РОССИЙСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО
ЭНЕРГЕТИКИ
МЕТОДИКА
РД 153-34.1-11.315-99 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. П. БЕРСЕНЕВ
Вводится в действие
1. НАЗНАЧЕНИЕ
|
Элементы измерительной системы |
Диапазон изменения температуры |
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 |
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.
5.1. 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).
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].
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 подсистема; 7 - вычислительная
подсистема
(ИВК АСУ ТП); 8 - средство представления информации; 9 - термопреобразователь
сопротивления
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.
6.1. 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 [4];
- 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.
7.1. 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 qo (м3/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 qo - верхнее значение расхода, м3/ч;
NП - показание полярного планиметра, см2;
lq - длина ленты с записью значения расхода, см;
lш - 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 [11], 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 расхода в i-м цикле опроса, м3/ч.
7.4.3. Среднесуточные значения температуры и давления определяются в соответствии с [12] и [11].
7.5. Обработка результатов измерений, представление измерительной информации по расходу, температуре и давлению природного газа и внесение поправок производятся агрегатными СИ ИИС автоматически.
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.
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.
При эксплуатации системы измерения расхода природного газа необходимо соблюдать требования [8] и [9].
Рекомендуемое
Тип |
Предел основной допустимой погрешности, % |
Завод-изготовитель |
Примечание |
|
1. Для децентрализованной измерительной системы |
||||
Преобразователи разности давления с блоком питания БП36 |
Сапфир-22М-ДД модель |
ЗАО "Манометр" г. Москва |
Измерение расхода |
|
2410 |
± 0,25 |
|||
2420 |
± 0,5 |
|||
Блок извлечения корня |
БИК-1 |
± 0,5 |
||
Миллиамперметры и вольтметры автоматические показывающие и регистрирующие |
КСУ-2 |
± 0,5 (по показаниям) |
Завод "Электроавтоматика" г. Йошкар-Ола |
|
± 1,0 (по регистрации) |
||||
КСУ-4 |
± 0,25 (по показаниям) |
|||
± 0,5 (по регистрации) |
||||
Термопреобразователь сопротивления медный |
ТСМ |
Для класса В, °С ± [0,25+0,0035 ç t ç] |
Фирма "Навигатор", г. Москва. Завод "Электротермометрия", г. Луцк |
Контроль температуры измеряемой среды |
Мосты автоматические показывающие и самопишущие |
КСМ-2 |
± 0,5 (по показаниям) |
ПО "Львовприбор", г. Львов |
|
± 1,0 (по регистрации) |
||||
Преобразователи избыточного давления с блоком питания БП36 |
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 "Электроавтоматика" г. Йошкар-Ола |
|
± 1,0 (по регистрации) |
||||
Сужающее устройство |
Вварная диафрагма с угловым способом отбора |
- |
- |
- |
2. Для централизованной измерительной системы |
||||
Преобразователи разности давления с блоком питания БП36 |
САПФИР-22М-ДД 2410 |
± 0,25 |
Завод "Манометр" г. Москва |
Измерение расхода |
2420 |
± 0,5 |
|||
Термопреобразователь сопротивления медный |
ТСМ |
Для класса В, °С ± [0,25+0,0035 ç t ç] |
Фирма "Навигатор", г. Москва. |
Контроль температуры измеряемой среды |
Преобразователи избыточного давления с блоком питания БП36 |
САПФИР-22М-ДИ |
± 0,25; ± 0,5 |
ЗАО "Манометр" г. Москва |
Контроль давления измеряемой среды |
Агрегатные средства измерений ИИC (УСО, ЦП, ЭЛИ УР) |
- |
± 0,3 (канал) |
- |
- |
Сужающее устройство |
Вварная диафрагма с угловым способом отбора |
- |
- |
- |
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.
СОДЕРЖАНИЕ