Крупнейшая бесплатная информационно-справочная система онлайн доступа к полному собранию технических нормативно-правовых актов РФ. Огромная база технических нормативов (более 150 тысяч документов) и полное собрание национальных стандартов, аутентичное официальной базе Госстандарта. GOSTRF.com - это более 1 Терабайта бесплатной технической информации для всех пользователей интернета. Все электронные копии представленных здесь документов могут распространяться без каких-либо ограничений. Поощряется распространение информации с этого сайта на любых других ресурсах. Каждый человек имеет право на неограниченный доступ к этим документам! Каждый человек имеет право на знание требований, изложенных в данных нормативно-правовых актах!

  


|| ЮРИДИЧЕСКИЕ КОНСУЛЬТАЦИИ || НОВОСТИ ДЛЯ ДЕЛОВЫХ ЛЮДЕЙ ||
Поиск документов в информационно-справочной системе:
 

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

Срок действия установлен с 1997-07-01
до 2007-07-01

Настоящие нормы распространяются на систему измерений основных технологических параметров применяемых для оперативного контроля и управления технологическими процессами, а также при планировании, нормировании и составлении отчетности о тепловой экономичности энергетического оборудования тепловых электрических станций, газотурбинных установок, тепловых и электрических сетей и устанавливают нормы погрешности измерений этих параметров в стационарном режиме работы оборудования.

Настоящий документ не регламентирует нормы погрешности при работе энергетического оборудования в нестационарном режиме.

Положения настоящего отраслевого руководящего документа подлежат применению расположенными на территории Российской Федерации предприятиями и объединениями предприятий, имеющими в своем составе (структуре) тепловые электростанции, котельные, тепловые и электрические сети, независимо от форм собственности и подчинения.

1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1 При организации и проведении измерений технологических параметров необходимо использовать руководящие нормативные документы: «Правила измерения расхода газов и жидкостей стандартными сужающими устройствами», ГОСТы и ОСТы, указанные в таблицах. Нормы погрешности измерений технологических параметров, не регламентированные государственными органами, установлены на основе опыта эксплуатации и экспертных оценок специалистов с учетом отраслевых методических и руководящих документов, также указанных в таблицах.

1.2 Нормы погрешности измерений установлены для вновь сооружаемых и реконструируемых энергетических объектов.

На действующих энергетических объектах измерения осуществляются с погрешностью, обеспечиваемой методами и средствами измерений, предусмотренными проектом.

Измерения, подлежащие государственному контролю и надзору, должны осуществляться в соответствии с нормами погрешности, установленными государственными или отраслевыми нормативными документами и методиками выполнения измерений, аттестованными в установленном порядке.

1.3 Нормы погрешности измерений представлены в абсолютных или относительных единицах параметра и учитывают все составляющие погрешности измерений (методические, инструментальные, субъективные).

1.4 Нормы погрешности измерений параметров, участвующих в расчете технико-экономических показателей (ТЭП), установлены с учетом обеспечения точности комплексных итоговых показателей удельного расхода топлива на отпущенные электроэнергию и тепло в течение месяца (см. раздел 2 РД 34.08.552-95). Если существующие методы измерений не позволяют обеспечить необходимую погрешность измерений отдельных параметров для расчета ТЭП, в скобках таблиц указаны значения, которые необходимо достигнуть путем совершенствования средств измерений.

1.5 При выдаче технических заданий на новые средства измерений следует исходить из данных Норм погрешности.

2 НОРМЫ ПОГРЕШНОСТИ ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКИХ ИЗМЕРЕНИЙ

Таблица 1

Параметр

Нормируемая погрешность

Нормативный документ

Примечание

для оперативного контроля

для расчета ТЭП

абсолютная

приведенная, %

абсолютная

приведенная, %

1 Твердое топливо

1.1 Масса в движущемся составе на ходу (нетто)

-

± 1,0

-

± 1,0

МИ 1953-88

 

ГОСТ 11762

1.2 Масса в вагоне (нетто)

-

± 1,75

-

± 1,75

То же

 

1.3 Масса на движущемся конвейере

-

± 1,0

-

± 1,0

 

 

1.4 Теплота сгорания низшая, кДж/кг

± 85

-

± 85

-

ГОСТ 147-74

 

1.5 Содержание золы, %

-

-

± 0,5

-

ГОСТ 11022

В зависимости от зольности

1.6 Содержание влаги, %

-

-

± 0,3

-

ГОСТ 11014

 

Пылевоздушная (пылегазовоздушная) смесь перед (за) мельничным вентилятором перед (за) мельницей в пылепроводах перед горелками

-

-

-

-

 

 

1.7 температура, °С

± 20

-

-

-

 

 

1.8 массовая концентрация кислорода (кроме тощего экибастузского ОС 2СО)

-

± 50

-

-

 

 

2 Жидкое топливо

2.1 Масса в движущемся составе

-

± 0,5

-

± 0,5

МИ 1953-88

 

2.2 Масса в цистерне (нетто)

-

± 0,5

-

± 0,5

То же

 

2.3 Расход топлива подаваемого в котел

-

± 2,0

-

± 2,0

 

 

2.4 Расход топлива в линии рециркуляции от котла

-

± 3,5

-

± 2,0

 

 

2.5 Давление перед горелками

-

± 2,5

-

-

 

 

2.6 Температура перед горелками, °С

± 10

-

± 1,0

-

РД 34.09.109

 

2.7 Теплота сгорания низшая, кДж/кг

± 130

-

± 130

-

ГОСТ 21261

 

2.8 Плотность, г/см3

0,0006

-

0,0006

-

ГОСТ 3900

 

2.9 Содержание воды, %

± 2,0

-

± 20

-

ГОСТ 2477

 

3 Газообразное топливо

3.1 Расход топлива, подаваемого на установку

-

± 1,6

-

± 1,6

РД 34.11.315

 

3.2 Температура, °С

± 2,0

-

± 2,0

-

 

 

3.3 Давление

-

± 1,0

-

± 1,0

 

 

3.4 Плотность, кг/м3

± 0,004

-

± 0,004

-

 

 

3.5 Теплота сгорания низшая, кДж/м3

± 170,0

-

± 170,0

-

ГОСТ 10062

 

4 Вода

Исходная вода, поступающая на водоподготовительную установку

 

 

 

 

 

 

4.1 расход

-

± 4,0

-

± 4,0

Рекомендации по оснащению ТЭС и АЭС водоизмерительной аппаратурой (М.: СПО «Союзтехэнерго», 1983)

4.2 давление

-

± 2,5

-

± 2,5

 

 

4.3 температура, °С

± 20

-

-

-

 

 

Исходная вода на входе в подогреватель

 

 

 

 

 

 

4.4 давление

-

± 2,3

-

-

 

 

Исходная вода после подогревателя

 

 

 

 

 

 

4.5 температура, °С

± 1,0

-

± 1,0

-

РД 34.37.502

 

Вода на входе (выходе) фильтров

 

 

 

 

 

 

4.6 Расход

-

± 2,5

-

-

 

 

4.7 Давление

-

± 2,5

-

-

 

 

Вода и реагенты в баках

 

 

 

 

 

 

4.8 уровень

-

± 5,0

-

-

 

 

Вода на входе в конденсатоочистку

 

 

 

 

 

 

4.9 расход

-

± 3,5

-

-

 

 

Химически обессоленная вода

 

 

 

 

 

 

4.10 расход

-

± 2,5

-

± 2,5

 

 

4.11 давление

-

± 2,5

-

-

 

 

4.12 температура, °С

± 2,0

-

± 2,0

-

 

 

4.13 удельная электрическая проводимость, мкСм/см

± 0,06

-

-

-

РД 34.11.322

 

Питательная вода на входе в котел (перед РПК)

 

 

 

 

 

 

4.14 расход

-

± 2,5

-

± 1,5

 

 

4.15 давление

-

± 2,5

-

± 1,0

 

 

4.16 температура, °С

± 3,0

-

±3,0

-

РД 34.11.317

 

(±2,0)

РД 34.11.323

4.17 значение рН

± 0,2

-

-

-

 

 

4.18 удельная электрическая проводимость, мкСм/см

± 0,06

-

-

-

РД 34.11.322

 

4.19 содержание кислорода

-

± 10

-

-

 

 

4.20 содержание натрия, pNa

± 0,15

-

-

-

 

 

Питательная вода за подогревателем высокого давления

 

 

 

 

 

 

4.21 расход

-

± 1,5

-

± 1,5

 

 

4.22 давление

-

± 2,5

-

± 1,0

 

 

4.23 температура, °С

± 3,0

-

± 2,0

-

 

 

Питательная вода на стороне нагнетания питательных насосов

 

 

 

 

 

 

4.24 давление

-

± 1,5

-

± 1,5

 

 

Вода за экономайзером

 

 

 

 

 

 

4.25 температура, °С

± 3,0

-

-

-

 

 

Котловая вода

 

 

 

 

 

 

4.26 расход (непрерывная продувка барабанных колов)

-

± 2,5

-

± 2,5

 

 

4.27 уровень, мм

± 10,0

-

-

-

 

 

4.28 значение рН

± 0,2

-

-

-

 

 

Питательная вода на впрыск

 

 

 

 

 

 

4.29 расход

-

± 2,5

-

± 2,5

 

 

4.30 давление

-

± 2,5

-

± 2,5

 

 

4.31 температура, °С

± 3,0

-

± 3,0

-

 

 

4.32 массовая концентрация солей в питательной воде, мг/кг

± 8,0

-

-

-

 

 

Сетевая вода, поступающая на собственные нужды

 

 

 

 

 

 

4.33 расход

-

± 5,0

-

± 1,5

 

 

4.34 давление

-

± 2,5

-

± 1,5

 

 

4.35 температура, °С

± 1,0

-

± 1,0

-

 

 

Сетевая вода, возвращаемая от потребителей собственных нужд

 

 

 

 

«Рекомендации по оснащению ТЭС и АЭС водоизмерительной аппаратурой» (М.: СПО, «Союзтехэнерго», 1983)

4.36 расход

-

± 5,0

-

± 30

 

 

(±1,5)

4.37 давление

-

± 2,5

-

± 1,5

 

 

4.38 температура, °С

± 1,0

-

± 1,0

-

 

 

Сетевая вода, проходящая через бойлерную установку

 

 

 

 

 

 

4.39 расход

-

± 2,5

-

± 1,5

То же

 

4.40 давление

-

± 1,5

-

± 1,5

 

 

4.41 температура на входе и выходе, °С

± 1,0

-

± 1,0

-

 

 

Сетевая вода на выводах источника тепла (подающая и обратная линии)

 

 

 

 

 

 

4.42 расход

-

± 5,0

-

± 3,0

То же

 

(± 1,5)

4.43 давление

-

± 1,5

-

± 1,5

 

 

4.44 температура, °С

± 1,0

-

± 1,0

-

 

 

Подпиточная вода теплосети

 

 

 

 

 

 

4.45 расход

-

± 2,5

-

± 1,5

 

 

4.46 давление

-

± 1,5

-

± 1,5

 

 

4.47 температура, °С

± 1,0

-

± 1,0

-

 

 

4.48 содержание кислорода

-

± 10

-

-

 

 

Охлаждающая вода, проходящая через башенный охладитель

 

 

 

 

 

 

4.49 разность температур

-

± 20,0

-

± 10,0

 

 

Исходная, питательная, котловая, охлаждающая и сетевая воды

 

 

 

 

 

 

4.50 содержание железа в диапазонах концентраций в пробе

-

-

-

 

ОСТ 34-70-953 4

0,2 - 0 5 мкг

-

± 15,0

-

-

Сульфосалицилатный метод

 

0,5 - 1,0 мкг

-

± 10,0

-

-

1,0 - 5,0 мкг

-

± 3,0

-

-

 

10,0 - 50,0 мкг

-

± 1,0

-

-

 

0,2 - 0,5 мкг

-

± 15,0

-

-

Ортофенантропиновый метод

 

0,5 - 1,0 мкг

-

± 10,0

-

-

 

1,0 - 5,0 мкг

-

± 3,0

-

-

 

10,0 - 50,0 мкг

-

± 1,0

-

-

 

4.51 Содержание гидразина в диапазонах концентраций в пробе

-

-

-

-

ОСТ 34-70-953.3

 

0,2 - 0,5 мкг

-

± 50,0

-

-

 

 

0,5 - 1,0 мкг

-

± 40,0

-

-

 

 

1,0 - 3,0 мкг

-

± 15,0

-

-

 

 

3,0 - 8,0 мкг

-

± 5,0

-

-

 

 

4.52 содержание кремниевой кислоты в диапазонах концентраций в пробе

 

 

 

 

ОСТ 34-70-953.6

 

до 12 мкг

-

25

-

-

 

 

25 мкг

-

20

-

-

 

 

50 мкг

-

25

-

-

 

 

100 мкг

-

10

-

-

 

 

200 мкг

-

5

-

-

 

 

Питательная (ее составляющие), химически обессоленная и котловая воды

 

 

 

 

 

 

4.53 содержание меди в диапазонах концентраций в пробе

 

 

 

 

ОСТ 34-70-953.5

 

0,5 - 1,0 мкг

-

± 7,0

-

-

 

 

1,0 - 5,0 мкг

-

± 3,0

-

-

 

 

5,0 - 10,0 мкг

-

± 1,0

-

-

 

 

5 Воздух

Воздух окружающей среды

 

 

 

 

 

 

5.1 температура, °С

± 1,0

-

± 1,0

-

 

 

5.2 барометрическое давление

-

± 2,0

-

± 0,5

 

 

Воздух перед мельницей вентиляторами воздухоподогревателями и калориферами

 

 

 

 

 

 

5.3 расход

-

± 5,0

-

-

 

 

5.4 давление

-

± 2,5

-

-

 

 

5.5 температура, °С

± 3,0

-

± 3,0

-

РД 34.11.308

 

Воздух за воздухоподогревателями, калориферами, рециркуляция воздуха

 

 

 

 

 

 

5.6 давление

-

± 2,5

-

± 1,0

 

 

5.7 температура, °С

± 2,0

-

± 2,0

-

РД 34.11.312

 

Воздух перед компрессором газотурбинной установки

 

 

 

 

 

 

5.8 расход (перепад)

-

± 2,5

-

± 1,0

 

 

5.9 давление

-

± 1,0

-

± 0,5

 

 

5.10 температура, °С

± 1,0

-

± 1,0

-

 

 

Воздух за компрессором газотурбинной установки

 

 

 

 

 

 

5.11 температура, °С

± 2,0

-

± 2,0

-

РД 34.11.312

 

Воздух на охлаждение газотурбинной установки

 

 

 

 

 

 

5.12 расход (перепад)

-

± 2,5

-

± 1,0

 

 

5.13 давление

-

± 0,5

-

± 0,5

 

 

5.14 температура, °С

± 4,0

-

± 4,0

-

 

 

6 Продукты сгорания

Газ в верхней части топки котла

 

 

 

 

 

 

6.1 разрежение

-

± 5,0

-

-

 

 

Газ рециркуляции

 

 

 

 

 

 

6.2 расход

-

± 5,0

-

-

 

 

Газ в поворотных камерах котла

 

 

 

 

 

 

6.3 температура, °С

± 5,0

-

-

-

 

 

Газ перед воздухоподогревателем

 

 

 

 

 

 

6.4 разрежение

-

± 4,0

-

-

 

 

6.5 температура, °С

± 4,0

-

-

-

 

 

Газ за воздухоподогревателем и дымососом

 

 

 

 

 

 

6.6 разрежение

-

± 5,0

-

-

 

 

6.7 температура, °С

± 4,0

-

± 3,0

-

РД 34.11.307

 

(для котлов с мокрыми схруберами температура, °С)

± 6,0

 

± 3,0

 

 

 

Продукты сгорания перед газотурбинной установкой

 

 

 

 

 

 

6.8 давление

-

± 1,6

-

± 0,6

 

 

6.9 температура, °С

± 10,0

-

± 10,0

-

 

 

Продукты сгорания после газотурбинной установки

 

 

 

 

 

 

6.10 давление

-

±1,0

-

± 1,0

 

 

6.11 температура, °С

± 3,0

-

± 3,0

-

 

 

Уходящие газы

 

 

 

 

 

 

6.12 массовая концентрация О2

-

± 10,0

-

-

РД 34.11.306

 

6.13 массовая концентрация СО

-

± 10,0

-

-

РД 34.11.306

 

6.14 массовая концентрация NOx

-

± 10,0

-

-

РД 34.11.309

 

6.15 массовая концентрация SO2

-

± 10,0

-

-

РД 34.11.305

 

6.16 массовая концентрация летучей золы и сажи

-

± 25,0

-

-

РД 52.04.59

 

РД 34.02.305

6.17 расход дымовых газов

-

± 10,0

-

 

РД 52.04.59

 

7 Пар

Пар к мельницам и на распыливание мазута

 

 

 

 

 

 

7.1 давление

-

± 2,5

-

± 2,5

 

 

Свежий пар за котлом

 

 

 

 

 

 

7.2 давление

-

± 1,0

-

± 0,6

РД 34.11.318

 

± 0,4

7.3 расход

-

± 1,5

-

± 1,5

 

 

7.4 температура, °С

± 5,0

-

± 2,0

-

 

 

7.5 значение рН

± 0,2

-

-

-

 

 

7.6 удельная электрическая проводимость, мкСм/см

± 0,06

-

-

-

 

 

Пар за отдельными степенями пароперегревателей

 

 

 

 

 

 

7.7 температура, °С

± 8,0

-

-

-

 

 

Насыщенный н влажный пар за котлом

 

 

 

 

 

 

7.8 давление

-

± 1,0

-

± 0,6

РД 34.11.318

 

7.9 температура, °С

± 8,0

-

± 8,0

-

 

 

7.10 влажность

-

-

-

± 0,05

 

 

7.11 значение рН

± 0,2

-

-

-

РД 34.11.323

 

7.12 удельная электрическая проводимость, мкСм/см

± 0,06

-

-

-

РД 34.11.322

 

7.13 содержание натрия pNа

0,15

-

-

-

 

 

Пар до встроенной задвижки (для прямоточных котлов)

 

 

 

 

 

 

7.14 давление

-

± 1,5

-

-

 

 

7.15 температура, °С

± 8,0

-

-

-

РД 34.11.319

 

Пар в тракте холодного перегрева

 

 

 

 

 

 

7.16 расход

-

± 1,5

-

± 1,5

 

 

7.17 давление

-

± 1,0

-

± 1,0

РД 34.11.316

 

(± 0,4)

7.18 температура, °С

± 8,0

-

± 2,0

-

РД 34.11.313

 

Пар в тракте горячего промперегрева перед отсечными клапанами ЦСД

 

 

 

 

 

 

7.19 давление

-

± 10

-

± 0,6 (± 0,4)

РД 34.11.316

 

7.20 температура, °С

± 8,0

-

± 2,0

-

РД 34.11.313

 

Пар, отбираемый из тракта промперегрева на собственные нужды

 

 

 

 

 

 

7.21 расход

-

± 2,5

-

± 2,5

 

 

7.22 давление

-

± 2,5

-

± 2,5

РД 34.11.316

 

7.23 температура, °С

± 8,0

-

± 4,0

-

РД 34.11.313

 

Пар подаваемый на обдувку поверхностей нагрева котла

 

 

 

 

 

 

7.24 расход

-

± 3,5

-

± 2,5

 

 

7.25 давление

-

± 2,5

-

± 2,5

 

 

7.26 температура, °С

± 4,0

-

± 4,0

-

 

 

Пар перед стопорными клапанами цилиндра высокого давления

 

 

 

 

 

 

7.27 давление

-

± 1,0

-

± 0,6

РД 34.11.318

 

(± 0,4)

7.28 температура, °С

± 8,0

-

± 2,0

-

РД 34.11.319

 

7.29 расход

-

± 1,5

 

± 1,5

 

 

Пар в регулирующей ступени

 

 

 

 

 

 

7.30 давление

-

± 1,0

-

± 0,6

 

 

7.31 температура, °С

± 8,0

-

± 2,0

-

 

 

Пар за цилиндром высокого давления

 

 

 

 

 

 

7.32 давление

-

± 1,0

-

± 04

 

 

7.33 температура, °С

± 8,0

-

± 2,0

-

РД 34.11.313

 

Пар за цилиндром среднего давления

 

 

 

 

 

 

7.34 давление

-

± 1,0

-

± 0,4

 

 

7.35 температура, °С

± 3,0

-

± 2,0

-

 

 

Пар, подаваемый на питательный турбонасос

 

 

 

 

 

 

7.36 расход

-

± 2,5

-

± 1,5

 

 

7.37 давление

-

± 1,0

-

± 0,6

 

 

7.38 температура, °С

± 8,0

-

± 3,0

-

 

 

Пар на выхлопе питательного насоса

 

 

 

 

 

 

7.39 давление

-

± 1,0

-

± 1,0

 

 

7.40 температура, °С

± 8,0

-

± 2,0

-

 

 

Пар в выносном сепараторе Р-20 пусковых схем с прямоточными котлами

 

 

 

 

 

 

7.41 давление

-

± 1,0

-

-

 

 

Пар, подаваемый для отпуска тепла

 

 

 

 

 

 

7.42 расход

-

± 2,5

-

± 2,5

 

 

7.43 давление

-

± 1,0

-

± 0,6

 

 

7.44 температура, °С

± 8,0

-

± 3,0

-

 

 

Пар на выхлопе турбины (с противодавлением)

 

 

 

 

 

 

7.45 расход

-

± 2,5

-

± 1,5

 

 

7.46 давление

-

± 1,0

-

± 0,6

 

 

7.47 температура, °С

± 8,0

-

± 3,0

-

 

 

Пар, подаваемый на турбовоздуходувку

 

 

 

 

 

 

7.48 расход

-

± 2,5

-

± 2,5

 

 

7.49 давление

-

± 1,0

-

± 0,6

 

 

7.30 температура, °С

± 5,0

-

± 3,0

-

 

 

Пар на выхлопе турбовоздуходувки

 

 

 

 

 

 

7.51 давление

-

± 1,0

-

± 1,0

 

 

7.52 температура, °С

± 4,0

-

± 2,0

-

 

 

Пар в конденсаторе турбины, питательного турбонасоса, турбовоздуходувки

 

 

 

 

 

 

7.53 давление в каждой секций (абсолютное)

-

± 1,0

-

± 1,0

 

 

7.54 температура, °С

± 1,0

-

-

-

 

 

Переток пара между энергоблоками

 

 

 

 

 

 

7.55 расход

-

-

-

± 2,0

 

 

Пар, подаваемый на бойлер

 

 

 

 

 

 

7.56 давление

-

± 1,0

-

± 1,0

 

 

7.57 температура, °С

± 4,0

-

± 3,0

-

 

 

Пар в котельной

 

 

 

 

 

 

7.58 давление

-

± 1,0

-

± 1,0

 

 

7.59 массовая концентрация солей в паре, мг / кг

-

± 8,0

-

-

 

 

8 Конденсат

Конденсат турбины после обессоливающей установки

 

 

 

 

 

 

8.1 температура, °С

± 1,0

-

± 1,0

-

 

 

8.2 удельная электрическая проводимость мкСм/см

± 0,06

-

-

-

РД 34.11.322

 

8.3 содержание кислорода

-

± 10,0

-

-

 

 

Конденсат на выходе из конденсатора

 

 

 

 

 

 

8.4 расход

-

± 2,5

-

-

 

 

8.5 давление

-

± 1,5

-

± 1,5

 

 

8.6 температура, °С

± 1,0

-

± 1,0

-

 

 

8.7 значение рН

± 0,2

-

-

-

РД 34.11.323

 

8.8 удельная электрическая проводимость, мкСм/см

± 0,06

-

-

-

РД 34.11.322

 

Возвратный конденсат

 

 

 

 

 

 

8.9 расход

-

± 2,5

-

± 2,5

 

 

8.10 температура, °С

± 2,0

-

± 1,0

-

 

 

8.11 значение рН

± 0,2

-

-

-

РД 34.11.323

 

8.12 удельная электрическая проводимость, мкСм/см

± 0,06

-

-

-

РД 34.11.322

 

Конденсат на отопление

 

 

 

 

 

 

8.13 расход

-

± 4,0

-

-

 

 

8.14 температура, °С

± 2,0

-

-

-

 

 

Сточные воды

 

 

 

 

 

 

8.15 значение рН

± 0,2

-

-

-

 

 

9 Тепловая энергия

9.1 Количество теплоты, отпускаемой с сетевой водой на каждой тепломагистрали выводных коллекторов

-

± 2,5

-

±2,5

Правила учета тепловой энергии и теплоносителей (М.: МЭИ, 1995)

9.2 Количество теплоты, отпускаемой с сетевой водой, проходящей через бойлерную установку

-

± 2,5

-

± 2.5

То же

 

9.3 Количество теплоты, отпускаемой с паром на каждой тепломагистрали выводных коллекторов

-

± 3,0

-

± 2,5

 

 

9.4 Количество теплоты возвратного конденсата на каждой тепломагистрали

-

± 2,5

-

± 2,5

То же

 

10 Тепловая мощность

10.1 Мощность сетевой воды на каждой тепломагистрали

-

± 3,0

-

-

 

 

10.2 Мощность пара, подаваемого для отпуска теплоты, на каждой тепломагистрали

-

± 4,0

-

-

 

 

10.3 Мощность возвратного конденсата на каждой тепломагистрали

-

± 3,0

-

-

 

 

11 Другие параметры

Водород в корпусе генератора (возбудителя)

 

 

 

 

Правила устройства электроустановок (1995 г.)

11.1 давление

-

± 2,0

-

-

 

 

11.2 температура, °С

± 2,0

-

-

-

 

 

Дистиллят в контуре охлаждения статора ротора и сердечника генератора

 

 

 

 

То же

 

11.3 расход

-

± 4,0

-

-

 

 

11.4 давление

-

± 2,0

-

-

 

 

11.5 температура, °С

± 2,0

-

-

-

 

 

Жидкость в контуре охлаждения генератора, охлаждающая водород, масло и дистиллят

 

 

 

 

Правила устройства электроустановок (1995 г.)

11.6 давление

-

± 4,0

-

-

 

 

11.7 температура, °С

± 2,0

-

-

-

 

 

11.8 расход

-

± 4,0

-

-

 

 

Масло уплотнения вала генератора, подаваемое на подшипник турбины после маслоохладителя

 

 

 

 

То же

 

11.9 температура, °С

± 1,0

-

-

-

 

 

Обмотка статора и возбуждения генератора, сердечник старта генератора

 

 

 

 

 

 

11.10 температура, °С

± 2,0

-

-

-

 

 

Подшипники турбины

 

 

 

 

 

 

11.11 температура баббита, °С

± 1,0

-

-

-

 

 

11.12 скорость вибрации

-

± 10,0

-

-

 

 

Валопровод турбогенератора

 

 

 

 

 

 

11.13 Относительная вибрация

-

± 10,0

-

-

 

 

Ротор турбины

 

 

 

 

 

 

11.14 осевой сдвиг

-

± 5,0

-

-

 

 

11.15 относительное расширение

-

± 5,0

-

-

 

 

11.16 прогиб

-

± 10,0

-

-

 

 

Корпус турбины

 

 

 

 

 

 

11.17 абсолютное расширение, мм

± 5,0

-

-

-

 

 

Металл змеевиков поверхностей нагрева котла в необогреваемой зоне паропроводов, корпусов толстостенных элементов энергооборудования

 

 

 

 

 

 

11.18 температура, °С

± 5,0

-

-

-

 

 

Турбина, турбонасос

 

 

 

 

 

 

11.19 частота вращения, об/мин

± 3,0

-

-

-

 

 

Электрическая сеть

 

 

 

 

Правила устройства электроустановок (1995 г.)

11.20 Частота

± 0,1

 

± 0,02

 

ГОСТ 13109

 

3 НОРМЫ ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ

Таблица 2

Параметр

Нормируемая погрешность для операт. контроля

Нормативный документ

Нормируемая погрешность для АСУ и ТЭП

Нормативный документ

Примечание

абсолютная

относительная, %

абсолютная

относительная, %

1 Электрический ток

1.1 Ток возбуждения генераторов и компенсаторов

-

± 1,5

Правила устройства электроустановок (1995 г.)

-

± 0,2

«Требования к оборудованию энергоблоков мощностью 300 МВт и более, определяемые условиями их автоматизации» (М.: СПО «ОРГРЭС» 1976)

 

1.2 Ток в цепях генераторов постоянного тока и силовых преобразователей

-

± 1,5

Правила устройства электроустановок (1995 г.)

-

± 0,5

 

 

1.3 Ток в цепях аккумуляторных батарей

-

± 1,5

Правила устройства электроустановок (1995 г.)

-

± 0,5

База данных АСУ СЗТЭЦ Ленэнерго

 

1.4 Ток в цепи статора синхронного генератора

-

± 1,5

Правила устройства электроустановок (1995 г.)

-

± 1,0

База данных АСУ СЗТЭЦ Ленэнерго

 

± 0,5

«Требования к оборудованию» (1976 г.)

1.5 Ток на линиях электропередачи с напряжением 330 кВ и выше

-

± 1,5

Правила устройства электроустановок (1995 г.)

-

± 1,0

База данных АСУ ПГУ80

 

1.6 Ток на линиях электропередачи с напряжением ниже 330 кВ

-

± 2,5

Правила устройства электроустановок (1995 г.)

-

±1,0

База данных АСУ ПГУ80

 

2 Электрическое напряжение

2.1 Напряжение в цепях силовых преобразователей и аккумуляторных батарей

-

± 1,5

Правила устройства электроустановок (1995 г.)

-

± 0,5

База данных АСУ СЗТЭЦ Ленэнерго

 

2.2 Напряжение в цепях статора синхронного генератора и компенсатора

-

± 1,5

Правила устройства электроустановок (1995 г.)

-

± 1,0

База данных АСУ СЗТЭЦ Ленэнерго

 

± 0,5

«Требования к оборудованию» (1976 г.)

2.3 Напряжение на линиях электропередачи 330 кВ и выше

-

± 1,5

Правила устройства электроустановок (1995 г.)

-

± 1,0

База данных АСУ ПГУ80

 

± 0,5

ГОСТ 13109

2.4 Напряжение на линиях электропередачи менее 330 кВ

-

± 2,5

Правила устройства электроустановок (1995 г.)

-

± 1,0

База данных АСУ ПГУ80

 

± 0,5

ГОСТ 13109

2.5 Напряжение на секциях сборных машин переменного и постоянного тока, которые могут работать раздельно

-

± 1,5

Правила устройства электроустановок (1995 г.)

-

± 1,0

База данных АСУ ПГУ80

 

± 0,5

ГОСТ 13109

2.6 Напряжение в цепях возбуждения синхронных генераторов и компенсаторов

-

± 1,5

Правила устройства электроустановок (1995 г.)

-

± 0,2

«Требования к оборудованию» (1976 г.)

 

2.7 Напряжение на секциях сборных машин 110 кВ и выше, являющихся узловыми точками энергосистемы

-

± 1,0

Правила устройства электроустановок (1995 г.)

-

± 1,0

База данных АСУ ПГУ80

 

± 0,5

ГОСТ 13109

3 Электрическая мощность

Мощность в цепи генератора - мощностью 100 МВт и более

 

 

Правила устройства электроустановок (1995 г.)

 

 

 

Для расчетного учета должны устанавливаться приборы класса не ниже 0,5, для оперативного контроля - не ниже 1,0

3.1 активная мощность

-

± 1,8

 

-

± 1,2

 

 

3.2 реактивная мощность - мощностью до 100 МВт

-

± 2,0

 

-

± 1,6

 

 

3.3 активная мощность

-

± 2,0

 

-

± 1,6

 

 

3.4 реактивная мощность

-

± 2,0

 

-

± 1,6

 

 

Электростанции мощностью 200 МВт и более

 

 

 

 

 

 

 

3.5 активная мощность суммарная

-

± 1,8

 

-

± 1,2

 

 

Мощность в цепях трансформаторов и линий, питающих собственные нужды напряжением 6 кВ и выше

 

 

 

 

 

 

 

3.6 активная мощность

-

± 2,0

 

-

± 1,6

 

 

Мощность в цепях повышающих трансформаторов

 

 

 

 

 

 

 

3.7 активная мощность

-

± 2,0

 

-

± 1,6

 

 

3.8 реактивная мощность

-

± 2,0

 

-

± 1,6

 

 

Мощность в цепях понижающих трансформаторов - напряжением 220 кВ и выше

 

 

 

 

 

 

 

3.9 активная мощность

-

± 1,8

 

-

± 1,2

 

 

3.10 реактивная мощность - напряжением 110 - 150 кВ

-

± 2,0

 

-

± 1,6

 

 

3.11 активная мощность

-

± 2,0

 

-

± 1,6

 

 

Мощность в цепях линий напряжением 110 кВ и выше с двусторонним питанием отходящих от них станций и в цепях обходных включателей

 

 

 

 

 

 

 

3.12 активная мощность

-

± 1,8

 

-

± 1,2

 

 

3.13 реактивная мощность

-

± 2,0

 

-

± 1,6

 

 

4 НОРМЫ ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ДЛЯ ТЕХНИЧЕСКОГО И КОММЕРЧЕСКОГО УЧЕТА И РАСЧЕТА ТЭП

Таблица 3

Параметр

Нормируемая погрешность для технического учета, относительная, %

Нормативный документ

Нормируемая погрешность для коммерческого учета и расчета ТЭП, относительная, %

Нормативный документ

Примечание

1 Электрическая энергия

 

 

Правила устройства электроустановок (1995 г.)

 

Правила устройства электроустановок (1995 г.)

Для расчетного учета должны устанавливаться трансформаторы тока и напряжения класса не ниже 0,5, для технического учета - класса не ниже 1,0

Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении, (М.: СПО «ОРГРЭС», 1995)

Количество электроэнергии, вырабатываемой генераторами

 

 

 

 

 

- мощностью до 50 МВт

 

 

 

 

 

1.1 активная электроэнергия

-

 

± 1,4

 

 

1.2 реактивная электроэнергия

± 2,8

 

-

 

 

- мощностью более 50 МВт

 

 

 

 

 

1.3 активная электроэнергия

-

 

± 0,8

 

 

1.4 реактивная электроэнергия

± 2,0

 

-

 

 

Расход электроэнергии на резервные возбудители генераторов - мощностью до 50 МВт

 

 

 

 

 

1.5 активная электроэнергия - мощностью более 50 МВт

-

 

± 1,4

 

 

1.6 активная электроэнергия

-

 

± 1,0

 

 

Расход электроэнергии на собственные н хозяйственные нужды через трансформаторы

 

 

 

 

 

- мощностью до 63 МВА

 

 

 

 

 

1.7 активная электроэнергия

-

 

± 1,4

 

 

1.8 реактивная электроэнергия

± 2,8

 

-

 

 

- мощностью более 63 МВА

 

 

 

 

 

1.9 активная электроэнергия

-

 

± 1,0

 

 

1.10 реактивная электроэнергия

± 2,0

 

-

 

 

Расход электроэнергии через автотрансформаторы на границах балансовой принадлежности сетей

 

 

 

 

Возможен в двух направлениях прием и отдача

1.11 активная электроэнергия

-

 

± 1,0

 

 

1.12 реактивная электроэнергия

± 2,0

 

-

 

 

Расход электроэнергии по линиям, присоединенным к шинам основного напряжения собственных нужд

 

 

 

 

Возможен в двух направлениях: прием и отдача(*). Под межсистемными линиями подразумеваются линии, отходящие от шин станции

- в сети других государств

- в сети РАО ЕЭС

- в сети других АО-энерго и ОЭС

- к шинам АЭС и блок-станций

- в сети АО-энерго, если ТЭС не входит в состав РАО ЕЭС и АО-энерго

1.13 активная электроэнергия

-

 

± 2,6

 

1.14 реактивная электроэнергия

± 3,7

 

-

 

Расход электроэнергии по межсистемным(*) линиям электропередачи

 

 

 

 

- напряжением до 220 кВ

 

 

 

 

1.15 активная электроэнергия

-

 

± 1,4

 

1.16 реактивная электроэнергия напряжением более 220 кВ

± 2,8

 

± 2,6(**)

 

1.17 активная электроэнергия

-

 

± 1,0

 

1.18 реактивная электроэнергия

± 2,0

 

± 1,4(**)

 

(**) При расчетах за реактивную электроэнергию

- напряжением 500 кВ и более

 

 

 

 

 

1.19 активная электроэнергия

-

 

± 0,5

 

 

1.20 реактивная электроэнергия

± 2,0

 

± 0,8(**)

 

 

Расход электроэнергии по линиям, принадлежащим потребителям и присоединенным непосредственно к шинам электростанции

 

 

 

 

 

- напряжением 110 кВ и более

 

 

 

 

 

1.21 активная электроэнергия

-

 

± 1,4

 

 

1.22 реактивная электроэнергия

± 2,8

 

± 2,6(**)

 

 

- напряжением менее 110 кВ

 

 

 

 

 

1.23 активная электроэнергия

-

 

± 2,6

 

 

1.24 реактивная электроэнергия

± 3,7

 

± 2,6(**)

 

 

Расход электроэнергии через обходные (шиносоединительные) выключатели

 

 

 

 

Для присоединений, имеющих расчетный учет. Расход измеряется в двух направлениях.

1.25 активная электроэнергия

В соответствии с требованиями присоединения

 

1.26 реактивная электроэнергия

В соответствии с требованиями присоединения

 

Расход электроэнергии по линиям, отходящим от шин станции в сети АО-энерго

 

 

 

 

Для ТЭС, входящих в состав АО-энерго. Возможен в двух направлениях прием и отдача

- напряжением 220 кВ и выше

 

 

 

 

 

1.27 активная электроэнергия

± 2,0

 

-

 

 

1.28 реактивная электроэнергия

± 2,8

 

-

 

 

- напряжением менее 220 кВ

 

 

 

 

 

1.29 активная электроэнергия

± 2,8

 

-

 

 

1.30 реактивная электроэнергия

± 3,7

 

-

 

 

Расход электроэнергии на питание отдельных элементов собственных нужд электростанции

 

 

 

 

 

1.31 активная электроэнергия

± 2,8

 

-

 

 

1.32 реактивная электроэнергия

± 3,7

 

-

 

 

2 Электрическая мощность

 

 

 

 

 

Вычисляется с помощью информационно-измерительных систем по интервальным значениям расхода электроэнергии (возможные интервалы 3, 5, 15, 30 мин)

2.1 активная мощность, вырабатываемая генераторами до 50 МВт

-

 

± 1,4

 

2.2 активная мощность, вырабатываемая генераторами 50 МВт и более

-

 

± 0,8

 

2.3 активная мощность, передаваемая (получаемая) по межсистемным(*) линиям электропередачи напряжением до 220 кВ

-

 

± 1,4

 

2.4 реактивная мощность, передаваемая (получаемая) по межсистемным(*) линиям электропередачи напряжением до 220 кВ

-

 

± 2,6(***)

 

(***) При расчетах за реактивную мощность

2.5 активная мощность, передаваемая (получаемая) по межсистемным(*) линиям электропередачи напряжением 220 кВ и выше

-

 

± 1,0

 

 

2.6 реактивная мощность, передаваемая (получаемая) по межсистемным(*) линиям электропередачи напряжением 220 кВ и выше

-

 

± 1,4(***)

 

 

2.7 активная мощность, передаваемая по линиям напряжением менее 110 кВ, принадлежащим потребителям и присоединенным непосредственно к шинам электростанции

-

 

± 2,6

 

 

2.8 реактивная мощность, передаваемая по линиям напряжением менее 110 кВ, принадлежащим потребителям и присоединенным непосредственно к шинам электростанции

-

 

± 2,6(****)

 

(****) При расчетах с потребителями за компенсацию реактивной мощности

2.9 активная мощность, передаваемая по линиям напряжением 110 кВ и выше, принадлежащим потребителям и присоединенным непосредственно к шинам электростанции

-

 

± 1,4

 

 

2.10 реактивная мощность, передаваемая по линиям напряжением 110 кВ и выше, принадлежащим потребителям и присоединенным непосредственно к шинам электростанции

-

 

± 2,6(****)

 

 

Приложение А

(справочное)

Перечень нормативных документов, на которые даны ссылки в РД 34.11.321-96

Обозначение документа

Наименование документа

Пункт, в котором дана ссылка

ГОСТ 147-74

Топливо твердое. Метод определения высшей теплоты сгорания и вычисление низшей теплоты сгорания

Табл. 1 (1.4)

ГОСТ 2477-65

Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды

Табл. 1 (2.9)

ГОСТ 3900-85

Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности

Табл. 1 (2.8)

ГОСТ 10062-75

Газы природные горючие. Метод определения удельной теплоты сгорания

Табл. 1 (3.5)

ГОСТ 11014-81

Угли бурые, каменные, антрацит н горючие сланцы. Ускоренный метод определения влаги

Табл. 1 (1.6)

ГОСТ 11022-90

Топливо твердое минеральное. Методы определения зольности

Табл. 1 (1.5)

ГОСТ 11762-87

Угли бурые каменные, антрациты, горючие сланцы, торф и брикеты. Нормы точности определения массы

Табл. 1 (1.1, 1.2)

ГОСТ 13109-87

Электрическая энергия. Требования к качеству электрической энергии в электрических сетях общего назначения

Табл. 2 (2.3, 2.4, 2.5)

ГОСТ 21261-91

Нефтепродукты. Метод определения высшей теплоты сгорания и вычисление низшей теплоты сгорания

Табл. 1 (2.7)

МИ 1953-88

Рекомендации госсистемы обеспечения единства измерений массы народнохозяйственных грузов при безтарных перевозках. Методика выполнения измерений (М.: Госстандарт, 1989)

Табл. 1 (1.1, 1.2, 2.1, 22)

ОСТ 34-70-953.3-88

Воды производственные тепловых электростанций. Метод определения гидразина

Табл. 1 (4.51)

ОСТ 34-70-953.4-88

Воды производственные тепловых электростанций. Методы определения железа.

Табл. 1 (4.50)

ОСТ 34-70-953.5-88

Воды производственные тепловых электростанций. Методы определения меди

Табл. 1 (4.53)

ОСТ 34-70-953.6-88

Воды производственные тепловых электростанций. Методы определения кремниевой кислоты

Табл. 1 (4.52)

РД 34.02.305-90

Методика определения валовых и удельных выбросов вредных веществ в атмосферу от котлов тепловых электростанций

Табл. 1 (6.16)

РД 34.08.552-95

Методические указания по составлению отчета электростанции и акционерного общества энергетики и электрификации о тепловой экономичности оборудования (М.: СПО «ОРГРЭС» 1995)

Общие положения п. 1.4

РД 34.09.109

Методические указания по инвентаризации жидкого топлива на электростанциях (МУ 34-70-152-86)

Табл. 1 (2.6)

РД 34.11.305

Методика выполнения измерений валового выброса двуокиси серы с дымовыми газами на тепловых электростанциях с применением газоанализатора ГИАМ-10 (МТ 34-70-035-86)

Табл. 1 (6.15)

РД 34.11.306

Методика выполнения измерений содержания кислорода в уходящих газах энергетических котлов (МТ 34-70-021-86)

Табл. 1 (6.12, 6.13)

РД 34.11.307

Методика выполнения измерений температуры уходящих газов в энергетических котлах (МТ 34-70-025-86)

Табл. 1 (6.7)

РД 34.11.308

Методика выполнения измерений температуры холодного воздуха в энергетических котлах (МТ 34-70-024-86)

Табл. 1 (5.5)

РД 34.11.309

Методика выполнения измерений валового выброса окислов азота с дымовыми газами на тепловых электросетях с применением газоанализатора ГХЛ-201 (МТ 34-70-029-86)

Табл. 1 (6.14)

РД 14.11.312

Методика выполнения измерений температуры воздуха за калориферами паровых котлов на тепловых электростанциях (МТ 34-70-043-87)

Табл. 1 (5.7, 5.11)

РД 34.11.313-93

Методика выполнения измерений температуры пара промперегрева на технологическом оборудовании тепловых электростанций

Табл. 1 (7.18, 7.20, 7.23, 7.33)

РД 34.11.315-92

Методика выполнения измерений расхода природного газа, подаваемого в котел, на тепловых электростанциях

Табл. 1 (3.1)

РД 34.11.316

Методика выполнения измерений давления пара промперегрева на технологическом оборудовании тепловых электростанций (МТ 34-70-039-87)

Табл. 1 (7.17, 7.19, 7.22)

РД 34.11.317

Методика выполнения измерений температуры питательной воды на тепловых электростанциях (МТ 34-70-040-87)

Табл. 1 (4.16)

РД 34.11.318

Методика выполнения измерений давления свежего пара за котлом и перед стопорными клапанами турбины на тепловых электростанциях (МТ 34-70-041-87)

Табл. 1 (7.2, 7.8, 7.27)

РД 34.11.319

Методика выполнения измерений температуры свежего пара за котлом и перед стопорными клапанами турбины на тепловых электростанциях (МТ 34-70-042-87)

Табл. 1 (7.4, 7.15, 7.28)

РД 34.11.322-89

Методика выполнения измерений удельной электрической проводимости воды и пара энергоустановок ТЭС автоматическим кондуктометром

Табл. 1 (4.13, 4.18, 7.12, 8.2, 8.8, 8.12)

РД 34.11.323-89

Методика выполнения измерений показателя рН воды и пара энергоустановок ТЭС автоматическим рН-метром

Табл. 1 (4.17, 5.11, 8.7, 8.11)

РД 52.04.29-85

Охрана природы, Атмосферы. Требования к точности контроля вредных выбросов (М.: Госкомгидромет, 1985)

Табл. 1 (6.16, 6.17)

РД 34.307.502

Руководящие указания по коагуляции воды на электростанциях (М.: СЦНТИ «ОРГРЭС» 1973)

Табл. 1 (4.5)

 

Правила учета тепловой энергии н теплоносителей (М.: МЭИ 1995)

Табл. 1 (9.1, 9.2, 9.4)

СОДЕРЖАНИЕ

 

 






ГОСТЫ, СТРОИТЕЛЬНЫЕ и ТЕХНИЧЕСКИЕ НОРМАТИВЫ.
Некоммерческая онлайн система, содержащая все Российские Госты, национальные Стандарты и нормативы.
В Системе содержится более 150000 файлов нормативно-технической документации, действующей на территории РФ.
Система предназначена для широкого круга инженерно-технических специалистов.

Рейтинг@Mail.ru Яндекс цитирования

Copyright © www.gostrf.com, 2008 - 2016