Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1
 

15 страниц

191.00 ₽

Купить официальный бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Официально 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.

Способы доставки

  • Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
  • Курьерская доставка (7 дней)
  • Самовывоз из московского офиса
  • Почта РФ

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.

Заменен на РД 153-34.1-11.318-2000: Методика выполнения измерений давления свежего пара за котлом и перед стопорными клапанами турбины на тепловых электростанциях

Оглавление

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

Показать даты введения Admin

Страница 1

•iiuHKiH Ж1шш i uuinMuui cat

ищи    wiiitm    знрптт    »    мшрюшцн

МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИИ ДАВЛЕНИЯ СВЕЖЕГО ПАРА ЗА КОТЛОМ И ПЕРЕД СТОПОРНЫМИ КЛАПАНАМИ ТУРБИНЫ НА ТЕПЛОВЫХ ЭЛБКТРОСТА нциях

МТ 34-70-041-87

СОЮЗТЕХЭНЕРГО Москва 1987

Страница 2

РАЗРАБОТАНО предприятием Донтехэяерго Производственного объединения по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей "Союзтехэнеpro"

ИСПОЛНИТЕЛЬ А.Д.КОКОЕВ

УТВЕРЖДЕНО Главным техническим управлением энергетики и электри<1акапия 07.01.87 г.

Заместитель начальника А.П.БЕРСЕНЕВ

Страница 3

МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ’ИЗМЕРЕНИЙ

ДАВЛЕНИЯ СВВХЕГО ПАРА ЗА КОТЛОМ    WT    34-70-041-07

И ПЕРЕД СТОПОРНЫМИ КЛАПАНАМИ ТУРБИНЫ НА ТЕПЛОьЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ

Срок действия установлен с 01.01.88 г. по 01.01.93 г.

Настоящая Методжка 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 vТЭС> 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 ТзС 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.    Норма точности измерений при контрол и управлении технологическим оборудованием в базисном режиме ■ при расчетах технико-экономических показателей установлена £1,02.

Страница 4

- 4 -

Для мая ев рваного режима работы норм 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 50,65.

При выпуске промышленностью новых технических средств с лучшими метрологическими характеристиками следует стремиться к обеспечению экономически обоснованной нормы точности измерений.

2. ОБЩЕ 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 ИЗМЕ12НИЯ

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, входящие в состав измерительного канала давления.

3.2.    Структурные схеад измерительных каналов давления могут отличаться количеством агрегатных средотв измерений, принципом передачи и представления информации.

Страница 5

- 5 -

В качестве измерительных применяются показыващие самопишущие приборы.

На энергооборудованжи, 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 цифропечатапцего 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 обоиу (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 ПИП - "Преобразователь измерительный "Сап-^яр 22". Техническое описание и инструкция по эксплуатации" (089I9030T0);

Страница 6

- 6 -

- погрешность измерений, обусловленная высотой столба жид-кости 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

-    температура окружающего 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, должяы иметь действующее клеймо или свидетельство о поверке.

5.1.    В качестве показателя точности измерений давления свежего пара за котлом и перед стопорными клапанами турбины согласно МИ 1317-66 "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 находятся суммарная погрешность измерений давления.

5.2.    Устанавливается следущая форма представления результата измерений:

где

5. ПОКАЗАТЕЛИ ТОЧНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ, СПОСОБЫ И ФОИШ ИХ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ

(2)

Страница 7

- 7 -

где    pCf    - результат измерений давления, МПа (кгс/е*г);

An A(fAft - соответственно погрешность измерения давления,

'    нижняя и верхняя ее границы, ЧЛа (кгс/слг);

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 следующим образом:    у    п

где

рс - результат измерений давления свежего пара по ^    j-Mу    потоку, МПа 1кгс/см^);

К - число потоков vканалов измерений); j - 1,2 ••• К.

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

Pcpj

Fmpmr

14)

где

F - площадь планиметрируемой части диаграммы, см т0 - масштаб давления, !/Па/см ( arc/см?) в

Г    ПИ    *

2.

см

тх- 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

п

Рсп

п t

ЬА’

15)

Страница 8

- 8 -

где    ^    -    период опроса, с;

П - число циклов опроса за данный интервал усреднения, изм/с;

- значение давления в i -м цикле опроса, МПа ^кгс/см2;.

6.3. Оценка показателей точности измерений давления свежего пара за котлом и перед стопорными клапанами турбины проводится при метрологической аттестации методики выполнения измерений на конкретной электрической станции в реальных условиях эксплуатации.

6.4. Доверительный интервал погрешности измерений усредненного давления свежего пара за котлом и перед стопорными клапана

ми турбины АР,

определяется по формуле

ь

'

СР

i6)

где    А Л - суммарная погрешность измерений давления свежего

пара по j -му потоку ^каналу измерения;,

Ша (кгс/см2;; к - число каналов измерения давления свежего пара.

6.5. Суммарная погрешность измерения давления свежего пара определяется расчетным путем с использованием данных, приведенных в нормативно-технической документации ^НТД) на средства измерений, по формуле

(7)

Где SjiC ~ суммарная относительная погрешность измерений

давления свежего пара по j -му потоку в эксплуатационных условиях; ры - нормирующее значение давления I,диапазоны измерения) , Ша 1кгс/см^).

6.5.1. Суммарная относительная погрешность измерений давления свежего пара по j -му потоку в эксплуатационных условиях определяется по формуле

Страница 9

- 9 -

где ф - суммарная погрешность измерения давления свежего пара по j -му потоку при нормальных усяовиях,£;

Sjj - суммарная дополнительная погрешность давления по j -му потоку за счет изменения внешних влияниях факторов, %.

fyq -- /^nMn*SL* Kip    <■    9)

Где &nm~ осяовная допустимая погрешность измерений ПИП,%, определяется по 089I9O30T0;

San - основная допустимая погрешность измерений измерительного прибора,%;

8ЛС - погрешность линии связи, %, принимаем 6ЛС*0,1%; ^ г - погрешность обработки диаграммной ленты, %.

При обработке о помощью полярного планиметра 8^р ^Погрешность планиметрирования / Войнич Е.В., Лебедев А.Т., Новиков В.А., Трошин Л.П., Баранов Л.А. - Измерительная техника, 1982, » 8).

'    но)

где Sjdf    ооставлящие    суммарной    дополнительной погреш

ности измерений за счет изменения влияпцих величин.

Для определения составлявдих суммарной дополнительной погрешности следует вычислить математическое ожидание М каждой вли-япцей величины по формуле

М =J- |f*t ,    ill)

где    tyi    - значение влжяпцвй величины    I-го    измерения.

Значения влияпцих величин определяются путем проведения экспериментальных исследований или принимаются по среднегодовым эксплуатационным статистическим данным.

t- число измерений величины влияющего факторе за интервал усреднения.

По полученным анечеким! математического ожидания каждой влиявшей величины определяй иямеемиж составляющих погрешностей по

НТД,

Страница 10

- 10 -

6.6.    Пример расчета сухарной этносительиой погрешности измерений давленая свежего пара приведен в справочном приложе-

н. и 2.

6.7.    Приведенный метод является ’’прощенным способом расчета оценки погрешности измерений в эксплуатационных условиях.

7. ТР2Б03А1Ш К КВАТЛЙВСАЦИК ОПЕРАТОРОВ

7.1. К выполнению измерений по наотоядей Методике допускаются лица, прошедшие специальное обучение, знапдие монтажные и электрические схемы измерительных каналов давления свежего пара:

-    при работах во внешних связях информационно-измерительных систем - электрослесарь 3-го разряда;

-    при работах в устройствах информационно-измерительных систем и вычислительной подсистемы - инженерно-технические работники.

6. ТРЕБОВАНИЯ к ТЕХНИКЕ БЕЗОПАСНОСТИ

8.1. При проведении измерений давления свежего пара должны соблюдаться:

"Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок (Ц.: Энергоатомиздат, 1ус7);

"Правила техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей: (М.: Энергоатомиздат, 1985).

Страница 11

Средства аэмененд!

П pi х о I « к | « I

Реноме ндгемое

Ч&амеяоваяяб

Tin,

модель

нтд

Пределы азмере-нвЯ давленвя МПа (кгс/см2)

Основная допустимая по-греаяость, 1

I. Преобразователь измерв-тельный гзЗыточяого давленая

•Саа«рв-2УЗ<. модель 2170

08919СТ0

0-40 МПа. , 140С кгс/см2)

1Г',25

2. Ыаллдамлермвтр самопв-aytul

КСУ 4 модель

48.340.50.005

ТУ 25.05.1290--73

0-40 МПа, , v400 кгс/см2)

tO.5 (по запаса)

н

iieuiie. Указам не средства вэмес>екаа могут вить spvnu тапов. т которых основная до{г.с-гиая зогрешость не превыгает првведеяных в настоявем праловеяав.

Страница 12

- 12 -

Приложен»© 2 Справочное

Пример расчета суммарной погрешности измерений давления свежего пара, структурная схема измерительного канала которого состожт кз:

(ПИП)    (Ш)

I. Исходные данные *

Обозна

чение

Тиц,

модель

Основная допустимая

погреш

ность.

Верхний

предел

Погрешность влияющих величия, %

турной

схеме

ний.ИПа

(кгс/см2)

ТвТ^сГ'

Напряжение питания, В

ПИП

"Сапфир"-

!Р»25

40(400)

313(40)*

2170 *

0,2

лс

КВВГ.

квагэ

(кабель)

ип

КСУУ

*0,5 (по записи)

40(400)

0,1

230В

0.2

Примечание. Прочерки в таблице - отсутствие данных в НТД на соответствующие средства измерений.

*В числителе - значение влиящей величины в месте установки средств измерений, в знаменателе - погрешность, вносимая влиящей величиной, %•

Страница 13

- 13 -

2. Расчет предварительной оценки суммарной погрешности измерений

2.1.    Определяется суммарная погрешность средств измерений при нормальных условиях по формуле (9):

S^^l/0,252 + 0,52 + ОД2 + I.I2 - ±1,24*.

2.2.    Определяется суммарная дополнительная погрешность средств измерений за счет изменения внешних влияющих факторов по формуле (10):

о,г2 + 0.I2 + 0.22 = ±0,3*.

2.3.    По формуле (8) определяется суммарная погрешность измерений в эксплуатационных условиях:

Sic=±|/1,242 + 0,32 = ±1,27*.

2.3.1.    Без учета погрешности обработки диаграммной ленты погрешность измерительного канала составит *.

=±|/о,252 + 0,52    +    ОД2    =    ±0,6*.

8 =i|/o,62 + 0,32 = ±0.7*.

3. Расчет при использовании информационноизмерительной системы

3.1.    Определяется суммарная погрешность измерений при нормальных условиях;

4«.ну=-|/СЧт >

где $пнп - основная допустимая погрешность измерений ПИП,

$эт - основная допустимая погрешность электрического тракта измерительного канала (от ПИП до средств представления информации), %. 5iT= +0,4% (определено при проведении метрологической аттестации управляющей вычислительной системы "Комплекс-Титан 2");

Страница 14

- 14 -

bUKHf t / 0,252 ♦ 0,42 = *0,47*.

3.2. Определяется суммарная дополнительная погрешность измерительного канала при отклонении внешних влияпаах факторов от области нормальных значений;

д s г    t

где Г5ЛИП» - суммарная дополнительная погрешность ПИП, *,

^пнпд~-

суммарная дополнительная погрешность электриче-- ского тракта, %.    *0,5*    (определено

при проведении метрологической аттестации управляющей вычислительной системы "Комплекс-Титан-2");

S^ri/o.22 + 0.52 . ID,53*.

3.3. По формуле (8) определяется суммарная относительаая погрешность измерений в эксплуатационных условиях:

8uXl(=i/°.472 + 0,532 = *0,7*.

Страница 15

Подписало к печати 01.12.87    Формат    60x84    1Лб

Печать офсетная Усл.печ.л.0,93 Уч.-мзд.л.О,ЭТяраж Г650 экз. Заказ Л SH/M    Из дат. V 370/84 Цена Т4 коп.

Производственная служба передового опыта эксплуатации эяергопрадпряятий Согатехэнерго 105023, Москва, Семеновский пер., д. 15

Участок оперативной полиграфия СПО Согатехэнерго 109432, JocKsa, 2-й Кожуховский проезд, д. 29, строение 6