Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1
 

15 страниц

191.00 ₽

Купить РД 34.11.318 — 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.

  Скачать PDF

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

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

Наименование

Тип,

модель

нтд

Пределы измерений давления

МПа (кгс/см2)

Основная допустимая погрешность, %

I. Преобразователь измерительный избыточного давления

"Сапфир"-22ДИ, модель 2170

089190Т0

0-40 МПа о С400 кгс/сыг)

Id,25

2. Миллиамперметр самопишущий

КСУ 4 модель

48.340.50.005

ТУ 25.05.1290--73

0-40 МПа, 9 v400 ктс/суг)

^0,5 (по записи)

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

Обозна

чение

Ткц,

модель

Основная до-

Верхний

предел

нзмере-

ний,ЙЦа

(кгс/см2)

Погрешность влияющих величин* %

пи ит иуд—

турной

схеме

мая

погреш

ность*

%

™тег'

Напряжение питания* В

пш

"Сапйир"-

8#*

tP.25

40(400)

313140)*

0,2

-

лс

кввг.

кввгэ

(кабель)

ш

КСУУ

±0,5 (по записи)

40(400)

303f30)

од

230В

0*2

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*.

8ЭХ =i|/ 0,62 + 0,32 = to,7%.

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:

W^0'472 + 0,532 = ±0,7**

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

Pcr = h3P •    (I)

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)

р ; Ар от At до Ah - р.

- 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);

j - I,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


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



п ta

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)

APj

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$р91%> ^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

нм.

- 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).