Ak-montazh.ru

Интернет-энциклопедия по ремонту
8 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Как определить расход газа: методы измерения и расчета используемого топлива

Как определить расход газа: методы измерения и расчета используемого топлива

В рубрике «Азбука производства» мы продолжаем в алфавитном порядке знакомить читателей со сложными технологическими процессами транспорта голубого топлива. На очереди буква «У» с рассказом об одном из важных направлений деятельности газотранспортного предприятия — учете расхода газа.

Что это такое?

Учет расхода газа — это определение объемов голубого топлива, проводимое на основе измерений и других регламентирующих процедур.

Для чего это нужно?

Точное определение количества газа, поступившего в газопровод , и не менее точное определение объема голубого топлива, поставленного потребителям, — важная функция организации, эксплуатирующей газотранспортное производство . Именно объемы транспортируемого газа определяют экономическую эффективность деятельности предприятия.

Схема ультразвукового расходомера

Учет расхода газа необходим для осуществления финансовых расчетов между поставщиком и потребителем, контроля за расходными режимами систем газоснабжения, составления и анализа баланса газа, наблюдения за рациональным и эффективным использованием голубого топлива.Поскольку измерения транспортируемых объемов газа происходят при различных условиях (разной температуре, плотности, давлении), то результаты приводят к стандартным условиям, в частности, берут за основу показатели температуры в 20º С и давления — в 760 мм рт. ст. Важнейший вопрос учета голубого топлива — это достоверность измерения объема природного газа и сведение баланса режимов газоснабжения и газопотребления. Результаты, получаемые на узлах измерения расхода газа (УИРГ) поставщика и сумма всех объемов, полученных потребителями, должны сходиться в пределах погрешности средств измерений. Узлы измерения расхода голубого топлива делят на коммерческие, хозрасчетные и технологические. Коммерческие УИРГ необходимы для ведения самого ответственного вида учета, производимого на основании правил и документов и предназначенного для регулирования взаимоотношений между поставщиками и покупателями газа. Хозрасчетные узлы измерения расхода газа осуществляют вид учета в пределах одного хозяйствующего субъекта для контроля затрат, совершенных его отдельными подразделениями. Для оперативного управления технологическими процессами и обеспечения энергоэффективности работы оборудования необходимы технологические УИРГ.

Как это происходит?

Расход голубого топлива фиксируют измерительные комплексы, установленные на всех газотранспортных объектах: газоизмерительные станции (ГИС) на линейной части магистральных газопроводов и узлы измерения расхода газа (УИРГ) на компрессорных и газораспределительных станциях.

Построение систем учета расхода газа связано с использованием целого ряда приборов и сложных методик расчета конечной величины. Для измерения объемов голубого топлива используется несколько методов. Учет расхода газа ведется методом переменного перепада давления с помощью стандартных сужающих устройств, турбинными, ротационными и вихревыми расходомерами, ультразвуковыми преобразователями и мембранными счетчиками. Измерение расхода газа методом переменного перепада давления на сужающем устройстве осуществляется расходомерами с дисковой диафрагмой, выполненной в виде диска со сквозным отверстием. За счет сужения потока возникает разница давлений, и чем больше скорость потока, тем меньше внутри него давление. Диафрагма сужает поток, а измерение разницы давлений перед ней и после нее позволяет определять расход газа. В турбинных счетчиках поток голубого топлива приводит в действие колесо турбины, число оборотов которого прямо пропорционально объему проходящего газа. Ультразвуковые расходомеры работают по принципу измерения разности скоростей распространения сигнала по потоку и против потока газа. Принцип действия мембранных и ротационных счетчиков заключается в разделении газа на доли объема с помощью различных подвижных преобразовательных элементов и циклическом суммировании полученных частей. Все приборы учета газа должны обладать высокой точностью измерения в широком диапазоне изменения физических величин, надежностью работы в определенном температурном диапазоне, стабильностью показаний в течение межповерочного интервала.

Узлы измерения расхода газа

Как у нас?

На объектах ООО «Газпром трансгаз Ставрополь» эксплуатируется порядка 1300 коммерческих, хозрасчетных и технологических узлов измерения газа. Они выполняют функции измерения объема голубого топлива на газоизмерительных станциях магистральных газопроводов, газопроводов-отводов и узлах измерения расхода газа газораспределительных станций .

Читайте так же:
Как подключить насос циркуляции отопления

На всех ГИС магистральных газопроводов предприятия для измерения расхода газа используется метод переменного перепада давления — это больше половины расходомеров от общего количества. На ГРС объемы голубого топлива измеряют расходомерами переменного перепада давления, а также турбинными, ротационными и ультразвуковыми счетчиками. Дублирующие системы учета расхода газа в обязательном порядке устанавливаются на газоизмерительных станциях газопроводов, транспортирующих голубое топливо на экспорт. Диаметры эксплуатируемых расходомеров варьируются от 25 до 1000 миллиметров. Точность работы узлов измерения газа контролируют метрологи в составе служб КИПиА, телемеханики, эксплуатации АСУ ТП и метрологии филиалов ООО «Газпром трансгаз Ставрополь».

Как определить расход газа: методы измерения и расчета используемого топлива

ГОСТ Р 8.740-2011

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Государственная система обеспечения единства измерений

РАСХОД И КОЛИЧЕСТВО ГАЗА

Методика измерений с помощью турбинных, ротационных и вихревых расходомеров и счетчиков

State system for ensuring the uniformity of measurements. Flow rate and quantity of gas. Measurements procedure by turbine, rotary and vortex flowmeters and gas meters

Дата введения 2013-01-01

Предисловие

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. N 184-ФЗ "О техническом регулировании", а правила применения национальных стандартов Российской Федерации — ГОСТ Р 1.0-2004 "Стандартизация в Российской Федерации. Основные положения"

Сведения о стандарте

1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью "Отраслевой метрологический центр Газметрология" (ООО "ОМЦ Газметрология")

2 ВНЕСЕН Управлением метрологии Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодно издаваемом информационном указателе "Национальные стандарты", а текст изменений и поправок — в ежемесячно издаваемых информационных указателях "Национальные стандарты". В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячно издаваемом информационном указателе "Национальные стандарты". Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет

ВНЕСЕНА поправка, опубликованная в ИУС N 10, 2013 год

Поправка внесена изготовителем базы данных

1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт устанавливает методику измерений объемного расхода и объема, приведенных к стандартным условиям, природного, нефтяных товарных и других однокомпонентных и многокомпонентных газов с помощью турбинных, роторных (ротационных) и вихревых расходомеров и счетчиков газа.

1.2 В настоящем стандарте объемный расход и объем газа, измеряемые при рабочих условиях, приводят к стандартным условиям по ГОСТ 2939.

1.3 Применение методики измерений, изложенной в настоящем стандарте, обеспечивает измерения объемного расхода и объема газа с различными значениями показателей точности измерений, которые выбирают в зависимости от установленных норм точности измерений.

1.4 Настоящий стандарт не предназначен для измерения объемного расхода и объема сжиженных газов и водяного насыщенного и перегретого пара.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ Р 8.654-2009 Государственная система обеспечения единства измерений. Требования к программному обеспечению средств измерений. Основные положения

ГОСТ Р 8.662-2009 (ИСО 20765-1:2005) Государственная система обеспечения единства измерений. Газ природный. Термодинамические свойства газовой фазы. Методы расчетного определения для целей транспортирования и распределения газа на основе фундаментального уравнения состояния AGA8

ГОСТ 8.566-99 Государственная система обеспечения единства измерений. Межгосударственная система данных о физических константах и свойствах веществ и материалов. Основные положения

ГОСТ 2939-63 Газы. Условия для определения объема

ГОСТ 6651-2009 Государственная система обеспечения единства измерений. Термопреобразователи сопротивления из платины, меди и никеля. Общие технические требования и методы испытаний

ГОСТ 15528-86 Средства измерений расхода, объема или массы протекающих жидкости и газа. Термины и определения

ГОСТ 17310-2002 Газы. Пикнометрический метод определения плотности

ГОСТ 17378-2001 (ИСО 3419-81) Детали трубопроводов бесшовные приварные из углеродистой и низколегированной стали. Переходы. Конструкция

Читайте так же:
Как подобрать бесперебойник для насоса отопления

ГОСТ 31369-2008 (ИСО 6976:1995) Газ природный. Вычисление теплоты сгорания, плотности, относительной плотности и числа Воббе на основе компонентного состава

ГОСТ 31370-2008 (ИСО 10715:1997) Газ природный. Руководство по отбору проб

ГОСТ 31371.1-2008 (ИСО 6974-1:2000) Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 1. Руководство по проведению анализа

ГОСТ 31371.2-2008 (ИСО 6974-2:2001) Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 2. Характеристики измерительной системы и статистические оценки данных

ГОСТ 31371.3-2008 (ИСО 6974-3:2000) Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 3. Определение водорода, гелия, кислорода, азота, диоксида углерода и углеводородов до С8 с использованием двух насадочных колонок

ГОСТ 31371.4-2008 (ИСО 6974-4:2000) Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 4. Определение азота, диоксида углерода и углеводородов С1-С5 и С6+ в лаборатории и с помощью встроенной измерительной системы с использованием двух колонок

ГОСТ 31371.5-2008 (ИСО 6974-5:2000) Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 5. Определение азота, диоксида углерода и углеводородов С1-С5 и С6+ в лаборатории и при непрерывном контроле с использованием трех колонок

ГОСТ 31371.6-2008 (ИСО 6974-6:2002) Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 6. Определение водорода, гелия, кислорода, азота, диоксида углерода и углеводородов С1-С8 с использованием трех капиллярных колонок

ГОСТ 31371.7-2008 Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 7. Методика выполнения измерений молярной доли компонентов

Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный стандарт заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться заменяющим (измененным) стандартом. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ 15528, [1] и [2], а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 Средства измерений

3.1.1 счетчик газа: Техническое средство, предназначенное для измерения, регистрации и отображения (индикации) объема газа при рабочих условиях, проходящего в трубопроводе через сечение, перпендикулярное направлению потока.

3.1.2 расходомер газа: Техническое средство, предназначенное для измерения, регистрации и отображения (индикации) объемного расхода газа при рабочих условиях.

Примечание — Выходной сигнал (аналоговый и/или частотный) расходомера газа определяется объемным расходом газа при рабочих условиях. Для определения объема газа необходимо произвести интегрирование по времени выходного сигнала.

3.1.3 расходомер-счетчик (счетчик-расходомер) газа: Техническое средство, выполняющее функции счетчика и расходомера.

3.1.4 средство измерений объема и расхода газа: Техническое средство, предназначенное для измерения, регистрации и отображения (индикации) объема или объемного расхода или объема и объемного расхода газа при рабочих условиях.

Примечание — В настоящем стандарте термин "средство измерений объема и расхода газа" использован для обобщения терминов, приведенных в 3.1.1-3.1.3.

измерительный преобразователь: Техническое средство с нормированными метрологическими характеристиками, служащее для преобразования измеряемой величины в другую величину или измерительный сигнал, удобный для обработки, хранения, дальнейших преобразований, индикации или передачи.

первичный измерительный преобразователь: Измерительный преобразователь, на который непосредственно воздействует измеряемая физическая величина, т.е. первый преобразователь в измерительной цепи измерительного прибора (установки, системы).

3.1.7 основные средства измерений: Средства измерений объема и расхода газа, а также средства измерений теплофизических характеристик и физико-химических параметров газа, используемых для корректировки показаний средств измерений объема и расхода газа и приведения объемного расхода и объема газа к стандартным условиям.

Читайте так же:
Как штукатурить стены за трубами отопления

Примечание — К основным средствам измерений относятся, например, счетчик газа, средства измерений давления, температуры, плотности и компонентного состава газа.

3.1.8 дополнительные средства измерений: Средства измерений, предназначенные для контроля работоспособности средств измерений объема и расхода газа, дополнительных устройств и выполнения требований к условиям измерений.

Примечание — К дополнительным средствам измерений относятся, например, средства измерений перепада давления на фильтрах, счетчике, устройстве подготовки потока.

3.2 Вспомогательные и дополнительные устройства

3.2.1 вспомогательные устройства: Технические устройства, соединенные со средствами измерений и устройствами обработки результатов измерений, предназначенные для выполнения конкретных функций, непосредственно относящихся к преобразованию, передаче или отображению результатов измерений.

1 К вспомогательным устройствам относятся, например, устройства повторной индикации, устройства печати, памяти, линии связи, адаптеры и межсетевые адаптеры.

2 Вспомогательные устройства могут быть интегрированы или входить в состав основных средств измерений либо средств обработки результатов измерений.

показывающее устройство средства измерений: Совокупность элементов средства измерений, которые обеспечивают визуальное восприятие значений измеряемой величины или связанных с ней величин.

3.2.3 дополнительные устройства: Оборудование и устройства, предназначенные для подготовки потока и среды и обеспечивающие необходимые условия проведения измерений.

Примечание — К дополнительным устройствам относятся, например, фильтры, устройства подготовки потока, байпасные линии, измерительные трубопроводы, задвижки, регуляторы давления.

3.2.4 устройство подготовки потока: Техническое устройство, позволяющее устранить закрутку потока и уменьшить деформацию эпюры скоростей потока газа.

3.2.5 струевыпрямитель: Техническое устройство, позволяющее устранить закрутку потока газа.

3.2.6 устройство для очистки газа: Техническое устройство, предназначенное для защиты средств измерений, установленных на трубопроводе, от капельной жидкости, смолистых веществ, а также от пыли, песка, металлической окалины, ржавчины и других твердых частиц, содержащихся в потоке газа.

3.2.7 защитная сетка (решетка): Плоская или коническая сетка, устанавливаемая временно или постоянно в поток газа перед средством измерений объема и расхода газа для его защиты от инородных тел, которые могут присутствовать в газовом потоке.

3.3 Средства обработки результатов измерений

3.3.1 корректор: Средство измерительной техники, которое преобразовывает выходные сигналы счетчика газа, измерительных преобразователей температуры и/или давления и вычисляет объем газа, приведенный к стандартным условиям.

Примечание — Для корректора объема газа нормируют пределы допускаемой погрешности преобразования входных сигналов и погрешность вычислений.

3.3.2 вычислитель: Средство измерительной техники, которое преобразовывает выходные сигналы средств измерений объема и расхода газа, измерительных преобразователей параметров потока и среды и вычисляет объем и расход газа, приведенные к стандартным условиям.

Примечание — Для вычислителя нормируют предел допускаемой погрешности преобразования входных сигналов и погрешность вычислений.

ПРЕДИСЛОВИЕ

Заместителем Председателя Правления ОАО «Газпром» А.Г. Ананенковым 14 марта 2004 г.

ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ

Распоряжением ОАО «Газпром» от 17 ноября 2004 г. № 330 с 15 декабря 2004 г.

Обществом с ограниченной ответственностью «Информационно-рекламный центр газовой промышленности» (ООО «ИРЦ Газпром»)

Приложение 1. Таблицы к разделу 1

Приложение 2. Таблицы к разделу 2

Приложение 3. Примеры расчетов.

Ссылки на источники

ВВЕДЕНИЕ

Газовая промышленность расходует на выработку тепла более 1,6 млрд. м 3 газа или порядка 4 % от потребляемого объема газа в ОАО «Газпром». Эта величина мала по сравнению с огромным расходом газа на перекачку. Но такое сравнение неправомерно, поскольку речь идет о сравнении совершенно различных технологических процессов. Если же сравнивать с расходом газа в котельных других отраслей (что является корректным), то мы получим сопоставимые цифры.

В настоящее время центральное теплоснабжение компрессорных станций ОАО «Газпром» осуществляется в основном от теплообменников утилизации тепла отходящих газов газоперекачивающих агрегатов (ГПА) и котельных.

Система теплоснабжения существующих компрессорных станций (КС) с использованием ВЭР включает:

— утилизационные установки (котлы-утилизаторы, утилизационные теплообменники (УТО) ГПА);

— насосную для циркуляции воды в системе «УТО-потребители»;

В этих случаях котельная является резервным источником тепла и включается в работу при плановых и аварийных остановках ГПА.

Читайте так же:
Первый запуск посудомоечной машины: как правильно провести первое включение техники

В других случаях котельная является основным источником тепла.

Что касается тепловых сетей, — удельные технологические потери в них не зависят от источника теплоснабжения.

Методика нормирования расхода газа в котельных была разработана ВНИИПромгазом еще в 1966 г. [1] . В 1983 г. вышло переработанное издание методики [2].

В более поздних работах [3, 4, 5] индивидуальная норма удельного расхода газа определяется так же, как в [ 2 ] . Групповая норма только в работе [5] определяется корректно, как в [2]. В работах [3], [4] при определении групповой нормы используются произведения теплопроизводительности котлов на их КПД (т.е. Q · h ), что не имеет физического смысла.

Настоящая методика основана на методике [2]. Она включает также последние данные из [3-5], нормативные оценки потерь тепловой энергии в тепловых сетях согласно [5] и примеры расчетов.

Настоящая методика разработана применительно к предприятиям газовой промышленности, использующим паровые и водогрейные котлы отечественного и зарубежного производства, для расчета удельных норм расхода газа на выработку тепловой энергии в котельных и потерь в тепловых сетях.

Методика разработана в соответствии с приказом ОАО «Газпром» от 09.10.2000 г. № 77 «Об организации работ по энергосбережению в ОАО «Газпром». Содержит порядок расчета удельных норм расхода газа на выработку тепловой энергии и расчета потерь в тепловых сетях дочерних обществ и организаций ОАО «Газпром» (далее — предприятий ОАО «Газпром»). Методика разработана лабораторией стандартизации и сертификации, совершенствования нормативной документации ОАО «Промгаз» (зав. лабораторией О.Г. Рогинский) и отделом тепловодоснабжения и вентиляции Управления энергетики Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром» (нач. отдела Н.В. Винниченко).

С даты введения в действие указанной Методики не применяются: Временная методика нормирования расхода газа в котлах малой и средней мощности, утв. Мингазпромом 27.01.1982 г., Инструкция по нормированию расхода газа в промышленных котельных малой производительности, утв. Мингазпромом 28.05.1966 г.

Авторский коллектив выражает благодарность за работу по апробации Методики ООО «Астраханьгазпром» (главный энергетик В.А. Федоров); ООО «Баштрансгаз» (главный инженер М.З. Асадуллин); ООО «Волгоградтрансгаз» (зам. генерального директора Н.М. Яковлев); ОАО «Волгограднефтемаш» (зам. генерального директора А.В. Лазарев); ОАО «Волготрансгаз» (главный инженер Ю.А. Арбузов); ООО «Кавказтрансгаз» (зам. главного энергетика С.Э. Яворович); НТЦ «Кубаньгазпром» (начальник НТЦ В.Ф. Будников); 000 «Лентрансгаз» (главный энергетик СП. Петров); ООО «Мостранс-газ» (главный инженер Б.М. Буховцев); ООО «Надымгазпром» (зам. главного энергетика В.А. Гринберг); ООО «Оренбурггазпром» (и.о. зам. генерального директора В.И. Столыпин; начальник технического отдела З.В. Мочалова; главный инженер Газоперерабатывающего завода Н.Е. Переселкин; главный инженер Газопромыслового управления А.В.Тен); ОАО «Пермтрансгаз» (зам. главного энергетика А.В. Приешкин); ООО «Самаратрансгаз» (главный энергетик А.И. Ганин); ОАО «Сургутгазпром» (главный энергетик В.Н. Тужилкин); ООО «Севергазпром» (и.о. генерального директора А.Я. Яковлев); ООО «Таттрансгаз» (зам. генерального директора Р.Ш. Закиров); ООО «Томсктрансгаз» (главный энергетик В.И. Наумов); ООО «Тюментрансгаз» (зам. генерального директора О.Е. Васин); ООО «Уралтрансгаз» (главный энергетик И.К. Демчук); ООО «Уренгойгазпром» (главный энергетик А.И. Гусев); ООО «Югтрансгаз» (главный инженер А.М. Яценко; начальник УОТР и ИО А.А. Кочанов); ООО «Ямбурггаздобыча» (зам. главного энергетика А.Л. Наумов). Наименования организаций и фамилии указаны по состоянию на конец 2001 г.

СТАНДАРТ ОАО «ГАЗПРОМ»

МЕТОДИКА
РАСЧЕТА УДЕЛЬНЫХ НОРМ РАСХОДА ГАЗА НА ВЫРАБОТКУ

ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ И РАСЧЕТА ПОТЕРЬ В СИСТЕМАХ

ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ (КОТЕЛЬНЫЕ И ТЕПЛОВЫЕ СЕТИ)

Дата введения 2004-12-15

1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ УДЕЛЬНЫХ НОРМ РАСХОДА ГАЗА НА ПРОИЗВОДСТВО ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ В КОТЕЛЬНЫХ

1.1. Общие положения

1.1.1. Нормирование расхода топлива — это установление плановой меры его производственного потребления.

1.1.2. Целью нормирования расхода газа в котельных является повышение эффективности использования газа.

1.1.3. Нормированию подлежит весь расход газа котельными независимо от объема его потребления.

