Berezka7km.ru

Березка 7км
0 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Инстpукция Инструкция по разработке и утверждению температурных коэффициентов для счетчиков газа без корректоров

Инстpукция Инструкция по разработке и утверждению температурных коэффициентов для счетчиков газа без корректоров

В соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 23 мая 2006 г. N 307 "О порядке предоставления коммунальных услуг гражданам" (п. 94), при использовании потребителями приборов учета газа без температурной компенсации, показания этих приборов используются в расчетах за газ с использованием температурных коэффициентов, утверждаемых федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по контролю и надзору в сфере технического регулирования и метрологии.

Для выполнения данного постановления приказываю:

1. Ввести с 1 января 2007 г. порядок утверждения температурных коэффициентов при расчетах за газ при использовании потребителями приборов учета газа без температурной компенсации, в соответствии с прилагаемой " Инструкцией утверждения температурных коэффициентов для счетчиков газа без корректоров".

2. Утверждение температурных коэффициентов возложить на заместителя Руководителя Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии В.Н. Крутикова.

3. ФГУП ВНИИМС (С.А. Кононогову) продолжить работу по разработке методики расчета температурных коэффициентов для счетчиков, находящихся внутри помещений.

4. Контроль за исполнением настоящего приказа оставляю за собой.

Руководитель Федерального агентства Г.И. Элькин

Инструкция
по разработке и утверждению температурных коэффициентов для счетчиков газа без корректоров

Разработана: ФГУП "Всероссийский научно-исследовательский институт метрологической службы" (ФГУП "ВНИИМС")

1. Общие положения и термины

2. Экспертиза расчета температурных коэффициентов

3. Порядок утверждения температурных коэффициентов

Приложение N 1 Форма 1

Приложение N 2 Форма 2

Приложение N 3 Форма 3

1. Общие положения и термины

1.1. Температурные коэффициенты применяют для приведения измеренного объема, проходящего через счетчики газа, не имеющих в своей конструкции корректоров по температуре и давлению газа, к установленным ГОСТ 2939-63 "Газы. Условия для определения объема" стандартным температуре и давлению.

1.2. Расчет температурных коэффициентов производят поставщики газа с учетом климатических условий в каждом регионе в соответствии с МИ 2721-2005 ГСИ "Количество (объем) газа. Типовая методика выполнения измерений мембранными счетчиками газа без температурной компенсации", утвержденной и зарегистрированной ФГУП "ВНИИМС" 25.05.2005 г. (далее — Методика).

1.3. В целях применения настоящей Инструкции и Методики используется термин "регион", имеющий следующее значение:

"регион" — субъект Российской Федерации.

2. Экспертиза расчета температурных коэффициентов

2.1. Для проведения экспертизы расчета температурных коэффициентов поставщик газа представляет во ФГУП "ВНИИМС" следующую информацию:

2.1.1. Исходные данные, содержащие следующие сведения:

а) наименование региона;

б) наименование поставщика газа;

в) климатические территории региона, определяемые в соответствии с Методикой;

г) высота над уровнем моря;

д) ежемесячные средние значения температуры воздуха, барометрического давления и избыточного давления газа за год, предшествующий расчетному.

Исходные данные оформляются в соответствии с Формой 1 ( приложение N 1 к настоящей Инструкции).

2.1.2. Результаты расчета, произведенные поставщиком газа, содержащие следующие сведения:

а) наименование региона;

б) наименование поставщика газа;

в) климатические территории региона, определяемые в соответствии с Методикой;

г) высота над уровнем моря;

д) значения температурных коэффициентов к показаниям счетчиков на каждый месяц расчетного года.

Результаты расчета оформляются в соответствии с Формой 2 ( приложение N 2 к настоящей Инструкции).

2.2. Процедура экспертизы расчета и утверждения результатов расчетов среднемесячных коэффициентов инициируется поставщиком газа дважды в год. Коэффициенты рассчитываются и утверждаются для шести месяцев расчетного года.

В июле месяце текущего года поставщики газа по исходным данным с января по июнь текущего года осуществляют расчет коэффициентов на январь — июнь следующего за текущим годом (расчетный год). По исходным данным июля — декабря текущего года в январе расчетного года производится расчет коэффициентов на июль — декабрь расчетного года.

2.3. Исходные данные (Форма 1) и результаты расчета среднемесячных температурных коэффициентов (Форма 2) представляются во ФГУП "ВНИИМС" не позднее 31 июля текущего года для проведения экспертизы расчета коэффициентов на январь — июнь расчетного года и не позднее 28 февраля расчетного года для проведения экспертизы расчета коэффициентов на июль — декабрь расчетного года.

2.4. ФГУП "ВНИИМС" проводит экспертизу результатов расчетов и примененных при расчетах исходных данных.

2.4.1. Экспертизу исходных данных ФГУП "ВНИИМС" проводит с целью подтверждения правильности примененных при расчете исходных денных. Экспертиза включает анализ данных по температуре воздуха и барометрическому давлению. Анализ проводится путем сопоставления с климатическими данными по регионам, а также с высотой расположения региона (климатической территории).

Читайте так же:
Куда обратится если газовый счетчик неисправен

В случае выявления в исходных данных значительных отклонений от данных, имеющихся во ФГУП "ВНИИМС", делается соответствующий запрос поставщику газа.

2.4.2. Экспертизу результатов расчета ФГУП "ВНИИМС" проводит с целью подтверждения правильности расчетов температурных коэффициентов, проведенных поставщиками газа.

2.5. Экспертиза, указанная в п. 2.4 настоящей Инструкции, осуществляется ФГУП "ВНИИМС" на возмездной основе на основании заключенного с поставщиком газа договора.

2.6. Сроки проведения экспертизы не должны превышать одного месяца с даты предоставления поставщиком газа исходных данных и расчетов.

3. Порядок утверждения температурных коэффициентов

3.1. Не позднее 10 дней после проведения экспертизы исходных данных и расчета значений температурных коэффициентов ФГУП "ВНИИМС" направляет результаты экспертизы по Форме 3 ( приложение N 3 к настоящей Инструкции), содержащие значения коэффициентов в Управление метрологии Федерального агентства, которое представляет их для утверждения заместителю Руководителя Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии. Одновременно с направлением на утверждение в Федеральное агентство экспертного заключения ФГУП "ВНИИМС" доводит до сведения поставщика результаты экспертизы.

3.2. Федеральное агентство не позднее 15 календарных дней с даты представления ФГУП "ВНИИМС" экспертного заключения для утверждения температурных коэффициентов утверждает значения температурных коэффициентов.

Измерительные комплексы расхода газа: методики коммерческого учёта, нормативные документы, установка, преимущества

Методика измерения коммерческого учёта расхода газа

Коммерческий учёт газа и газовых смесей регулируются технологическими требованиями, отраженными в национальных стандартах РФ. Чтобы обеспечить повышение технического уровня эффективности производства, единства и точности измерений, метрологические службы организаций реализуют учёт потребления газа, согласно следующих ГОСТов:

  • Природный газ — ГОСТ 30319-2015 (с 2017 года, взамен устаревшего 30319-96) и ГОСТ 8.662-2009.
  • Нефтяной газ — ГОСТ 8.733-2011, ГСССД МР 113.
  • И другие неагрессивные газы.

Кроме приведённых стандартов может использоваться рекомендация МИ 3082-2007. Более конкретные требования и перечень нормативной документации, которой стороны руководствуются, прописаны в договоре поставки газа с региональной газовой компанией. В каждой РГК есть метрологическая служба, в которой расшифровываются трактовки некоторых пунктов нормативно-технической документации.

Основное измерение проводят по трем ключевым параметрам:

  • Объем потребления газа в рабочих условиях.
  • Абсолютное давление.
  • Температурные показатели по абсолютной шкале.

Расчет потребления приводится к стандартным условиям: Р абс=0,101325 Мпа, Тс=20℃. Это окончательные данные, использующиеся для взаиморасчетов между конечным потребителем и РГК.

Как работает узел учёта расхода газа

Точный расчет потребленного объема природного газа, приведённого к стандартным условиям обеспечивают комплексы учёта — КУУГ. Они измеряют объём расхода газа, давление, температурные показатели в нормальных физических условиях и самостоятельно приводят их к стандартным. Получившиеся данные комплекс выводит на дисплей и передает их на автоматизированное рабочее место оператора.

В зависимости от состава газовой смеси и рабочих расходов, комплексы учёта могут базироваться на основе ротационных, турбинных, диафрагменных счётчиков, оснащаться корректорами, вентильными блоками, датчиками импульса.

Например,в состав комплекса СГ-ТК входят:

  • Счётчик газа: ротационный, турбинный или диафрагменный.
  • Датчик импульсов.
  • Корректор объема газа ТС 220 в комплекте с преобразователем температуры.
  • Комплект монтажных частей для монтажа ПТ на трубопроводе.
  • Газовые фильтры, блоки питания, программное обеспечение — как дополнительная комплектация.

Каким требованиям должен соответствовать узел учёта расхода газа

Основные требования, выдвигаемые к узлам учёта расхода газа:

  • Высокая измерительная точность с широкими диапазонами изменений физических величин.
  • Надёжная работа, в том числе во время эксплуатации при низких температурах внешней среды.
  • Стабильность на протяжении межповерочного периода.
  • Возможность архивации и передачи полученных данных.
  • Простота обслуживания.

Состав среды, монтаж, класс точности измерительных комплексов регулируются национальными стандартами ГОСТ Р 8.740-2011 и ГОСТ 8.611-2013.

Преимущества технических характеристик узлов учёта расхода газа СГ-ТК

  • Модификации СГ-ТК (номер в госреестре 33874-11) соответствуют всем перечисленным выше требованиям: они надежны, просты в эксплуатации и обслуживании. Комплексы осуществляют коммерческий учёт расхода газа, приведённого к стандартным условиям по ГОСТ 2939.
  • Узлы учёта СГ-ТК могут применяться в автоматических системах сбора данных в коммунальных и промышленных секторах. Для этого используются дополнительные блоки питания, коммуникационные модули определённых серий, программное обеспечение СОДЭК.
  • Комплексы СГ-ТК имеют взрывозащищенное исполнение. Они могут использоваться во взрывоопасных зонах помещений и наружных установках. Узлы учёта СГ-ТК2 устанавливаются вне взрывоопасной зоны.
  • Относительная расширенная неопределённость узла учёта СГ-ТК с диафрагменным счётчиком ВК и температурным корректором ТС220 не более ±3%, что согласуется с требованиями ГОСТ Р 8.741-2011.
  • В комплексах предусмотрен оптический интерфейс локального доступа.
Читайте так же:
Пластиковый короб для газового счетчика

Дополнительная комплектация комплексов СГ-ТК

  • Блоки питания и коммуникационные модули серии БПЭК.
  • Кабель-адаптер для связи оператора с ПК через ИК-порт.
  • Программно-аппаратный комплекс считывания данных AS-300.
  • WinPADS – программное средство для настройки (параметризации) корректора.
  • СОДЭК – программный комплекс считывания архивов и ведения базы данных на ПК.
  • Фильтр газа ФГ16, который устанавливается перед комплексами СГ-ТК-Р (-Т).
  • Комплект прямых участков для установки узлов учёта СГ-ТК-Р (-Т), согласно требованиям эксплуатационной документации на счётчик газа и требованиям ГОСТ Р 8.740-2011

Обсудить варианты комплектации вы можете по телефону:+7 812 611 12 02. Благодаря универсальности комплекса СГ-ТК, его модификации решают почти любую задачу по учёту потребления газа и газовых смесей.

ИзображениеТовар добавлен в корзину

АТТЕСТАЦИЯ УЗЛОВ УЧЕТА НА СООТВЕТСТВИЕ ТРЕБОВАНИЯМ ГОСТ Р 8.740

АТТЕСТАЦИЯ УЗЛОВ УЧЕТА НА СООТВЕТСТВИЕ ТРЕБОВАНИЯМ ГОСТ Р 8.740

Уже на стадии проекта, а в ряде случаев и в процессе сборки узлов, выявляются спорные моменты, связанные с требованиями по установке расходомера газа (далее РСГ), прямолинейных участков, монтажу средств измерений по температуре и давлению. Многие проектировщики, монтажники, а в конечном счете и потребители задаются вопросом о правомерности утверждения касательно п. 9.2.2.6 ГОСТ Р 8.740-2011 «. ротационные РСГ рекомендуется располагать после прямолинейного цилиндрического участка ИТ длиной не менее 2DN, если давление газа более 0,7 МПа или измерения давления и/или температуры осуществляется перед РСГ вне его корпуса. После ротационного РСГ рекомендуется устанавливать прямолинейный цилиндрический участок ИТ длиной не менее 2DN, если давление газа более 0,7 МПа и измерения давления и/или температуры осуществляется после РСГ вне его корпуса.»?

Данное требование объясняется теорией и экспериментом. Поток газа представляет собой струю, движущуюся с определенной скоростью, следовательно обладающую кинетической энергией, максимальное значение которой приходится на середину потока (по осевой трубопровода), где исключена потеря напора из-за шероховатости стенок трубопровода. В случае, когда поток газа стационарен (эпюра распределения скоростей изображена на рис. 1) и максимальная энергия потока приходится на ось роторов счетчика, происходит равномерное заполнение камеры счетчика, затем поворот ротора. На счетной головке счетчика мы видим фактический прошедший объем газа.

Рисунок — 1Рисунок — 2

Если на участке 2DN до и после имеется местное сопротивление, то под его воздействием поток газа отклонится от осевого направления и эпюра скоростей примет вид на рис 2.

При давлении газа в трубопроводе до 0,7 МПа искривление эпюры скоростей не сказывается на характере заполнения рабочих камер в связи с тем, что образуемая при этом энергия не способна совершить работу по перемещению роторов.

При давлении газа в трубе более 0,7 МПа, когда скорость потока газа превысит 15 м/сек, значение энергии таково, что наблюдается «эффект струи» и вращение роторов происходит не по мере наполнения камер, а в результате силы воздействия «струй» на ротор в том месте, где сосредоточена наибольшая величина кинетической энергии (где больше скорость потока). Это приводит к недостоверности показаний счетчика.

Для того, чтобы избежать подобной ситуации необходимо стабилизировать поток газа, что достигается исключением местных сопротивлений на прямом участке 2DN до и 2DN после ротационного счетчика газа.

Отверстие для отбора давления будет являться местным сопротивлением в том случае, если его наличие будет оказывать воздействие на кинематическую структуру потока газа, что подтверждается п. 9.2.3.4 ГОСТ Р 8.740-2011 «. рекомендуется выбирать диаметр отверстия для отбора давления не менее 3 мм и не более 12 мм. При этом диаметр отверстия не должен быть более 0,13D». Располагать такое отверстие нужно за пределами прямого участка 2DN в том случае, если давление газа в месте установки РСГ равно или превышает 0,7МПа.

Читайте так же:
Счетчик или прибор учета газа

Местным сопротивлением будет являться и чувствительный элемент либо гильза преобразователя температуры, которые оказывают влияние на структуру потока газа. Поэтому к месту его установки в трубопроводе предъявляются определенные требования:

  • для турбинных счетчиков — от 2DN до 5 DN до или после РСГ (за пределами прямого участка);
  • для ротационного счетчика:
    • при давлении до 0,7 МПа не более 5 DN до или после РСГ (требований к прямым участкам нет);
    • при давлении более 0,7 МПа — от 2DN до 5 DN до или после РСГ (за пределами прямого участка);
    • для вихревых счетчиков — после РСГ на расстоянии не более 6DN (за пределами прямого участка).

    Отдельно хотелось бы рассмотреть вопросы по применению ГОСТ Р 8.740-2011 на практике:

    «Если какое-либо средство измерения (далее СИ) вышло из строя на узле измерения, то необходима ли реконструкция по ГОСТ Р 8.740-2011г. ?»

    При решении этого вопроса необходимо исходить из определения слова реконструкция.

    Реконструкция узла измерений — изменение параметров УИ, совокупности измерительных, связующих, вычислительных компонентов, и вспомогательных устройств (компонентов измерительной системы), функционирующих как единое целое, которое влечет за собой изменение первоначально установленных метрологических характеристик УИ.

    1. если замена вышедшего из строя СИ производится на прибор с идентичными, либо с улучшенными метрологическими и техническими характеристиками без вмешательства в конструкцию измерительного участка трубопровода и не влечет за собой изменение первоначально установленных метрологических характеристик, то это не будет являться реконструкцией узла измерения и на нем, при наличии действующего акта проверки состояния и применения СИ и соблюдения требований МИ ПР 50.2.019-2006, дополнительного обследования производить не нужно. Достаточно будет произвести расчеты расширенной неопределенности по ГОСТ Р 8.740-2011г. и на основании нового расчета и действующего акта проверки состояния и применения СИ по ПР 50.2.019 выписать акт проверки состояния и применения СИ по ГОСТ Р 8.740-2011г., либо сделать отметку в действующем акте.
    2. если необходимо произвести замену СИ с вмешательством в конструкцию измерительного участка трубопровода, либо устанавливаемые СИ имеют метрологические и технические характеристики, отличные от характеристик заменяемых СИ, что влечет за собой изменение первоначально установленных метрологических характеристик, то необходимо провести обследование УИ в соответствии с требованием ГОСТ Р 8.740-2011г. и оформить акт проверки состояния и применения СИ по ГОСТ Р 8.740-2011г.

    «Какими требованиями и документами руководствоваться при проверке монтажа СИ ранее введенных в эксплуатацию узлов измерений, аттестованных по ПР 50.2.019-2006?»

    В случае применения комплексов для измерения объема газа, у которых преобразователи температуры, давления, перепада давления смонтированы непосредственно в корпус расходомера газа и монтаж регламентирован заводом-изготовителем, допускается на основании действующего акта по ПР 50.2.019-2006 произвести расчет расширенной неопределенности объемного расхода газа. В случае, если полученные результаты расчетов не превышают договорных значений, оформляется акт проверки состояния и применения СИ по ГОСТ Р 8.740-2011г. со ссылкой на имеющийся акт проверки состояния и применения СИ по ПР 50.2.019-2006г (можно использовать его в качестве приложения), либо делается отметка в действующем акте. Если полученные результаты расчетов превышают договорные значения предлагается реконструкция узла измерений.

    В заключении хотелось бы остановиться еще на одном аспекте.

    В ГОСТ Р 8.740-2011 определены требования по расположению места для отбора давления, если отбор давления производится на измерительном участке трубопровода.

    «Расстояние от точки отбора давления до ближайшего МС должно быть не менее 1,5DN».

    Это очень важно учитывать, т.к по величине давления газа в трубопроводе определяется работоспособность РСГ (перепад давления на РСГ) и расчетный объем газа (приведение к стандартным условиям).

    Однако в ГОСТ Р 8.740-2011 не приведена классификация местных сопротивлений (далее МС), оказывающих влияние на измерение давления, а лишь в п. 3.5.2 дано понятие МС.

    Исходя из этого понятия следует, что любое устройство, приводящее к искажению кинематической структуры потока, является МС и вносит неопределенность в результат измерения давления и располагать его нужно на расстоянии не менее 1,5DN от места отбора давления.

    И последний вопрос — «Что делать, если выявится несоответствие УИ требованиям ГОСТ Р 8.740-2011».

    В случае выявления несоответствия УИ требованиям ГОСТ Р 8.740-2011 необходимо произвести его реконструкцию. Зачастую это дорогостоящее мероприятие, требующее остановки производственного процесса (что не всегда возможно).

    В этом случае можно произвести оценку несоответствия требованиям ГОСТ Р 8.740-2011 в рамках индивидуальной методики измерений (далее МИ) с внесением ее в Федеральный информационный фонд МИ.

    Разработать и внести МИ может организация, аккредитованная на право проведения данных работ.

    Узлы учета газа: требования, ГОСТ, установка, преимущества

    Коммерческий учет газа регламентируется целым рядом технологических требований, имеющих статус юридических норм. Поэтому метрологические службы предприятий должны осуществлять учет расхода газа и газовых смесей, строго придерживаясь нормативной документации.

    • по ГОСТ 30319-2015, ГОСТ 8.662-2009 для природного газа;
    • по ГОСТ 8.733-2011, ГСССД МР 113 для нефтяного газа;
    • по ГСССД МР 134 для азота, ацетилена, кислорода, диоксида углерода, аммиака, аргона и водорода.

    Непосредственное измерение расхода газа проводятся по трем основным параметрам: расход в рабочих условиях, абсолютное давление и температура.

    Далее вычисляется расход (объем) газа, приведенный к стандартным условиям: Рабс=0,101325 Мпа, Тс=20℃.

    Расход газа, приведенный к стандартным условиям – это окончательный показатель, который потом используется в расчетах между потребителем и поставщиком, а также при организации учета затрат потребляемых энергоресурсов, организации энергоэффективного производства, получении экологического паспорта предприятия, выявлении мест возникновения затрат, определения углеродного налога (углеродный след, углеродная эмиссия) при трансграничном углеродном регулировании согласно климатической программы Fit for 55.

    ЧТО ТАКОЕ УЗЕЛ УЧЕТА ГАЗА, ПРИНЦИП РАБОТЫ И СОСТАВ

    Измерить все показатели и рассчитать расход газа, приведенный к стандартным условиям, позволяют УУГ.

    УУГ – это комплексы учета газа, принцип работы которых заключается в следующем. В процессе работы измеряется расход, давление, температура газа и газовых смесей, после чего данные приводятся к стандартным условиям. Полученное значение выводится на дисплей вычислителя и передается на АРМ по цифровым каналам связи

    Состав узла учета газа на примере «ЭМИС»-Эско 2210»

    состав УУГ.png

    ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К УЗЛАМ УЧЕТА

    Узел измерения расхода газа должен отвечать основным требованиям:

    • давать высокую точность измерений в широком диапазоне изменения физических величин;
    • обладать высокой надёжностью, в том числе при низких температурах окружающей среды;
    • стабильно работать на протяжении всего межповерочного периода;
    • архивировать и передавать полученные данные;
    • быть простым в обслуживании.

    ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ УЗЛОВ «ЭМИС», ПРЕИМУЩЕСТВА

    Все сказанное выше в полной мере относится к продуктам «ЭМИС» — Эско 2210» и «ЭМИС» — Эско 2230». Данные измерительные комплексы для учета газа надежны и просты в обслуживании и внесены в единый государственный реестр средств измерения (№ 48574-11 и № 60577-15).

    Остановимся подробнее на их технических характеристиках и ключевых особенностях.

    эско.jpg

    «ЭМИС»-Эско 2210» может поставляться во взрывозащищенном исполнении уровня Еxi, наряду с Exib и Exd.

    Видео обзор на УУГ

    Состав комплекса «ЭМИС» — Эско 2210»

    УЗЕЛ УЧЕТА ЭМИС ЭСКО 2210.jpg

    Состав комплекса «ЭМИС» — Эско 2230»

    эмис эско 2230.jpg

    Представленные в данном обзоре узлы учета выпускаются на базе вихревых расходомеров «ЭМИС»-ВИХРЬ-200», которые характеризуются высокой метрологической стабильностью измерений, универсальностью и простотой обслуживания. Важным преимуществом этого типа расходомеров является нечувствительность к пневмоударам и возможность работы на загрязненных газах, в отличие от камерных счетчиков.

    Благодаря способности сенсора и проточной части расходомера к самоочищению, его можно эксплуатировать в среде, содержащей включения парафина, который осаждается на трубопроводе и на чувствительных элементах контрольно-измерительных приборов.

    В 2019 году в серийное производство запущен «ЭМИС»-ВИХРЬ 200» с двухпроводной схемой подключения. Новый вариант исполнения позволяет осуществлять питание и съем сигнала по токовой петле и защищает от переполюсовки. Кроме того присутствуют дополнительный частотно-импульсный выход с защитой от короткого замыкания и поддержкой спецификации NAMUR.

    Также были внесены изменения в стандартной модификации расходомера:

    • Диапазон температуры окружающей и измеряемой сред расширился -60 градусов по Цельсию;
    • Реализовано исполнение без дополнительной погрешности по токовому выходу;
    • Увеличился предел давления измеряемой среды до 30 Мпа;
    • Появилась версия уровня взрывозащиты по цепи Exia, как для четырехпроводного, так и для двухпроводного исполнения.

    Кроме того, вихревой расходомер «ЭМИС»-ВИХРЬ 200» успешно прошел все необходимые испытания и получил европейский сертификат на взрывозащищенное исполнение по «АTЕХ».

    По умолчанию комплекс «ЭМИС»-Эско 2210» комплектуется высокоточными датчиками давления «ЭМИС»-БАР», которые отличаются долговременной стабильностью измерений и основной приведенной погрешностью до 0,04% от шкалы (при спецзаказе).

    Отметим, что комплексы, в состав которых входит прибор для измерения давления, сейчас можно приобрести с расширенной гарантией до 3 лет.

    При этом, по желанию заказчика комплекс учета может быть укомплектован преобразователями давления других производителей, внесенных в Госреестр средств измерения и имеющих основную приведенную погрешность измерения давления не хуже 0,5 %, в том числе «Метран-150», «АИР-10», «АИР-20», «APZ 3420» и другими.

    Тем не менее, на сегодняшний день перечень контроллеров, указанных в описании типа СИ на комплекс «ЭМИС»-Эско 2210», является закрытым. В него входят вычислители «ТЭКОН-19» и «УВП-280». Однако, в краткосрочном периоде данный список будет расширен следующими вычислителями: тепло-энергоконтроллером «ИМ»-2300» (производства ФГУП «ОКБ «Маяк»), тепловычислителем «СПТ» и газовыми корректорами «СПГ» (производства АО «НПФ «Логика»). Также будет добавлена возможность комплектации датчиками температуры с унифицированным выходным сигналом

    В комплект монтажных частей узла учета входят:

    • КМЧ для расходомера ЭВ-200.КМЧ;
    • Клапанный блок БКН-1-08;
    • Бобышка для монтажа датчика давления ЭМИС – ВЕКТА 1130;
    • Устройство для отбора давления ЭМИС – ВЕКТА 1120;
    • Защитная гильза ЭМИС – ВЕКТА 1300;
    • Бобышка для монтажа датчика температуры ЭМИС – ВЕКТА 1330;

    Все комплексы учета по желанию заказчика могут поставляться с комплектом монтажных частей и дополнительным оборудованием:

    • Устройствами связи;
    • Барьерами искрозащиты;
    • Соединительным кабелем;
    • Блоками питания;
    • Монтажным шкафом и трубным шкафом;
    • Системами контроля загазованности, обнаружения пожара и т.д;
    • Рамой;
    • Отопителями;
    • Вытяжкой;
    • Фильтрами и системой их контроля;
    • Газоанализаторами;
    • Иным оборудованием, не вносящим дополнительную погрешность в точность измерений.

    шкаф узел учета.jpg

    shkaf_montazhnyy.jpg

    yzel_esko-_1_.png

    Узел учета Эско.jpg

    Комплексы «ЭМИС»-Эско» могут входить, как средства измерения, в состав блочно-шкафных узлов учета. При заказе такого узла учета потребитель получает готовое единое техническое решение. На месте эксплуатации его достаточно подсоединить к трубопроводу, сетям электропитания и сбора данных. При этом все разрешительные документы, рабочая и конструкторская документация, а также ШПР и ПНР, гарантийное и постгарантийное обслуживание будут от одного производителя

    Основные преимущества комплексов:

    • универсальность узла учета за счет широкого типоразмерного ряда и диапазона температуры измеряемых сред;
    • готовые проектные и типовые решения для широкого перечня технологических процессов;
    • комплекс является аттестованным и сертифицированным средством измерения с возможностью замены компонентов, входящих в состав СИ;
    • предоставление РКД для подготовки проекта;
    • поверка узла учета газа расчетным методом с межповерочным интервалом 4 года;

    Комплексы учёта газа поставляются в различные отрасли промышленности, предприятия нефтегазового сектора и сельского хозяйства. Они обеспечивают бесперебойную работу ТЭЦ, ГРЭС и многочисленных котельных. Например, в количестве 40 штук был поставлен узел учета газа для котельных в Алматы для создания диспетчерского центра по мониторингу всех котельных города. Продукция получила положительные характеристики от таких компаний, как «Газпром», «Башнефть», «ЛУКОЙЛ», «Роснефть» и других

    Потребители в своих отзывах отмечают, что комплексы учета отвечают всем заявленным параметрам и являются оптимальным выбором по качеству и цене. Оказываемая дистанционная поддержка и оперативный выезд специалистов для шеф-монтажа и пуско-наладочных работ стали дополнительным преимуществом сотрудничества

    Подробности по вариантам комплектации, ценам и условиям поставки Вы можете узнать, заполнив опросный лист или направив запрос на почту sales@emis-kip.ru.

    Благодаря широкой номенклатуре первичных измерительных преобразователей и вычислителей, входящих в измерительные комплексы, с помощью узлов учета «ЭМИС» — Эско» можно решать практически любой спектр задач по учету газа и газовых смесей.

    Если у вас остались вопросы по работе узлов учета газа, вы можете задать их инженерам компании

    голоса
    Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector