Вопрос эксперту

Вы можете посмотреть диапазоны измеряемых расходов природного газа (расходомеров ИРВИС) на нашем сайте в разделе "Библиотека". При выборе места установки, необходимо учесть, что первичный преобразователь (ПП) расходомера может быть установлен в горизонтальный, вертикальный и наклонный трубопровод в помещении или вне его. Линия связи от ПП до БИП (блока питания и искрозащиты) до 300 м. В связи с тем, что расходомер практически не загромождает проход, в месте установки ПП не требуется организация обводного байпасного канала. Длины прямых участков: не менее 20 Ду перед и 5 Ду после ПП; при наличии местных сопротивлений длины прямых участков увеличиваются (установка перед ПП турбулизатора позволяет уменьшить длину прямого участка перед расходомером-счетчиком до 10(14) Ду.

Добрый день, Анна! Норма НР нормативными документами не определена, но мы берем от 80 до 110% от зарплаты рабочих и ИТР. Для нас она сложилась исторически в результате многолетней практики работы с бюджетными и крупными корпоративными заказчиками. В качестве основы можно применить: "МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ВЕЛИЧИНЫ НАКЛАДНЫХ РАСХОДОВ В СТРОИТЕЛЬСТВЕ" МДС 81-33.2004, приложение №4. Далее применяем понижающий коэф. к НР-0,85 и к СП-0,8 (см. МДС 81-25.2001). Желаем успехов!

Добрый день, Владимир! Требования представителей Горгаза вполне обоснованы. Определить срок службы газопровода не сложно: читаем внимательно СП-42-101-2003 и смотрим на срок эксплуатации трубы (которую Вы запроектировали) в ГОСТе, затем эти сведения забиваем в ПЗ. Никаких сложностей. Желаю скорейшего согласования Вашего проекта!

Да, такое оборудование есть. Только Вам необходимо определиться: на каком интерфейсе вы хотите видеть параметры: в отдельном шкафу (пульте), в цифровом или аналоговом виде, или же на компьютере?

Доброго времени суток, Ульяна! Ваш вопрос не профильный для нас. Поэтому рекомендую посетить сметные форумы, к примеру: http://cmet4uk.ru/dir/4

Добрый день. Наиболее точный и действующий список можно получить в метрологической службе поставщика газа. Например, в Тверской области - это "Газпром межрегионгаз Тверь". Вот краткий список: 1. Правила поставки; 2. Правила учета газа; 3. ГОСТ 8.586.1-5-2005; 4. ПР 50.2.019-2006; 5. ПР 50.2.022-99; 6. ГОСТ 30.319.0-3-2005; 7. МИ 3082-2007; 8. ГОСТ Р 8.596-2002. Такой или более широкий список существует сам по себе. А утверждать его должен тот, кто его затребовал.

Добрый день. Совершенно верно: монтаж должна осуществлять компания с соответствующими разрешениями, входящая в СРО. Ответ: Если объект сдан в эксплуатацию, и он находится в вашей собственности (ГРП, ГРУ, или просто коммерческий узел учёта газа), вы вправе сами определить, кто будет ваш СПГ 761 сдавать в поверку. Есть градостроительный кодекс, где указано, что монтажная организация несёт гарантийную ответственность в течение 5-ти лет за построенный объект, если иное не указано в договоре. Тут Вам решать, гарантия (а они потом могут отказать) или существенная экономия на "ненавязчивом обслуживании". Кроме того, как правило, поставщик газа в АКТе рекомендует потребителю в определённые сроки выполнить мероприятия по поверке оборудования входящего в состав узла учёта. НО, рекомендовать Вам, чтобы эти работы выполнил кто-то "приближенный или очень профессиональный", по крайней мере, не незаконно. Если никаких изменений на действующем газопроводе не предусматривается, не меняется состав первичных средств узла учета (номера, модель и тем более ТТХ), то демонтаж для метрологической поверки собственник вправе сам выполнить, даже собственными силами, если есть опыт. Безусловно, что при этом Вы должны выполнить ряд процедур по согласованию всех мероприятий с "поставщиком газа" и "горгазом" (ГРО). В частности, представители поставщика и, в некоторых случаях представители ГРО, должны прибыть к Вам на объект и остановить счёт с составлением акта, где будут зафиксированы все показания. Далее ваш путь в ЦСМ с демонтированными приборами или на завод изготовитель. Получив приборы из поверки, Вы их монтируете обратно, вводите базу данных (предварительно слив её себе на комп.) в корректор, устанавливаете всё демонтированное оборудование в исходном положении, проверяете все каналы и приглашаете на приёмку узла поставщика газа. Вот и вся "незатейливая" процедура. Желаем успехов. Есть еще один вариант: "пригласить" для демонтажа и установки организацию с которой у Вас есть договор на обслуживание газового оборудования (как правило горгаз), но только для этих целей. Остальное – Ваше право, кто будет сдавать в госповерку Ваш СПГ, счётчик, датчик давления или температуры.