Читайте так же:
Как убрать течь в системе отопления

1.1.4. Удельная норма расхода газа или, что то же, норма удельного расхода газа устанавливается в кг у.т. на Гкал (или ГДж) выработанного или отпущенного тепла.

Перевод натурального топлива в условное производят с помощью калорийного эквивалента Эт (Приложение 1, табл.1.1) по формуле:

При отсутствии у потребителей газа автоматических калориметров, фактическую теплоту сгорания газа сообщает газоснабжающая организация.

1.1.5 . Нормы расхода газа на производство тепла подразделяются на индивидуальные (для котлов данного типоразмера) и групповые.

Групповые нормы удельных расходов газа подразделяются на нормы для данного уровня планирования по мере возрастания его значимости следующим образом:

— компрессорная станция (КС); управление магистральных газопроводов (УМГ); подземное хранилище газа (ПХГ);

— региональное предприятие ОАО «Газпром» (Трансгаз, Газпром);

1.1.6. Индивидуальная норма расхода газа ( Hi ) — удельный расход газа на выработку 1 Гкал (1 ГДж) тепла котлом данного типоразмера в условном исчислении (кг у.т.), определяемая по нормативной характеристике котла при паспортной теплопроизводительности.

1.1.7 . Нормативная характеристика — это зависимость КПД брутто ( ) котлоагрегата (котла) от его производительности для данного вида топлива, полученная по результатам наладочных работ и (или) по данным завода-изготовителя при принятых условиях построения характеристик. Режимно-наладочные испытания котла проводятся на основании «Требований к проведению наладочных работ» (раздел 1.5). В результате испытаний строится графическая зависимость КПД от производительности котла. Для многих котлов, применяемых в ОАО «Газпром», при работе на газе в диапазоне нагрузок от 40 до 120 % от паспортной, значение изменяется на 1-3,5 %, что находится в пределах точности его определения. Это позволяет считать нормативную характеристику практически прямой линией и использовать в расчетах значение , соответствующее паспортной нагрузке.

1.1.8. Групповая норма расхода газа — плановая величина потребления газа на отпуск 1 Гкал (1 ГДж) тепла при планируемых условиях производства для данного уровня планирования.

1.1.9. По периоду действия индивидуальные и групповые нормы подразделяются на годовые и квартальные.

1.2. Порядок разработки индивидуальной нормы

1.2.1 . Индивидуальную норму расхода газа рассчитывают по формуле:*

где — КПД котла, определяемый по нормативной характеристике при паспортной теплопроизводительности (Приложение 1,.табл. 1.2 и 1.3).

* Примечание : 1 кг условного топлива соответствует 7000 ккал, или 7·10 -3 Гкал. Следовательно идеальный (при КПД = 1,0 ) удельный расход условного топлива на выработку 1 Гкал теплоты равен:

1.2.2. Не допускается установление нормы, значение которой больше приведенного в табл. 1.4 и 1.5 Приложения 1 для данного типоразмера котла.

1.2.3. В случае превышения нормы расхода газа, определенной по пункту 1.2.1, над величиной, указанной в табл. 1.4 и 1.5 Приложения 1, принимаются меры для снижения удельного расхода газа за счет:

— снижения потерь тепла с уходящими газами, химическим недожогом;

— нахождения оптимальных режимов работы котлов;

— очистки поверхности котла от накипи и др. мероприятий.

1.2.4. Индивидуальные нормы пересматриваются после каждого планового проведения режимно-наладочных работ, осуществляемого не реже одного раза в три года. Внеплановые режимно-наладочные работы и пересмотр индивидуальных норм производятся после ремонта агрегата или внесения конструктивных изменений, влияющих на эффективность использования газа (например, после замены газовых горелок).

КПД брутто котла по результатам испытаний должен приводиться к нормативным значениям температуры воздуха перед котлом, температуре питательной воды и другим параметрам, принятым в расчете паспортного КПД котла.

1.2.5. При наличии приборов учета расхода газа и выработки тепла (пара) на каждом котле для контроля за выполнением индивидуальной нормы производится раз в 10 дней замер реального удельного расхода газа на выработку 1 Гкал (1ГДж) тепла (пара). Для перевода энергии пара в тепловую энергию следует пользоваться табл. 1.11 [12] (Приложение 1).

При этом делается запись в специальном разделе журнала котельной по нижеследующей форме:

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию