Купить РД 34.11.318 — бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее
Распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО "ЦНТИ Нормоконтроль"
Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.
Методика предназначена для использования при организации и выполнении измерений давления свежего пара за котлом и перед стопорными клапанами турбины на ТЭС с энергоблоками 250, 300, 500, 800 и 1200 МВт.
1 Назначение и область применения
2 Общие сведения об измеряемых параметрах
3 Метод измерений
4 Алгоритм подготовки и выполнения измерений
5 Показатели точности измерений, способы и формы их представления
6 Обработка результатов измерений и оценка показателей точности
7 Требования к квалификации операторов
8 Требования к технике безопасности
Приложение 1 Средства измерений
Приложение 2 Пример расчета суммарной погрешности измерений давления свежего пара
Дата введения | 01.02.1987 |
---|---|
Добавлен в базу | 01.09.2013 |
Актуализация | 01.01.2021 |
07.01.1987 | Утвержден | Минэнерго СССР | |
---|---|---|---|
Разработан | Донтехэнерго | ||
Издан | СПО Союзтехэнерго | 1987 г. |
Чтобы бесплатно скачать этот документ в формате PDF, поддержите наш сайт и нажмите кнопку:
МШТЕРСТМ MEWETH* • ЗШ1МШШ1 CTO ГШН6Е ШЧНВ-ТЕШЧЕСШ УПРШЕШ ЭКЕРГЕТНИН « ЭЛЕКТРИФИКАЩЕМ
МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИИ ДАВЛЕНИЯ СВЕЖЕГО ПАРА ЗА КОТЛОМ И ПЕРЕД СТОПОРНЫМИ КЛАПАНАМИ ТУРБИНЫ НА ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ
МТ 34-70-041-87
СОЮЗТЕХЭНЕРГО Москва 1987 |
РАЗРАБОТАНО предприятием Донтехэнерго Производственного объединения по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей "Ооюзтехэнерго"
ИСПОЛНИТЕЛЬ А.Д.КОКОЕВ
УТВЕРЖДЕНО Главным техническим управлением энергетики и электрификации 07.01.87 г.
Заместитель начальника А.П.БЕРСЕНЕВ
Приложение1
Рекомендуемое
Средства изменений | |||||||||||||||
|
Н рим ечание. Указанные средства измерений могут быть других типов, у которых основная допустимая погрешность не превышает приведенных в настоящем приложении.
- 12 -
Приложение 2 Справочное
Пример расчета суммарной погрешности измерений давления свежего пара, структурная схема измерительного канала которого состоит из:
(ПИП) (ИП) |
I. Исходные данные | |||||||||||||||||||||||||||||
| |||||||||||||||||||||||||||||
Примечание . Прочерки в таблице - отсутствие данных в НТД на соответствующие средства измерений. |
числителе - значение влиящей величины в месте установки средств измерений, в знаменателе - погрешность, вносимая влияющей величиной, %.
- 13 -
2. Расчет предварительной оценка суммарной погрешности измерений
2.1* Определяется суммарная погрешность средств измерений при нормальных условиях по формуле (9):
8Ч =: |/о,252 + 0,52 + од2 + I.I2 = а ,24*.
2.2. Определяется суммарная дополнительная погрешность средств измерений за счет изменения внешних влияющих факторов по формуле (10):
<53^(/о,22 + ОД2 + 0,22 = ±0,3%.
2.3. По формуле (8) определяется суммарная погрешность измерений в эксплуатационных условиях:
SJC = i/l,242 + 0,32 = ± 1,27%.
2.3.1. Без учета погрешности обработки диаграммной ленты погрешность измерительного канала составит:
8ну =ij/o,252 + 0.52 + 0Д2 = +0,6*.
3. Расчет при использовании информационноизмерительной системы
> |
ц
где |
3.1. Определяется суммарная погрешность измерений при нормальных условиях;
основная допустимая погрешность измерений ПИП,
основная допустимая погрешность электрического тракта измерительного канала (от ПИП до средств представления информации), %. 5ЭТ= +0,4% (определено при проведении метрологической аттестации управляющей вычислительной системы "Комплекс-Титан 2");
- 14 -
Su.„.„ = * 1/ °*252 ♦ 0.42 = 40.4TJ*.
3.2. Определяется суммарная дополнительная погрешность измерительного канала при отклонении внешних влияющих факторов от области нормальных значений;
)
1Дв - суммарная дополнительная погрешность ПИП, %9
суммарная дополнительная погрешность электриче-- ского тракта, %• 1$з.тд = (определено
при проведении метрологической аттестации управляющей вычислительной системы "Комплекс-Титан-2");
8ЦК9г±1/°,22 + 0,52 = 10,53*.
3,3. По формуле (8) определяется суммарная относительная погрешность измерений в эксплуатационных условиях:
Подписано к печати 01.12.87 Формат 60x84 1/16
Печать офсетная Усл.печ.л.0,93 Уч.-изд.л.0,9Тараж 1650 экз. Заказ &£*&/& Издат, I ЗТи/84 Цена 14 ноп„
Производственная служба передового опыта эксплуатации энергопредприятий Совзтехэнерго 105023, Москва, Семеновский пер., д. 15
Участок оперативной полиграфия СП0 Союзтехэнерго 109432, Москва, 2-й Кожуховский проезд, д. 29, строение 6
МЕТОДИКА ВШОЛНЕКИЯ ИЗМЕРЕНИЙ
ДАВЛЕНИЯ СЕЕХЕГО ПАРА ЗА КОТЛОМ МТ 34-70-041-87
И ПЕРЕД СТОПОРНЫМИ КЛАПАНАМИ ТУРБИНЫ НА ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ
Срок действия установлен с 01.01.88 г. по 01.01.93 г.
Настоящая Методика разработана в соответствии с "Методическими указаниями по разработке и аттестации методик выполнения измерений основных параметров теплоэнергетического оборудования: МУ 34-70-014-82 ^М.: СПО Союзтехэнерго, 1982) . Методика устанавливает порядок выполнения измерений давления свежего пара за котлом и перед стопорными клапанами турбины на тепловых электростанциях vTSC; и является обязательной для персонала электростанций и проектных организаций.
I. НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ
1.1. Настоящая Методика предназначена для использования при организации и выполнении измерений давления свежего пара за котлом и перед стопорными клапанами турбины на ТэС с энергоблоками 250, 300, 500, 800 и 1200 МВт.
1.2. Методика устанавливает требования к методам и средствам измерений, алгоритмы подготовки, проведения измерений и обработки результатов измерений.
1.3. Методика обеспечивает получение достоверных количественных показателей точности измерений в базисном режиме работы энергооборудования при принятой доверительной вероятности
Р = 0,95 и устанавливает способы их выражения.
1.4. Нодоа точности измерений при контроле и управлении технологическим оборудованием в базисном режиме и при расчетах технико-экономических показателей установлена ±1,0$,
- 4 -
Для маневренного режима работы норма точности измерений не устанавливается.
Указанная норма установлена исходя из условий ее достижения в реальных условиях эксплуатации при использовании наиболее современных методов и технических средств измерений с лучшими метрологическими характеристиками.
экономически обоснованная норма точности измерений давления свежего пара за котлом и перед стопорными клапанами турбины составляет 5),655.
При выпуске промышленностью новых технических средств с лучшими метрологическими характеристиками следует стремиться к обеспечению экономически обоснованной нормы точности измерений.
2. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ ОБ ИЗМЕРЯЕМЫХ ПАРАМЕТРАХ
2.1. Начальные параметры свежего пара (абсолютное давление): номинальное давление за котлом 25,0 МПа (255 кгс/см2); номинальное давление перед стопорными клапанами турбины 23,5 МПа
(235 кгс/см2); предельное отклонение давления ±0,49 МПа (5 кгс/см2) (ГОСТ 3618-82. Турбины паровые стационарные для привода турбогенераторов) .
2.2. При подводе пара к турбине несколькими паропроводами (потоками) измерение давления свежего пара за котлом и перед стопорными клапанами турбины производится на каждом из паропроводов.
3. МЕТОД ИЗМЕРЕНИЙ
3.1. Метод измерений давления пара за котлом и перед стопорными клапанами турбины основан на принципе преобразования измеряемой величины (избыточного давления) в электрическую величину (например, в унифицированный токовый сигнал 0-5 мА). Дальнейшие преобразования выходного сигнала первичного измерительного преобразования (ПИП) производятся в зависимости от типов агрегатных средств измерений и средств представления информации, входящих в состав измерительного канала давления.
3.2. Структурные схемы измерительных каналов давления могут отличаться количеством агрегатных средств измерений, принципом передачи и представления информации.
- 5 -
В качестве измерительных применяются показывающие самопищу-щие приборы.
На энергооборудовании, оснащенном информационно-измерительными системами на базе средств вычислительной техники, измерительные каналы давления состоят из: ПИП, устройств размножения, преобразователей аналогового сигнала в цифровой сигнал (посредством аналого-цифровых преобразователей) и устройств представления информации (электронно-лучевой трубки, показывающего многошкального прибора ППМ, цифрового табло или цифропечатакщего устройства) •
3.3. Рекомендуемые средства измерений приведены в рекомендуемом приложении I.
4. АЛГОРИТМ ПОДГОТОВКИ И ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ
4.1. При организации измерений давления свежего пара за котлом и перед стопорными клапанами турбины следует соблюдать следующие требования:
- отборное устройство давления свежего пара за котлом устанавливается на прямолинейном участке паропровода на выходе из котла после паросборной камеры до расходомерной шайбы;
- отборное устройство давления свежего пара перед стопорным клапаном турбины устанавливается на прямолинейном участке паропровода на расстоянии не менее 200 мм от стопорного клапана;
- отборные устройства для измерения давления свежего пара за котлом и перед стопорными клапанами турбины на горизонтальных и наклонных паропроводах располагаются сбоку (перпендикулярно вертикальной оси паропровода). Отборные устройства давления свежего пара (конструкция, технические требования, технология монтажа и др.) должны соответствовать сборнику "Отраслевые стандарты. Детали их хромамолибденованадиевых сталей для паропроводов тепловых электростанций. Типы, конструкции и технические требования. Часть I" (Л.: НПО ЦКТИ, 1983);
- при установке ПИП ниже места отбора давления соединительную (импульсную) линию прокладывать вертикально или с уклоном не менее 1:10 в сторону ПШ - "Преобразователь измерительный "Сапфир 22". Техническое описание и инструкция по эксплуатации" (089I9030T0);
- 6 -
- погрешность измерений, обусловленная высотой столба жидкости в соединительной линии от места отбора давления до места установки ПИП, является систематической и ее исключают путем введения поправок к попаданиям средств представления информации. Значение давления, обусловленное высотой столба жидкости в соединительной линии, определяется по формуле
где рст- давление столба жидкости, МПа (кгс/см
h - высота столба жидкости, м;
р - плотность жидкости в импульсной линии, кг/м3;
J , р
д - местное ускорение свободного падения, м/с ;
- температура окружакщего воздуха, влажность, вибрация, внешние электрические и магнитные поля, напряжение питания, запыленность в местах установки средств измерений не должны превышать значений, указанных в технических описаниях и инструкциях по монтажу и эксплуатации средств измерений;
- места установки средств измерений должны быть удобны для обслуживания и демонтажа.
4.2. Все средства измерений, входящие в измерительные каналы давления, должны иметь действующее клеймо или свидетельство о поверке.
5. ПОКАЗАТЕЛИ ТОЧНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ,
СПОСОБЫ И ФОМЫ ИХ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ
5.1. В качестве показателя точности измерений давления свежего пара за котлом и перед стопорными клапанами турбины согласно МИ 1317-86 "Методические указания. Государственная система обеспечения единства измерений. Результаты и характеристики погрешности измерений. Формы представления. Способы использования при испытаниях образцов продукции и контроле их параметров" принимается интервал, в котором с доверительной вероятностью р- 0,95 находится суммарная погрешность измерений давления.
5.2. Устанавливается следупцая форма представления результата измерений:
(2)
- 7 -
где Pep "" Результат измерений давления, МПа (кгс/см2);
An AtfAh - соответственно погрешность измерения давления, нижняя и верхняя ее границы, Ша (ягс/см2);
Р = 0,95 - установленная доверительная вероятность, с которой суммарная погрешность изменений находится в этих границах.
6. ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ И ОЦЕНКА ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТОЧНОСТИ
6.1. Усредненное давление свежего пара за котлом и перед стопорными клапанами турбины по потокам определяется следутсщим образом:
К (3)
где
р- результат измерений давления свежего пара по “ j-му потоку, МПа (кгс/см^);
К - число потоков ^каналов измерений);
6.2. Среднее значение результата измерений давления свежего пара (при обработке диаграмм, снятых с самопишущих измерительных приборов) при использовании полярного планиметра определяет
ся по формуле
pepj
Fmpmt
14)
р
где F - площадь планиметрируемой части диаграммы, см ;
тд - масштаб давления, Ша/см ( кге/см?^,
I см 1
mt- масштаб времени, ч/см;
X - интервал усреднения (1ч, 8ч, 24ч).
При использовании информационно-измерительной системы, прошедшей метрологическую аттестацию, среднее значение результатов измерений давления свежего пара определяется по формуле
15)
- 8 -
цце tQ - период опроса, с;
Л - число циклов опроса за данный интервал усреднения, изм/с;
- значение давления в I ни цикле опроса, МПа ^кгс/см2;.
6.3. Оценка показателей точности измерений давления свежего пара за К от лом и перед стопорными клапанами турбины проводится при метрологической аттестации методики выполнения измерений на конкретной электрической станции в реальных условиях эксплуата
ции.
ср
(6)
6.4. Доверительный интервал погрешности измерений усредненного давления свежего пара за котлом и перед стопорными клапанами турбины ЛРСп определяется по формуле
к/к~
где Др. - суммарная погрешность измерений давления свежего
пара по у -му потоку ^каналу измерения),
МПа (кгс/см2);
К - число каналов измерения давления свежего пара.
°J3C Pn 100%
6.5. Суммарная погрешность измерения давления свежего пара определяется расчетным путем с использованием данных, приведенных в нормативно-технической документации иЩ) на средства измерений, по формуле
(7)
цде SjK - суммарная относительная погрешность измерений
давления свежего пара по j -му потоку в эксплуатационных условиях; п - нормирующее значение давления I.диапазоны измере-14 ния), МПа С кгс/см2).
6.5.1. Суммарная относительная погрешность измерений давления свежего пара по j -му потоку в эксплуатационных условиях определяется по формуле
- 9 -
Где ” суммарная погрешность измерения давления свежего
jn.lj
(9)
пара по j -му потоку при нормальных условиях^?; Sjjj - суммарная дополнительная погрешность давления по у -му потоку за счет изменения внешних влияпцих факторов, %.
где 6ЯИЛ- основная допустимая погрешность измерений ТШП,%, определяется по 089I9O30T0;
- основная допустимая погрешность измерений измерительного прибора,
8ЛС - погрешность линии связи, %, принимаем <$лс=0,1£; hoSp - погрешность обработки диаграшной ленты, %.
При обработке о помощью полярного планиметра 80$р =Ц91%> ^Погрешность планиметрирования / Войнич Е.В., Лебедев А.Т., Новиков В.А., Трошин Л.П., Баранов Л.А. - Измерительная техника, 1982, # 8).
(Ю)
Где ...ооставляпцие суммарной дополнительной погрешности измерений за счет изменения влияпцих величин.
Для определения составлявдих суммарной дополнительной погрешности следует вычислить математическое ожидание М каждой вли-япцей величины по формуле
4 к
где tyi - значение влияпцвй величины L-го измерения.
Значения влияпцих величин определяются путем проведения экспериментальных исследований или принимаются по среднегодовым эксплуатационным отатиотичеекям данным.
t- число измерений величины влияющего фактора за интервал усреднения.
По полученным значениям математического ожидания каждой влм-ящей ШШШ определяют я каления ооотавлящах погрешностей по
- 10 -
6.6, Пример расчета сухарной относительной погрешности измерений давленая свежего пара приведен в справочном прилоке-
а/и 2.
6.7, Приведенный мето^ является упрощенным способом расчета оценки погрешности измерений в эксплуатационных условиях,
7. ТРЕБОВАНИЯ К КВАЛИФИКАЦИИ ОПЕРАТОРОВ
7,1. К выполнению измерений по настоящей Методике допускаются лица, прошедшие специальное обучение, знапцие монтажные и электрические схемы измерительных каналов давления свежего пара:
- при работах во внешних связях инФормационно^змерительных систем - электрослесарь З-^о разряда;
- при работах в устройствах информационно-измерительных систем и вычислительной подсистемы - инженерно-технические работники.
8. ТРЕБОВАНИЕ к ТЕХНИКЕ БЕЗОПАСНОСТИ
8.1. При проведении измерений давления свежего пара должны соблюдаться:
"Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок (М.: Энергоатомиздат, Щ67);
"Правила техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей: (М.: Энер-гоатомиздат, 1985).