Здравствуйте! Руководствуются исключительно: "Общими положениями по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб". СП 42-101-2003 Раздел "Автоматизированные системы управления процессом распределения газа". Но, есть случаи, когда собственнику удается отстоять свой узел учёта от навязанного АСУ ТП РГ. Это, прежде всего, зависит от потребителя - если это комбыт, может и получится, а если это промпредприятие - тогда вряд ли. И ещё: Межрегиональная газовая компания, как правило, устанавливает, за счёт своих средств, а вот газораспределительная "просит" собственника. Цены в большинстве случаев не демократичные, хотя железо стоит не дорого, цена вопроса сидит в "программном компоненте".

Для определения стоимости проектирования разделов АГСВ, АГСВ-АСУ применяют: "Справочник базовых цен на проектные работы для строительства. Газооборудование и газоснабжение промышленных предприятий, зданий и сооружений. Наружное освещение". По таблицам высчитывают базовую стоимость и вводят поправочный коэффициент.

Для получения дубликата паспорта на счетчик газа вам необходимо обратиться на завод-изготовитель.

Добрый день. Отвечаем на Ваш вопрос. Для составления сметы на Проектирование коммерческого узла учёта газа применяем: СБЦ. Справочник базовых цен на проектные работы для строительства. Газооборудование и газоснабжение промышленных предприятий, зданий и сооружений. Наружное освещение. Есть в свободном доступе в Интернете. Приблизительно, расчёт выглядит так: по базовой цене, если узел учёта в ГРУ (Ду50-100) = 50138 х 3,58(коэф. к ценам 2013 года) Х 30%(п 1.1. настоящего справочника) получаем 54 тыс. рублей. Это очень укрупнённо, для общего представления какие коэф. и откуда применять. Желаю Удачи.

Добрый день, Светлана! Стоимость промышленной безопасности в разных регионах имеет свои ориентиры. В Тверской области, например, экспертиза "Промышленной безопасности" стоит около 30 тыс. рублей. Пожарная, экологическая, и прочие экспертизы являются неотъемлемой частью Государственной экспертизы проекта. И, в целом, вся экспертиза составляет порядка 30% от стоимости проекта. В Вашем конкретном случае о стоимости ЭКСПЕРТИЗЫ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ проектов на предмет раздела пож. безопасность, и т. д. ответить затрудняемся, но вот web-адрес где можно попытать счастья: http://www.yargse.ru/information/calc.php

В вашем случае целесообразно расценить исходя из расценки указаной в пункте 16. Контрольно-распределительный пункт (КРП), с расходом газа до 2-х млн. н*м.куб/час = 888,593 рублей х 3,58(коэф. к ценам 2013 года) Х 30% (п1.1. настоящего справочника по той-же методике). Цена, на вскидку, 954348.88 рублей. Что всецело соответствует действительности (при таких-то диаметрах). Желаю успехов!

