Главная » Каталог документов » РД 153-34.1-11.315-99

РД 153-34.1-11.315-99
"Методика выполнения измерений расхода природного газа, подаваемого в котел, на ТЭС"

- 112,00 руб.;
- Официальное издание;
- Доставка или cамовывоз.
- от 95,00 руб./день;
- Мгновенное подключение;
- Различные формы оплаты.
- от 8 790,00 руб.;
- Тысячи (!) документов на DVD;
- Ежеквартальное обновление.

Статус документа: действующий

Дата вступления в действие: 2000-04-20


Документ относится к следующим разделам классификатора:

Нормативно-правовые документы в строительстве и ЖКХ
Жилищно-коммунальное хозяйство (ЖКХ)
Метрология.Теплоэнергетика. Электроэнергетика

Нормативно-технические документы. Национальные стандарты
Энергетика и теплотехника
Метрология


Содержание для ознакомления



ВНИМАНИЕ!!
ФРАГМЕНТ ТЕКСТА ДОКУМЕНТА ПРЕДСТАВЛЕН ИСКЛЮЧИТЕЛЬНО ДЛЯ ОЗНАКОМЛЕНИЯ И СОДЕРЖИТ ОШИБКИ
ОРИГИНАЛ ДОКУМЕНТА СООТВЕТСТВУЕТ ОФИЦИАЛЬНОМУ ИЗДАНИЮ


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


Разработано Открытым акционерным обществом "Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей ОРГРЭС"

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

Дата введения: 20-04-2000 г.


Содержание

1. Назначение и область применения
2. Сведения об измеряемом параметре
3. Условия измерений
4. ТРЕБОВАНИЯ к погрешности измерения
5. Метод измерений и структура измерительной системы
6. Операции при подготовке и выполнении измерений
7. Операции обработки и вычисления результата измерений
8. Оформление результатов измерений
9. ТРЕБОВАНИЯ к квалификации операторов
10. ТРЕБОВАНИЯ безопасности
Приложение. Средства измерений, применяемые при измерении расхода, температуры и давления природного газа
СПИСОК использованной литературы

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 [3], 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.: СПО ОРГРЭС, 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 м 3 /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 ИЗМЕРЕНИЙ

3.1. Условия измерений должны соответствовать основным положениям разд. 1 и 5-7 ГОСТ 8.563.1-97 [3].
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 измерительной системы Диапазон изменения температуры окружающей среды, °С Измерительный преобразователь расхода
Линия связи
Вторичный измерительный прибор
Агрегатные средства ИИС
Устройства представления инФОРМАции ИВК 5-40
5-35
15-30
15-25
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 [3], 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 [3].
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).



Рис. 1. Структура измерительной системы расхода природного газа с использованием РСИ (децентрализованная СИСТЕМА):
1 СУ в газопроводе; 2 трубные проводки (импульсные линии); 3 отстойные сосуды;
4 измерительный преобразователь давления; 4а - измерительный преобразователь перепада давления; 5 линии связи; 6 БИК; 7 РСИ температуры; 7а РСИ перепада давления;
7б - РСИ давления; 8 ТЕРМопреобразователь сопротивления



Рис. 2. Структура измерительной системы с использованием ИИС и ИВК АСУ ТП (централизованная СИСТЕМА):
1 СУ в газопроводе; 2 трубные проводки (импульсные линии); 3 отстойные сосуды;
4 измерительный преобразователь давления; 4а измерительный преобразователь перепада давления; 5 линии связи; 6 измерительная СИСТЕМА; 7 вычислительная подСИСТЕМА (ИВК АСУ ТП); 8 средство представления инФОРМАции; 9 ТЕРМопреобразователь сопротивления

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

-=ОКОНЧАНИЕ ФРАГМЕНТА ДОКУМЕНТА=-

Документ РД 153-34.1-11.315-99 можно получить тремя способами:

Приобрести полный комплект актуальных документов в виде электронного справочника на DVD. Мы предлагаем специализированные справочники для разных отраслей хозяйственной деятельности.

Так же, можно скачать РД 153-34.1-11.315-99 или любой другой документ очень быстро и за смешные деньги, с оплатой любым способом (электронными деньгами, безналичным расчетом, отправкой SMS).

Если требуется официальное издание, то можно купить РД 153-34.1-11.315-99 - печатную форму документа для технических библиотек и лицензирования деятельности предприятия.