Приветствую Вас Гость • Регистрация • Вход • RSS
Суббота, 23.9.2017
_ _
Главная » Файлы » Методики

РД 153-34.1-11.315-99 МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ РАСХОДА ПРИРОДНОГО ГАЗА
[ Скачать с сервера (163.5Kb) ] 03.02.2014, 01:23

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.

 

Категория: Методики | Добавил: lofg .
Просмотров: 1073 | Загрузок: 120 | Рейтинг: 0.0/0
Всего комментариев: 0
Добавлять комментарии могут только зарегистрированные пользователи.
[ Регистрация | Вход ]
Дизайн сайтов. Скачать шаблоны для Ucoz