Стоимость монтажа счётчика составляет: до Ду-100 = 4900 р. Вопрос с наладкой: если подразумевается монтаж измерительного комплекса то это 10-15% от стоимости ИК, а если отдельного шкафа с корректором, например СПГ-761.2, то это составит до 30 000 р. без стоимости оборудования. Если со стоимостью оборудования, с разработкой базы данных, то цена колеблется в пределах 150-280 тыс. рублей. Но, опять-таки всё зависит от состава оборудования, типа счётчика, корректора, категории помещения (ГРУ/ГРП), необходимости монтажа кабельных трасс, их протяжённости. Такая характеристика, как расход газа (тем более в приведённых или нормальных условиях?) не критична для оценки стоимости. Здесь главное - диаметр измерительного газопровода, состав измерительного комплекса, и проектное решение. Состав измерительного комплекса, например Ду-150 СГЭК-1600 с ЕК-260 стоит 200 тыс. рублей. Измерительные участки Ду150 до и после счётчика стоят 21 тыс. рублей. Датчик перепада (засорённости счётчика) стоит 22 тыс. рублей (теперь это обязательная позиция). По стоимости прямого участка: собственно труба (для турбинного счётчика), например Ду-100, с фланцами и штуцерами отбора давления стоит 5000 рублей; поверка в ЦСМ и заключение - около 15 тыс. рублей. Вот такие цены, по крайней мере, сложились в Твери. Навскидку: у Вас Ду-80, турбинный счётчик, если с корректором СПГ-761.2, и если это ГРУ, то это может стоить около 190 тыс. рублей.

Без выезда определить стоимость можно только по косвенным признакам. а) Стоимость измерительного комплекса СГ-ЭК приблизительно может составить 117-137 тыс. руб. б) В каком состоянии прямые участки - покажет только вскрытие. в) Нужен доступ к трубе, т.е. заглянуть внутрь. г) Далее - ЦСМ: цена понятная ~25 тыс. руб. д) Монтаж: всё зависит от осмотра. Если резать трубу и менять измерительные участки, то эти работы где-то на 50-60 тыс. руб. вытянут, без стоимости материалов. Но, это грубый подсчет. Если всё ок, тогда, может быть и 20 тыс. руб. хватит (на работы).

Нормативные документы, которыми регламентируется установка средств телеметрии для узлов учета газа: СП 42-101-2003 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ И СТРОИТЕЛЬСТВУ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ ИЗ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ И ПОЛИЭТИЛЕНОВЫХ ТРУБ Вот ссылка на текст: http://www.stroyoffis.ru/sp_svodi_pravi/sp__42_101_2003/sp__42_101_2003.php В частности, П 3.4 АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ПРОЦЕССОМ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ГАЗА 3.41 Автоматизированные системы управления технологическими процессами распределения газа (АСУ ТП РГ) имеют централизованную структуру, основными элементами которой являются контролируемые пункты (КП) на наружных сетях и сооружениях системы распределения газа (нижний уровень АСУ ТП РГ) и центральный диспетчерский пункт (ЦДП) (верхний уровень АСУ ТП РГ). Верхний уровень АСУ ТП РГ реализуется в ЦДП в виде одного или нескольких автоматизированных рабочих мест (АРМ), связанных между собой локальной вычислительной сетью (ЛВС). При необходимости создания многоуровневых АСУ ТП РГ предусматриваются промежуточные пункты управления (ППУ), координирующие работу КП. Работа ППУ координируется ЦДП. Допускается совмещение ППУ с одним из КП. 3.42 АСУ ТП РГ охватывают следующие газорегулирующие сооружения (ГС): ГРС — связывающие магистральные газопроводы с городской (региональной) системой газораспределения (при соответствующем согласовании с организацией, эксплуатирующей данные магистральные газопроводы); ГРП — обеспечивающие редуцирование давления газа в сетях высокого и среднего давления; ГРП — питающие тупиковые сети низкого давления с часовым потреблением газа свыше 1000 м3/ч (при нормальных условиях); ГРП потребителей с расчетным расходом газа свыше 1000 м3/ч (при нормальных условиях) — имеющие особые режимы газоснабжения или резервное топливное хозяйство; ГРП — питающие кольцевые сети низкого давления; ГРП — расположенные в удаленных населенных пунктах. Количество потребителей, охваченных АСУ ТП РГ, должно, как правило, обеспечивать контроль потребления не менее 80% объема газа, потребляемого городом (регионом) с учетом сезонных колебаний потребления. 3.43 АСУ ТП РГ содержат информационные функциональные подсистемы, реализующие комплексы задач (КЗ) в соответствии с таблицей 8. 3.44 Система газораспределения, содержащая более 50 газовых объектов и обслуживающая город (регион) с населением свыше 500 тыс. человек, может быть оснащена АСУ ТП РГ, включающими в себя помимо функциональных подсистем информационного характера, указанных в таблице 8, функциональные подсистемы, реализующие комплексы задач (задачи) в соответствии с таблицей 9..... и т.д. Отказаться – можно, если этого нет в технических условиях. В остальных случаях получается, что будут не выполнены ТУ выданные ГРО (горгаз). В данной ситуации диктует условия собственник сетей и Вам, как участнику этого "процесса", придется согласиться с этими сложившимися историческими реалиями. Сэкономить в данной ситуации возможно только: 1) на типе замерного узла, но это уже определяется проектным решением. 2) Прочитав СП 42-101-2003, попытаться заставить прокомментировать выданные условия ГРО. Такой Вариант призрачный, но он имеет право на жизнь. Желаем успеха!

Здравствуйте Евгения! Требования заказчика обоснованы, особенно если это прописано в ТУ и Задании на проектирование. Как правило, при выборе узла учёта исходят из следующих критериев: 1. Тип замерного узла выбирается из характеристик потребителя, в вашем случае будет обосновано применение турбинного счётчика. 2. Типоразмер счётчика выбирают исходя из расчётного объёма потребления газа в нормальных условиях или исходя из выделенных лимитов. 3. Тип корректора (или измерительного комплекса) уточняется с заказчиком при предварительном согласовании проекта. 4. Блочный или шкафной узел учета зависит от размера, количества ниток измерения, наличия телеметрии, системы передачи данных с корректора. 5. Если БУУГ , то безусловно требуется наличие пром.сети, и, как правило, в таких блоках уже предусмотрено отопление от газовых конвекторов. 6. Есть измерительные комплексы с возможностью работы до -40 C, например пр-ва Эльстергазэлектроника - СГ-ЭК http://gaselectro.ru/podderzhka/trebovaniya_k_zakazu/ или достаточно недорогие Эльтонспецгаз http://www.eltonsg.ru/catalog/buurg/ - неплохой вариант. 7. Или, выполнить чертежи самостоятельно, конструктив определить проектным решением и изготовить например в http://www.tgs69.ru

Айнура, спасибо за вопрос. Для определения типа замерного узла и количества измерительных линий необходимы исходные данные. К примеру, могу привести совершенно разные варианты: 1. потребитель один, на низком давлении, суммарный расход газа на всех энергоустановках зимой 1500 м/куб. Потребление летом 10 м/куб. Вот тут приходится проектировать две линии расходов одна на зиму, другая - на лето, так как нет таких счётчиков (особенно турбинных или ротационных), с такими метрологическими заходами по максимуму и минимуму. 2. Случай с двумя потребителями (собственниками газопотребляющего оборудования) сам по себе понятен: у каждого свои котлы или технологическое оборудование, и все хотят свой учёт. 3. Вариант, когда оборудование работает на разном давлении: технологическая линия с горелками суммарной мощностью 2 МВт на среднем давлении и отопительный котёл 14 кВт на низком давлении. Что делать? Счётчик на входе до регулятора не прохватит низ расхода на одного котла. Вот тут-то как раз и будет две линии: одна на среднем давлении, другая - на низком. 4. Сколько потребителей газа - столько и мнений у "Газпрома" по его достоверному учёту. Но основным документом в настоящее время является ГОСТ Р 8.740-2011. В целом, решение о типе измерительного узла, количестве измерительных линий и типе корректора, принимается при предварительном согласовании проекта в ГРО. При этом основанием для качественного подбора узла должны быть следующие документы: - теплотехнический расчёт (если он есть); - состав газопотребляющего оборудования с копиями паспортов горелок (радел с характеристиками потребления газа); - Технологическая карта работы газопотребляющего оборудования или режимная карта работы горелок; - Давление, на котором работает газопотребляющее оборудование; - Схема размещения газопотребляющего оборудования (для крупных предприятий). Если наш ответ Вас устроил, то мы рады были Вам помочь. P.S. Конкретно для Вас мы можем в качестве "шефской помощи" предложить несколько вариантов, но для этого нам необходимы данные из второго абзаца. Вы можете связаться с нами по электронной почте.

Добрый день, Айрат! Решение Вашего вопроса состоит из нескольких составляющих: 1. Если Вы ГРО (газораспределительная организация) и вы ранее не давали согласие на присоединение к вашему газопроводу, и ваш тариф на транспортировку защищен в межрегиональной комиссии по тарифам, то, как говорится - в добрый час. 2. Если Вы давали согласие на присоединение, то, увы Вам ничего не светит, кроме как пропускать газ потребителю. 3. Если Вы не ГРО, объемы прокачки газа небольшие, то затевать какие-либо мероприятия по дополучению упущенной выгоды нет смысла. 4. Создание ГРО само по себе очень затратная идея и она имеет право на жизнь при приличных объемах прокачки газа не связанных с сезонностью потребления. 5. Другой вопрос, если Вы несёте затраты по содержанию ГРП и трубы, тогда есть смысл обратится к потребителю с предложением разделить стоимость содержания пропорционально потреблённому объёму газа. Но это зависит от доброй воли потребителя. 6. Заставить платить можно только при пункте №1.

Ваш вопрос простой - СПГ-761.2 способен вести учет по двум потребителям, один коммерческий П1, допустим, по Т1, а потребитель технологический П2 по трубе Т2. Это технологическая часть вопроса, теперь о правовой: Правовых норм прямо запрещающих такое действие - нет. Однако стоит задуматься и о трудностях при реализации этого решения: 1. Если узлы учета вводятся в эксплуатацию одновременно это пол беды, а если коммерческий уже есть? Увы - здесь надо прорабатывать вопрос с поставщиком газа и получить разрешение для внесения изменений в базу данных СПГ-761.2. 2. Допустим у Вас всё получилось, но через некоторое время могут возникнуть проблемы связанные с переполнением ОЗУ (нештатки, нераспечатанные суточные расходы у П2... В общем, АПС-43 переполнится, и перестанет распечатывать и П1 и П2). Что не вызовет восторга у собственников газа. 3. В нашем регионе подобное не приветствуется и не практикуется. Потребитель, как правило, на технологический учёт ставит отдельный СПГ-761.2 (или измерительный комплекс на базе ЕК-270) и заводит показания на рабочее место оператора (или, например, главного энергетика) через СПСеть или другие средства коммуникации. 4. Себестоимость технологического узла учета с корректором, безусловно, высока, но Вы сэкономите гораздо больше нервов и времени при раздельном учете. На минуточку, только представьте себе, что СПГ-761.2 по каким-либо причинам выдал нештатную ситуацию и насчитал Вам по подстановочным данным некое количество "коммерческих" кубов газа? Собственник однозначно отреагирует на это - как некое влияние П2. Стоит на одну сторону весов положить стоимость технологического узла учета и последствия разночтений с поставщиком газа. Вывод: Однозначного ответа нет, всё лежит в переговорной плоскости с поставщиком газа. Дорогу осилит идущий, и не факт что простое решение самое оптимальное. Желаем успешного решения Вашего вопроса.

Добрый день! Спасибо за вопрос! Понятие местного сопротивления определено в ГОСТ 8.740-2013, п. 3.5.2. местное сопротивление: Фитинг, запорная арматура, фильтр и другие элементы измерительного трубопровода, искажающие кинематическую структуру потока газа. Очередность сопротивлений считается от счетчика (1-е до и 1-е после, вторые, соответственно, будут дальше от счётчика, выше по ходу газа и ниже по ходу газа). Если у Вас возникли трудности в определении, то вышлите нам схему, чертеж, или фото, мы вам на вашем конкретном примере, покажем, что будет являться местным сопротивлением.

Добрый день! Спасибо за вопрос. Действия ГРО в целом законны. Так как после поверки, например корректора, необходимо по новой вводить базу данных. Если Вы поверяли только первичные средства измерения, то необходим акт ввода в эксплуатацию узла учёта. Всё это имеет место быть при условии, что узел учёта коммерческий, и Вы являетесь собственником. Теперь о том, кто должен вызывать: однозначно должен вызывать собственник узла учёта. Специалист (как правило, из отдела метрологии поставщика) прибывает на объект, снимает базу данных на печатный носитель, пломбирует, пишет акт осмотра узла учета. В некоторых ГРО и Межрегионгаз, если всё в норме, то сразу пишут акт о вводе узла учёта в эксплуатацию. А вот если есть какие-нибудь нештатные ситуации, не правильно отображаются показания приборов или есть какие-то несоответствия ГОСТ 8.740-2011 после монтажа, то устранение этих проблем всецело лежит на потребителе. Если наш ответ не полностью прояснил для Вас ситуацию, то подробнее опишите состав узла учёта газа, какие средства измерения сдавались в поверку, кому принадлежит газ (поставщик), кто потребитель, с кем заключен договор на техническое обслуживание ГРП. При проведении предыдущих поверок такого не было?

Проверку настроечных параметров осуществляет ГРО и поставщик газа (ведь они заинтересованы в правильности учёта газа). Настроечные параметры корректора (база данных) должна быть согласована с поставщиком газа. Ввод базы данных в корректор - это обязанность потребителя (собственника) узла учёта газа! Вообще-то, удивительно, что у ГРО нет своего отдела по контролю за использованием газа или хотя-бы ответственного лица. Как они тогда с учётом газа в целом по ГРО разбираются..? А вот у поставщика газа (Межрегион газ) точно есть отдел метрологии, там без этого никак невозможно.

Добрый день, Анна. Сжиженными углеводородами мы не занимаемся, в вопросах учёта сжиженой фазы лучше всего разбираются те, кто его производит. Попробуйте построить поиск следующим образом: 1. Найти крупный завод по производству СПГ - правда, далековато: о. Сахалин пос. Пригородное. 2. Связаться с главным инженером или метрологом. 3. Ненавязчиво извлечь информацию о типах замерных узлов, составе, и, наконец, метрологическом обеспечении. Дело предстоит Вам очень серьёзное - поэтому желаю удачи!

Здравствуйте! Ситуация абсолютно штатная, ГРО и поставщик тянет одеяло на себя и руководствуется п.12.2.4, ГОСТ Р 8.740-2011. В соответствии с национальным стандартом РФ ГОСТ Р 8.740-2011 п.9.1.4. в состав ИК могут входить дополнительные устройства (диф. манометр с манифольдом (вентильный блок)). Исходя из этого, возможно сослаться на наличие места отбора давления, а измерять и знать перепад (засорённость) - это задача поставщика, хотят переносным или стационарным диф. манометром меряют засорённость. Но, если серьёзно – то это требование вполне обосновано, засорённость фильтра и перепад на его кассета никакого отношения к засорённости счётчика не имеет. Вывод: Если не хотите ставить, то ссылайтесь на проектное решение, далее на п.9.1.4. и далее по тексту. Если не хотите ссориться, то установите и спите спокойно ведь это всего лишь каких-то 11680 рублей.