждой измерительной линии и УКУГ в целом; индикацию и сигнализацию предельных значений;
  • измерение в автоматическом режиме давления газа на каждой ИЛ; индикацию и сигнализацию предельных значений;
  • измерение в автоматическом режиме температуры газа на каждой ИЛ, индикацию и сигнализацию предельных значений;
  • определение суммарного количества перекачиваемого газа в единицах объема за отдельные периоды (1 час, смену, сутки, месяц, год);
  • автоматическое измерение, вычисление и индикацию компонентного состава газа, теплотворной способности газа;
  • автоматическое измерение, вычисление и индикацию точки росы по влаге и углеводородам;
  • визуальный контроль температуры и давления газа по месту;
  • ручной отбор точечной пробы газа;
  • отображение состояния кранов на операторской станции УУГ. Отображение выполняется передачей дискретных выходных сигналов (существующих) от системы RS3 на дискретные входы контроллеров управления и далее от контроллера управления по интерфейсу на операторские станции;
  • защиту системной информации от несанкционированного доступа программными средствами (введением паролей доступа) и механическим опломбированием соответствующих блоков;
  • хранение и отображение на операторской станции измеренных и расчетных значений контролируемых параметров;
  • передачу данных с операторской станции на верхний уровень и в систему ООО «Газпром трансгаз Томск».
  • ведение и архивирование журнала событий системы (переключения, аварийные сигналы, сообщения об ошибках и отказах системы и ее элементов), журнала оператора, актов приема-сдачи газа.
    1. Проектная документация на УКУГ должна пройти метрологическую экспертизу;
    2. Средства измерений, входящие в состав УКУГ, должны иметь следующие метрологические характеристики:
  • предел относительной расширенной неопределенности результата измерений системы измерения количества сухого газа не более ±0,8%;
  • пределы допускаемой приведенной погрешности преобразователей перепада давления и давления не более ±0,075%;
  • пределы допускаемой основной абсолютной погрешности при измерении температуры точки росы по влаге ± 1 °С;
  • пределы допускаемой основной абсолютной погрешности при измерении температуры точки росы по углеводородам ± 2 °С;
  • пределы допускаемой абсолютной погрешности дистанционных преобразователей температуры ±0,2°С;
  • пределы допускаемой приведенной погрешности манометров ±0,6%.
  • сертификаты об утверждении типа на средства измерений, входящих в состав узла измерений
  • методику выполнения измерений, аттестованную органами Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (при отсутствии стандартизованных МВИ);
  • методику поверки, утвержденную органами Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии.

7.4. Ультразвуковой преобразователь расхода газа Flowsic600 Quatro должен иметь Сертификат первичной калибровки на высоком давлении. 8.1 Оборудование представляемое Заказчиком:

  • анализатор точки росы по влаге Ametek 5000 (рабочий и дублирующий);
  • анализатор точки росы по углеводородам Ametek 241(рабочий и дублирующий).

8.2 Оборудование поставляемое Подрядчиком:Все оборудование, не вошедшее в объем поставки Заказчика, поставляется Подрядчиком.8.3 Особые условия поставки ультразвукового преобразователя расхода газа FLOWSIC600:

  • поставляется комплектно с прямолинейными участками трубопроводов «до» и «после». Прямолинейные участки трубопроводов с одной стороны должны заканчиваться ответными фланцами расходомера, с другой стороны кромками на трубу Ду-500. Материал проектируемого участка должен соответствовать существующему материалу трубопроводу (09Г2С) и обеспечивать технологию сварочных работ. Длины прямолинейных участков должны позволять установку всех закладных элементов (карманов, бобышек, пробоотборных устройств и пр.). Прямолинейные участки трубопроводов поставляются с врезками всех закладных элементов.
  • в комплект поставки должны входить монтажная катушка, комплект монтажных частей (крепеж, прокладки и пр.), комплектные с FLOWSIC600 приспособления для монтажа-демонтажа расходомера.
  • в комплект поставки должны входить:

— ПК c с установленным средством конфигурирования и диагностики ПО MEPAFLOW 600;

— частотомер не хуже Ч3-63 диапазон измеряемых частот от 0,01 Гц до 20 МГц

— заглушки (для обеспечения герметичности при поверке без демонтажа FLOWSIC600 с трубопровода ,

а также:

— калибратор давления — для калибровки и поверки датчиков давления

— калибратор температуры — для калибровки и поверки датчиков температуры и термометров;

— калибратор многофункциональный – для калибровки и поверки каналов Flo Boss 600;

Однократно применяемые при монтаже (первичная поверка на месте эксплуатации)

— рулетки измерительные — для измерения прямых участков;

— нутромер микрометрический — для внутренних измерений деталей;

— штангенглубиномер — для измерений глубин выточек, канавок, уступов

.

Приложение №1

Приложение 1

Источник: http://rykovodstvo.ru/exspl/38848/index.html

Блок (узел) учета расхода газа БУРГ (УУРГ)

Блок узел коммерческого учета газа предназначен для технологического и коммерческого учета объема природного газа, приведенного к стандатным условиям посредством автоматической электронной коррекции показаний по температуре и давлению.
УУРГ рассчитан на требуемое давление, используются в составе ГИС, АГРС, других технологических нужд.

Состав изделия

Блок (Узел) учета расхода газа БУРГ (УУРГ) может состоять из следующих линий и их возможных конфигураций согласно техническому заданию:

  • линии основного расхода газа с байпасом;
  • линии основного расхода газа со 100% резервированием;
  • линии основного расхода газа со 100% резервированием и линией малого расхода;
  • конфигурация с Ƶ-образной схемой и т. д.

В зависимости от  метода измерения, мы можем предложить несколько модификаций БУРГ(УУРГ) с использованием различных приборов учета:

  • ультразвукового счетчика;
  • быстросменного сужающего устройства (БСУ);
  • турбинного счетчика;
  • ротационного счетчика;
  • вихревого счетчика.

Функции блока (узла) учета расхода газа БУРГ (УУРГ)

БУРГ обеспечивает:

  • измерение и индикацию мгновенного расхода газа в рабочих и стандартных условиях;
  • накопление в архивах с глубиной сохранения данных 30 суток среднечасовых и среднесуточных параметров и объема газа с возможностью вывода их на дисплей и внешние устройства;
  • контроль состава газа(по техническому заданию заказчика);
  • идентификацию нештатных ситуаций в работе узла  учета расхода газа.

Варианты исполнения

  • на раме
  • на раме под навесом
  • в блок-боксе

  

Узел учета расхода газа

 

Блок учета расхода газа

Погрешность измерения узла учета расхода газа составляет – до 2% в зависимости от производительности УУРГ.

Для коммерческого учета расхода газа используются сертифицированные измерительные комплексы на базе контроллеров расхода: Floboss 107, СуперФлоу, ГиперФлоу с датчиками абсолютного, дифференциального давления, а также температуры газа. При необходимости учета параметров газа БУРГ(УУРГ) комплектуется хроматографами и калориметрами.

Согласно тех.заданию Завод «Нефтегазоборудование» может изготовить БУРГ (УУРГ) любой конфигурации и пропускной способности. Для подбора средств измерения и проработки конструкции с учетом всех требований просим Вас заполнить опросный лист, представленный на нашем сайте.

Источник: https://ngosar.ru/gazovoe-oborudovanie/purg.html

Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector