NetNado
  Найти на сайте:

Учащимся

Учителям



Методика выполнения измерений расхода природного газа, подаваемого в котел, на тэс


РОССИЙСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ "ЕЭС РОССИИ"
МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ РАСХОДА ПРИРОДНОГО ГАЗА, ПОДАВАЕМОГО В КОТЕЛ, НА ТЭС
РД 153-34.1-11.315-99
СЛУЖБА ПЕРЕДОВОГО ОПЫТА ОРГРЭС

Москва

2000

Разработано Открытым акционерным обществом "Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей ОРГРЭС"
Исполнители Б.Г. ТИМИНСКИЙ, А.Г. АЖИКИН, В.И. ОСИПОВА, Л.В. СОЛОВЬЕВА
Аттестовано Метрологической службой Открытого акционерного общества "Фирма по наладке, совершен­ствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей ОРГРЭС" (Свидетельство об аттестации МВИ от 27 сентября 1999 г.)
Утверждено Департаментом стратегии развития и научно-технической политики РАО "ЕЭС России" 14.11.99
Первый заместитель начальника А.Л. БЕРСЕНЕВ
© СПО ОРГРЭС, 2000

УДК 681.2

МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ РАСХОДА ПРИРОДНОГО ГАЗА, ПОДАВАЕМОГО В КОТЕЛ, НА ТЭС
РД 153-34.1-11.315-99
Вводится в действие с 20.04.2000

1. Назначение и область применения


1.1. Настоящая Методика разработана в соответствии с ГОСТ Р 8.563-96 [2], РД 34.11.303-97 [14], МИ 2377-96 [7], ГОСТ 8.563.1-97 [З], ГОСТ 8.563.2-97 [4] и ГОСТ 8.563.3-97 [5].

1.2. Методика регламентирует порядок выполнения изме­рений расхода природного газа, подаваемого в котел, на ТЭС и устанавливает требования к методу и средствам измерений (СИ), подготовке, проведению измерений и обработке резуль­татов измерений.

1.3. Методика обеспечивает получение достоверных ха­рактеристик погрешности измерений расхода природного газа, подаваемого в котел, при принятой доверительной ве­роятности, равной 0,95, и устанавливает формы их представ­ления.

1.4. Методика предназначена для персонала проектных, наладочных и эксплуатирующих оборудование предприятий электроэнергетической отрасли для использования при орга­низации и выполнении измерений расхода природного газа, подаваемого в котел, на ТЭС с энергоблоками мощностью 300, 500, 800 и 1200 МВт.

1.5. С выходом настоящей Методики утрачивает силу "Методика выполнения измерений расхода природного газа, подаваемого в котел, на тепловых электростанциях: РД 34.11.315-92" (М.: СПООРГРЭС, 1994).

1.6. В настоящей Методике приняты следующие сокраще­ния:

АСУ ТП — автоматизированная система управления тех­нологическим процессом

БИК — блок извлечения корня

БЩУ — блочный щит управления

ИВК — информационно-вычислительный комплекс

ИИС — информационная измерительная система

ИК — измерительный комплекс

ИТ — измерительный трубопровод

ПИП — первичный измерительный преобразователь

ПТО — производственно-технический отдел

РСИ — регистрирующее средство измерений

СИ — средство измерений

СУ — сужающее устройство

ТП — технологический процесс

ТЭП — технико-экономические показатели

ТЭС — тепловая электростанция

ЭЛИ — электронно-лучевой индикатор

2. Сведения об измеряемом параметре


2.1. Номинальное значение расхода природного газа, по­даваемого в котел, для энергоблоков различной мощности находится в диапазоне 20-320000 м3/ч.

2.2. Место и форма представления и использования ин­формации определяются по [13], согласно которому требу­ются постоянные измерение и регистрация на приборах, ус­тановленных на БЩУ, общего расхода природного газа, по­даваемого в котел. Результаты измерений расхода природно­го газа используются для расчета ТЭП и контроля работы технологического оборудования.

3. Условия измерении


3.1. Условия измерений должны соответствовать основ­ным положениям разд. 1 и 5-7 ГОСТ 8.563.1-97 [З].

3.2. Климатические условия эксплуатации СИ должны соответствовать условиям их применения, установленным изготовителем этих средств.

3.3. Диапазоны измерений применяемых СИ должны со­ответствовать диапазонам изменений контролируемых пара­метров.

3.4. Измерение расхода природного газа осуществляется рассредоточенной измерительной системой, составные эле­менты которой находятся в разных внешних условиях.

На основании [15] и анализа состояния измерений расхо­да природного газа можно сделать выводы, что диапазон из­менения температуры окружающей среды характеризуется следующими данными:

Элементы

Диапазон изменения температуры

измерительной системы

окружающей среды, °С

Измерительный преобразователь расхода

5-40

Линия связи

5-35

Вторичный измерительный прибор

15-30

Агрегатные средства ИИС

15-25

Устройства представления информации ИВК

15-30



4. Требования к погрешности измерения


Норма погрешности измерений расхода природного газа, подаваемого в котел, для стационарного режима работы энер­гетического оборудования, установленная в [10], составляет ±1,6% для оперативного контроля и расчета ТЭП и обеспе­чивается СИ, приведенными в данной Методике.

5. Метод измерений и структура измерительной системы


5.1. Расход природного газа определяется методом переменного перепада давления в соответствии с ГОСТ 8.563.1-97 [31 ГОСТ 8.563.2-97 (4] и ГОСТ 8.563.3-97 [5].

5.2. Уравнение объемного расхода природного газа при­ведено в разд. 5 ГОСТ 8.563.2-97 [4].

5.3. Порядок определения объемного расхода природного газа осуществляется в соответствии с п. 8.1 ГОСТ 8.563.2-97 [4].

5.4. Определение физических свойств контролируемой сре­ды осуществляется в соответствии с п. 5.4 ГОСТ 8.563.1-97 [З].

5.5. Измерения расхода природного газа должны выпол­няться на прямолинейном участке газопровода перед отсека­ющим клапаном (регулирующим клапаном) и после первого запорного устройства ввода газопровода к котлу.

5.6. При измерении расхода природного газа необходимо проводить измерения параметров его состояния (давления, температуры, плотности) в соответствии с пп. 6.2.11, 6.3 и 6 4 ГОСТ 8.563.2-97 (4].

5.7. В зависимости от типа используемых на ТЭС СИ при­меняются два основных варианта компоновки измеритель­ных систем:

децентрализованная измерительная система с использо­ванием локальных вторичных приборов (рис. 1);

централизованная измерительная система с использова­нием средств вычислительной техники (рис. 2).

5.8. При измерениях расхода природного газа с помощью децентрализованной системы (см. рис. 1) сигнал по перепаду давления, создаваемый СУ, поступает на ПИП, где преобра­зуется в унифицированный выходной электрический сигнал. Электрический сигнал передается РСИ (вторичному прибо­ру), который отградуирован в единицах измерения расхода. Для обеспечения линейной зависимости показаний вторич­ного прибора от перепада давления используется БИК. Для внесения поправок к показаниям РСИ на действительные параметры измеряемой среды (в отличие от принятых при расчете СУ) необходимо предусмотреть регистрацию температуры и давления природного газа в соответствии с требо­ваниями [12].

5.9. При централизованной измерительной системе с ис­пользованием ИИС (см. рис. 2) выходная информация от ПИП перепада давления на СУ и температуры среды перед СУ преобразуется в измерительной подсистеме и в виде кодо­вых сигналов поступает в вычислительный комплекс для ав­томатической обработки результатов измерений (извлечение корня из численного значения перепада давления, внесение поправки на действительную плотность среды в отличие от расчетной по действительной температуре), расчета ТЭП и управления ТП. Обработка и расчет производятся по специ­альной программе с использованием табличной аппроксимации на действительную плотность измеряемой среды.

5.10. Номенклатура рекомендуемых СИ приведена в при­ложении.


6. Операции при подготовке и выполнении измерений


6.1. Подготовка к измерениям проводится в соответствии с п. 7.1 ГОСТ 8.563.2-97 (4].

Перед измерениями проверяется соответствие:

прямых участков ИТ требованиям разд. 7 ГОСТ 8.563.1-97 [3] (эта проверка проводится один раз перед пуском в эксплуа­тацию ИК);

монтажа соединительных и заборных трубок требовани­ям разд. 6 ГОСТ 8.563.2-97 [4] (эта проверка проводится один раз перед пуском в эксплуатацию ИК);

конструкции СУ одному из разд. 8, 9 и 10 ГОСТ 8.563.1-97 [3] (эта проверка проводится периодически через установлен­ные межповерочные интервалы времени);

монтажа СИ параметров потока требованиям разд. 6 ГОСТ 8.563.2-97 (4] и монтажно-эксплуатационной документа­ции (эта проверка проводится один раз перед пуском в эксп­луатацию);

условий проведения измерений требованиям разд. 4 ГОСТ 8.563.2-97 [4] (эта проверка проводится не реже одно­го раза в год);

применения СУ граничным условиям, приведенным в ГОСТ 8.563.1-97 [3] (эта проверка проводится не реже одного раза в год).

6.2. По результатам проверки и в соответствии с требова­ниями к обеспечению необходимой точности измерений (см. пп. 5.2.3 и 9.5 ГОСТ 8.563.2-97 |4]) определяются условно-по­стоянные параметры, а по ним и различные постоянные ко­эффициенты (см. приложение А.1 ГОСТ 8.563.2-97 (4]).

6.3. После проверки приводятся в рабочее состояние все СИ и измеряются действительные значения параметров, по которым определяется расход газа (см. приложение А ГОСТ 8.563.2-97 [4]):

значение абсолютного давления в соответствии с п. 6.2.11 ГОСТ 8.563.2-97 [4j;

значение температуры газа в соответствии с п. 6.3 ГОСТ 8.563.2-97 [4].

6.4. При обнаружении несоответствия ИК требованиям, указанным в п. 6.1 настоящей Методики, принимаются меры, направленные на его устранение.

7. Операции обработки и вычисления результата измерений


7.1. Расчет расхода среды в общем случае производится в соответствии с п. 8.1 ГОСТ 8.563.2-97 [4].

7.2. Расчет расхода природного газа по результатам пла­ниметрирования диаграмм или по показаниям СИ при ис­пользовании регистрирующих приборов выполняется в со­ответствии с п. 8.3 ГОСТ 8.563.2-97 [4] и в такой последова­тельности:

7.2.1. Текущее значение расхода природного газа опреде­ляется по показаниям измерительного прибора.

7.2.2. Среднесуточные значения объемного расхода при­родного газа q03/ч) определяются по результатам обработ­ки суточных диаграмм регистрирующих приборов планимет­рами в соответствии с приложением Г ГОСТ 8.563.2-97 [4] по формуле

(1)

где qв — верхнее значение расхода, м3/ч;

Nп — показание полярного планиметра, см2;

Iq — длина ленты с записью значения расхода, см;

Iш — длина шкалы регистрирующего прибора, см.

7.3. Среднесуточные значения температуры и давления определяются по результатам обработки суточных диаграмм РСИ планиметрами в соответствии с [12] и [II], в них вно­сятся поправки в соответствии с п. 5.8 настоящей Методики.

7.4. Расчет объемного расхода природного газа при ис­пользовании агрегатных СИ ИВК выполняется в соответствии с п. 8.2 ГОСТ 8.563.2-97 [4] в такой последовательности:

7.4.1. Текущее значение расхода природного газа опреде­ляется путем опроса измерительной системы с интервалом не более 15 с.

7.4.2. Среднесуточное значение объемного расхода (м3/ч) природного газа определяется по формуле:

(2)

где n — число циклов опроса датчика расхода за интервал

усреднения;

qoi — текущее значение объемного расхода в i-м цикле опроса, м3/ч.

7.4.3. Среднесуточные значения температуры и давления определяются в соответствии с [12] и [II].

7.5. Обработка результатов измерений, представление измерительной информации по расходу, температуре и дав­лению природного газа и внесение поправок производятся агрегатными СИ ИИС автоматически.

8. Оформление результатов измерений


Результаты измерения расхода природного газа должны быть оформлены следующим образом.

8.1. При использовании РСИ:

носитель измерительной информации по расходу, темпе­ратуре и давлению природного газа — лента (диаграмма) ре­гистрирующих приборов;

результаты измерений расхода природного газа представ­ляются в виде выходных форм на бумажном носителе.

8.2. При использовании ИИС:

носителем измерительной информации по значениям рас­хода природного газа и результатам обработки данных явля­ется электронная память агрегатных СИ ИИС;

результаты обработки измерительной информации и рас­четы индицируются на средствах представления информа­ции (ЭЛИ, индикаторах) и представляются в виде выходных форм на бумажном носителе.

9. Требования к квалификации операторов


К выполнению измерений и обработке их результатов могут быть допущены лица, прошедшие специальное обуче­ние и имеющие квалификацию:

при выполнении измерений — электрослесарь не ниже 3-го разряда;

при обработке результатов измерений — техник или ин­женер, занимающийся расчетом ТЭП.

10. Требования безопасности


При эксплуатации системы измерения расхода природ­ного газа необходимо соблюдать требования [8] и [9].

Приложение


Рекомендуемое

Средства измерений, применяемые при измерении расхода, температуры и давления природного газа

Наименование

Тип

Предел основной допус­тимой погрешности, %

Завод-изготовитель

Примечание

1. Для децентрализованной измерительной системы

Преобразователи раз-

Сапфир-22М-ДД,




ЗАО




ности давления с бло-

модель




"Манометр,




ком питания БП36

2410

±0,25;

г. Москва







2420

±0,5







Блок извлечения корня

БИК-1

±0,5




Измерение

Миллиамперметры и

КСУ-2

±0,5 (по показаниям)

Завод

расхода

вольтметры автомати-




±1,0 (по регистрации)

"Электро-




ческие показывающие и

КСУ-4

±0,25 (по показаниям)

автоматика',




регистрирующие




±0,5 (по регистрации)

г. Йошкар-













Ола




Термопреобразователь

тем

Для класса допуска В,

Фирма




сопротивления медный




°С

"Навигатор",










±[0,25 +0,0035 |t|]

г. Москва

Контроль










Завод

темпера-










"Электротер

турыиз-










мометрия",

меряе-










г. Луцк

мой

Мосты автоматические

КСМ-2

±0,5 (по показаниям)

ПО "Львов-

среды

показывающие и само-




±1,0 (по регистрации)

прибор",




пишущие







г. Львов




Преобразователи избы-

точного давления с бло-

ком питания БПЗб

САПФИР-22М-ДИ

±0,25; ±0,5

ЗАО










"Манометр",










г.Москва

Контроль давления измеряемой среды

Миллиамперметры и вольтметры автоматические показывающие и регистрирующие

КСУ-2

±0,5 (по показаниям)

Завод




±1,0 (по регистрации)

"Электро-







автоматика",







г. Йошкар-







Ола

Сужающее устройство

Вварная диа-

-

-

-




фрагма с угловым













способом отбора










2. Для централизованной системы

Преобразователи разности давления с блоком питания БП36

Сапфир-22М-ДД, модель 2410 2420




ЗАО "Манометр",
г. Москва

Измерение расхода

±0,25;

±0,5

Термопреобразователь

тем

Для класса допуска В,

Фирма

Контроль

сопротивления медный




°С

"Навигатор",

Темпера-







±[0,25 +0,0035 |t|]

г.Москва

туры из-










Завод

Меряе-










"Электротер-

мой










мометрия",

среды










г. Луцк




Преобразователи избы-

Сапфир-22М-ДИ

±0,25; ±0,5

ЗАО

"Манометр",

г. Москва

Контроль

давления

изме-

ряемой

среды

точного давления с бло-







ком питания БП36

























Агрегатные средства

-

0,3 (канал)

-

-

измерений ИИС













(УСО,ЦП,ЭЛИУР)













Сужающее устройство

Вварная диа-

-

-

-




фрагма с угловым













способом отбора












Список использованной литературы


1. ГОСТ 8.207-76. ГСИ. Прямые измерения с многократ­ными наблюдениями. Методы обработки результатов наблю­дений. Основные положения.

2. ГОСТ Р 8.563-96. ГСИ. Методики выполнения измерений.

3. ГОСТ 8.563.1-97. ГСИ. Измерение расхода и количества жидкостей и газов методом переменного перепада давления. Диафрагмы, сопла ИСА 1932 и трубы Вентури, установлен­ные в заполненных трубопроводах круглого сечения. Техни­ческие условия.

4. ГОСТ 8.563.2-97. ГСИ. Измерение расхода и количества жидкостей и газов методом переменного перепада давления. Методика выполнения измерений с помощью сужающих ус­тройств.

5. ГОСТ 8.563.3-97. ГСИ. Измерение расхода и количества жидкостей и газов методом переменного перепада давления. Процедура и модуль расчетов Программное обеспечение.

6. МИ 1317-86. ГСИ. Результаты и характеристики погреш­ности измерений. Формы представления. Способы использо­вания при испытаниях образцов продукции и контроле их параметров.

7. МИ 2377-96. ГСИ. Рекомендация. Разработка и аттеста­ция методик выполнения измерений.

8. Правила техники безопасности при эксплуатации теп­ломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей: РД 34.03.201-97.- М:. НЦ ЭНАС, 1997.

9. Правила техники безопасности при эксплуатации элек­троустановок. — М.: СПО Союзтехэнерго, 1991.

10. Нормы погрешности измерений технологических па­раметров тепловых электростанций и подстанций:

РД 34.11.321-96.- М:. Ротапринт ВТИ, 1997.

11. Методика выполнения измерений давления отработав­шего пара в конденсаторах паровых турбин: РД 34.11.304-90. — М.: СПО Союзтехэнерго, 1990.

12. Методика выполнения измерений температуры пита­тельной воды на тепловых электростанциях: МТ 34.70.040-87. — М.: СПО Союзтехэнерго, 1987.

13. Методические указания по объему технологических измерений, сигнализации и автоматического регулирования на тепловых электростанциях: РД 34.35.101-88.— М.: СПО Союзтехэнерго, 1988.

14. Методические указания. Разработка и аттестация ме­тодик выполнения измерений параметров технологического процесса: РД 34.11.303-97.- М.: СПО Союзтехэнерго, 1999.

15. Анализ значений параметров окружающей среды в местах расположения приборов, необходимых для измере­ния основных технологических параметров ТЭС: Техничес­кий отчет.— Екатеринбург: Уралтехэнерго, 1995.
ОГЛАВЛЕНИЕ

1. Назначение и область применения 3

2. Сведения об измеряемом параметре 4

3. Условия измерении 4

4. Требования к погрешности измерения 4

5. Метод измерений и структура измерительной системы 4

6. Операции при подготовке и выполнении измерений 6

7. Операции обработки и вычисления результата измерений 7

8. Оформление результатов измерений 8

9. Требования к квалификации операторов 8

10. Требования безопасности 8

Приложение 9

Список использованной литературы 10

страница 1


скачать

Другие похожие работы: