РОССИЙСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО
ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ "ЕЭС РОССИИ"
___________________________________________________________________________
ДЕПАРТАМЕНТ СТРАТЕГИИ РАЗВИТИЯ И НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ
ПОЛИТИКИ
МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ
ТЕМПЕРАТУРЫ ПАРА ПРОМПЕРЕГРЕВА
НА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМ ОБОРУДОВАНИИ
ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
РД
153-34.1-11.313-99
ОРГРЭС
Москва 2000
Разработано Открытым акционерным обществом "Предприятие
по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей
УралОРГРЭС"
Исполнители Т. АМИНДЖАНОВ, В.В. НИКОЛАЕВА
Утверждено Департаментом стратегии развития и
научно-технической политики РАО "ЕЭС России" 09.02.99
Первый заместитель начальника А.П.
БЕРСЕНЕВ
МЕТОДИКА
ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ
ТЕМПЕРАТУРЫ ПАРА ПРОМПЕРЕГРЕВА
НА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМ ОБОРУДОВАНИИ
ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
|
РД
153-34.1-11.313-99
|
Вводится
в действие
с 30.12.99
Настоящая Методика регламентирует порядок выполнения
измерений температуры пара в линиях холодного (на выходе из ЦВД) и горячего (за
котлом и перед стопорными клапанами ЦСД) промежуточного перегрева (пара
промперегрева) на тепловых электрических станциях (ТЭС) с энергоблоками
мощностью 250 МВт и выше.
Методика устанавливает:
требования к методам и средствам измерений (СИ);
порядок подготовки и выполнения измерений;
алгоритм обработки и оформление результатов измерений.
Методика обеспечивает получение достоверных характеристик
погрешности измерений температуры пара промперегрева в стационарном режиме
работы энергооборудования при принятой доверительной вероятности Р,
равной 0,95, и устанавливает формы их представления.
Информация об измерении температуры пара промперегрева
используется при контроле и управлении технологическим процессом и расчетах
технико-экономических показателей (ТЭП) работы оборудования.
Методика предназначена для применения:
персоналом ТЭС при организации и выполнении измерений
температуры пара промперегрева на действующем энергооборудовании;
персоналом проектных организаций при проектировании схем
контроля и управления вновь строящихся и реконструируемых энергопредприятий.
С выходом настоящей Методики утрачивает силу "Методика
выполнения измерений температуры пара промперегрева на технологическом
оборудовании тепловых электростанций: РД 34.11.313-93" (М.: СПО ОРГРЭС,
1993).
1. СВЕДЕНИЯ ОБ ИЗМЕРЯЕМОМ ПАРАМЕТРЕ И НОРМЫ
ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ
1.1. Измерение температуры пара промперегрева выполняется на
каждом паропроводе за котлом, перед стопорными клапанами ЦСД и на выходе из
ЦВД.
1.2. Номинальные значения измеряемого параметра в
зависимости от типов котлов и турбин по ГОСТ 3619-89
[2] и ГОСТ
3618-82 [1] находятся в диапазоне:
510 - 570 °С - температура пара промперегрева за котлом и
перед стопорными клапанами ЦСД;
250 - 380 °С - температура пара промперегрева на выходе из
ЦВД.
1.3. Норма погрешности измерений температуры пара
промперегрева установлена в [12] и
составляет:
±8,0 °С - абсолютная погрешность для оперативного контроля;
±2,0 °С - для расчета ТЭП.
Для нестационарного режима работы энергооборудования норма
погрешности не устанавливается.
2. МЕТОД ИЗМЕРЕНИЙ И СТРУКТУРА ИЗМЕРИТЕЛЬНОЙ
СИСТЕМЫ
2.1. Измерение температуры пара промперегрева производится
контактным способом с применением термоэлектрического метода, основанного на
зависимости электродвижущей силы термоэлектрического преобразователя (термоЭДС)
от температуры.
2.2. В зависимости от типа применяемых СИ используются два
варианта компоновки измерительных систем: с использованием устройств контроля и
регистрации и с помощью информационно-измерительных систем (ИИС) или
информационно-вычислительных комплексов (ИВК).
2.2.1. В измерительных системах с использованием устройств
контроля и регистрации значение термоЭДС преобразуется в значение измеряемого
параметра в единицах температуры. Каналы измерения в данном случае состоят из
термоэлектрических преобразователей и измерительных показывающих и (или)
регистрирующих приборов. Рекомендуемые СИ, вспомогательные устройства и их
характеристики приведены в приложении 1.
2.2.2. При измерении температуры пара промперегрева с
помощью ИИС или ИВК значение термоЭДС подвергается преобразованиям агрегатными
СИ и окончательно в виде кодового сигнала поступает в ИВК для автоматической
обработки результатов измерений и расчетов ТЭП. Каналы измерения в данном
случае состоят из первичных термоэлектрических преобразователей, измерительных
преобразователей и ИВК.
Компоновка структурной схемы при выполнении измерений с
помощью ИИС или ИВК в каждом конкретном случае индивидуальна.
3. УСЛОВИЯ ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ
3.1. При выполнении измерений температуры пара промперегрева
должны быть соблюдены условия, указанные в руководстве по эксплуатации
элементов измерительной системы.
3.2. Основные требования к установке термоэлектрического
преобразователя и отборного устройства:
термоэлектрические преобразователи рекомендуется
устанавливать на паропроводах промежуточного перегрева пара:
- за котлом - на расстоянии не менее трех диаметров
паропровода до пускового впрыска;
- перед турбиной - на расстоянии не менее трех диаметров
паропровода до стопорного клапана ЦСД;
- на выходе от выхлопа турбины - до ввода отсоса пара из
сторонних потоков;
защитные гильзы выбираются по техническим условиям
заводов-изготовителей в зависимости от диаметров трубопроводов, параметров
измеряемой среды (давления, температуры, скорости и др.);
изоляция мест установки термоэлектрического преобразователя
выполняется в соответствии с приложением 2.
4. ПОРЯДОК ПОДГОТОВКИ И ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ
4.1. Перед началом выполнения измерений
проверяется:
правильность выполнения монтажа элементов измерительной
системы;
правильность прокладки линий связи;
правильность присоединения первичного измерительного
преобразователя к регистрирующему СИ;
надежность и качество заземления СИ;
отсутствие следов коррозии, механических повреждений на СИ и
линиях связи;
наличие действующих калибровочных клейм или сертификатов о
калибровке СИ.
Проверка производится в соответствии со СНиП III.05.07-85 [6], проектной документацией, руководством
по эксплуатации СИ.
При обнаружении какого-либо несоответствия вышеизложенным
требованиям не следует производить измерения до его устранения.
Примечание. Операции по п. 4.1
должны выполняться при вводе в эксплуатацию и после ремонта измерительной
системы или ее отдельных элементов.
4.2. После осмотра и устранения дефектов подается напряжение
питания.
4.3. Проверяется правильность функционирования СИ в
соответствии с руководством по эксплуатации.
4.4. Измерения температуры пара промперегрева выполняются в
соответствии с руководством по эксплуатации СИ. При выполнении измерений
значения температуры пара промперегрева отсчитываются по шкалам (диаграммам) СИ
в единицах измеряемого параметра.
4.5. Порядок исследования и оценки существенности влияющих
величин должен быть приведен в программе аттестации МВИ на конкретном
оборудовании ТЭС.
5. АЛГОРИТМ ОБРАБОТКИ РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ И
ОЦЕНКА ХАРАКТЕРИСТИК ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ
5.1. Обработка результатов измерений температуры пара
промперегрева j-й измерительной системы заключается в определении
среднего ее значения за определенный промежуток времени.
При использовании средств контроля и регистрации обработка
диаграмм выполняется с помощью полярного планиметра и результат измерений tj (°С) определяется по формуле
где 200 - начальное значение шкалы;
F - площадь планиметрируемой части диаграммной
бумаги, см2;
mt - масштаб температуры, °С/см;
mτ - масштаб времени, ч/см;
τo - интервал усреднения (1; 8; 24 ч).
Масштаб температуры mt определяется по
формуле
где tмин и tмакс - начальное и конечное значение шкалы,
°С;
С - ширина диаграммной бумаги, мм.
Масштаб времени mτ определяется по
формуле
где 𝑣
- скорость продвижения диаграммной бумаги, мм/ч.
5.2. При использовании ИВК, прошедшего метрологическую
аттестацию, tj (°С)
определяется по формуле
где n -
число циклов опроса за данный интервал усреднения;
ti - значение температуры пара
промперегрева в i-м цикле опроса, °С.
5.3. Среднее значение температуры пара промперегрева по
паропроводам tcp (°С) определяется по формуле
где k -
число паропроводов;
j = 1, 2,..., k.
Определение среднего значения температуры пара за котлом и
перед турбиной производится раздельно для возможности расчета ТЭП котла и
турбины.
Суммарная абсолютная погрешность измерений температуры пара
промперегрева j-й измерительной системы Δtj (°С)
определяется по формуле
где tN - нормирующее значение температуры
- диапазон измерения, °С;
δjэ -
суммарная относительная погрешность измерений j-й измерительной системы
в условиях эксплуатации, %.
Суммарная относительная погрешность измерений j-й
измерительной системы в условиях эксплуатации δjэ (%) определяется по формуле
где δjнy - суммарная
погрешность измерений j-й измерительной системы в нормальных условиях,
%;
-
суммарная дополнительная погрешность измерений j-й измерительной системы
за счет изменения значений влияющих величин.
Суммарная погрешность измерений j-й измерительной
системы в нормальных условиях δjнy (%)
определяется по формуле
где δТП - предел допустимой
погрешности термоэлектрического преобразователя, %;
δЛС - предел допустимой погрешности
удлиняющих проводов, %;
δЗ - предел допустимой погрешности
записи устройства контроля и регистрации, %;
δобр - погрешность планиметрирования
при обработке результатов измерений на диаграммной бумаге по экспериментальным
данным 0,8 %.
Абсолютная погрешность измерений переводится в относительную
δ (%) по формуле
где Δt - абсолютная погрешность элементов
измерительной системы, °С;
Суммарную дополнительную погрешность измерений j-й
измерительной системы за счет изменения значений влияющих величин следует
определять в соответствии с [11].
5.4. Оценка показателей точности измерений температуры пара
промперегрева производится при метрологической аттестации методик выполнения
измерений на конкретном оборудовании ТЭС.
5.5. В качестве характеристик погрешности
измерений температуры пара промперегрева по МИ
1317-86 [7] принимаются границы, в
которых суммарная погрешность измерений находится с заданной вероятностью.
Результаты измерений представляются в форме
tcp,
Δt1; Δth;
Р,
где tcp - результат измерения температуры
пара промперегрева, °С;
Δt1 и Δth - нижняя и верхняя границы погрешности измерений, °С;
Р - доверительная вероятность, с которой погрешность
измерений находится в этих границах, равная 0,95.
5.6. Доверительные границы погрешности измерений температуры
пара промперегрева определяются по формуле
5.7. Приведенный алгоритм является упрощенным способом
оценки погрешности измерений в эксплуатационных условиях.
5.8. Пример расчета погрешности измерений температуры пара
промперегрева с рекомендуемыми СИ приведен в приложении 3.
5.9. Для получения более точных оценок погрешности измерений
температуры пара промперегрева может быть использован экспериментальный метод с
обработкой результатов измерений по ГОСТ
8.207-76 [3].
6. ТРЕБОВАНИЯ К КВАЛИФИКАЦИИ ПЕРСОНАЛА
К выполнению измерений и обработке их результатов могут быть
допущены лица, прошедшие специальное обучение и имеющие квалификацию при:
выполнении измерений - электрослесарь третьего и четвертого
разрядов;
обработке результатов измерений - техник или
инженер-метролог, а также специалисты ПТО.
7. ТРЕБОВАНИЯ ТЕХНИКИ БЕЗОПАСНОСТИ
7.1. При выполнении измерений температуры пара промперегрева
должны быть соблюдены требования ГОСТ 12.2.091-94 [4], [8], [10] и [9].
7.2. К выполнению измерений по настоящей Методике
допускаются лица, имеющие квалификационную группу по технике безопасности не
ниже третьей в электроустановках до 1000 В.
Приложение
1
Рекомендуемое
СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА
Наименование
|
Тип, модель, НД
|
Технические и метрологические
характеристики, НД
|
Изготовитель
|
Преобразователь термоэлектрический
|
ТХА/ТХК-9312
|
Диапазон измерений от 200 до 600 °С; предел основной допустимой
погрешности - ГОСТ Р 50431-92
|
Завод "Эталон", г. Омск
|
Устройство контроля и регистрации
|
ФЩЛ 501, ТУ 25- 7217.9009-89
|
Диапазон измерений от 200 до 600 °С; предел основной допустимой
погрешности по показаниям ±0,25, по регистрации ±0,5
|
Завод "Электроавтоматика", г. Йошкар-Ола
|
Провода термоэлектродные
|
ТУ 16К19-04-91
|
ТУ 16К19-04-91
|
"Уралкабель", г. Екатеринбург
|
Гильза защитная
|
ДДШ 4-819.015
ДДШ 4-819.016
ДДШ 6-119.035
|
|
Завод "Эталон", г. Омск
|
Бобышка
|
ОСТ 108.530.03-82
|
ОСТ 108.530.03-82
|
Завод "Теплоприбор", г. Челябинск
|
Примечание. Допускается применение других СИ, погрешность которых не
превышает погрешности СИ, указанных в данном приложении.
|
Приложение
2
Рекомендуемое
ТРЕБОВАНИЯ К ТЕПЛОВОЙ ИЗОЛЯЦИИ МЕСТ УСТАНОВКИ
ТЕРМОЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЕЙ
Учитывая высокие значения температуры на местах установки
термоэлектрических преобразователей и необходимость периодического их демонтажа
для технического осмотра и калибровки, а также в целях понижения температуры
окружающего воздуха у соединительных головок, целесообразно места установки
термоэлектрических преобразователей изолировать следующим образом.
В местах установки термоэлектрических преобразователей
(рисунок) основной слой тепловой изоляции трубопроводов снимается таким
образом, чтобы расстояние между поверхностью основного слоя тепловой изоляции и
соединительными головками термоэлектрических преобразователей было от 50 до 70
мм с учетом защитного покрытия из совелитовой штукатурки и металлической
облицовки.
Тепловая изоляция мест установки термоэлектрических
преобразователей:
1 - основной слой тепловой изоляции трубопровода; 2 -
защитное покрытие;
3 - термоэлектрический преобразователь; 4 - трубопровод
Приложение
3
Справочное
ПРИМЕР РАСЧЕТА ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ ТЕМПЕРАТУРЫ ПАРА
ПРОМПЕРЕГРЕВА
Исходные данные:
Устройство контроля и регистрации ФЩЛ 501:
диапазон измерений от 200 до 600 °С;
градуировка ХК;
основная допускаемая погрешность регистрации 0,5 %;
ширина диаграммной бумаги 250 мм;
скорость продвижения диаграммной бумаги 𝑣 = 20 мм/ч.
Преобразователь термоэлектрический ТХК-9312.
Планиметр типа ППМ.
Интервал усреднения τо = 8 ч.
Среднее годовое значение температуры окружающего воздуха +30
°С.
Среднее годовое значение напряжения питания 228 В.
Количество паропроводов 4.
Площади планиметрируемой части диаграммной бумаги для
четырех измерительных систем соответственно: F1 = 344 см2;
F2 = 340 см2; F3 = 336 см2;
F4 = 338 см2.
1. Определяется масштаб температуры mt,
(°С) по формуле (2) настоящей Методики:
2. Определяется масштаб времени mτ
(ч/см) по формуле (3) настоящей Методики:
3. Результат измерения температуры j-й измерительной
системы tj (°С) определяется по формуле (1) настоящей Методики:
4. Усредненное значение температуры по паропроводам tcp
(°С) определяется по формуле (5) настоящей
Методики:
5. Предел допустимой абсолютной
погрешности термоэлектрических преобразователей для j-й измерительной
системы ΔtТПj (°С) определяется по табл. 22 приложения 2 ГОСТ Р 50431-92 [5], предел
допустимой относительной погрешности δтпj (%) определяется по формуле (9) настоящей Методики:
ΔtТП1 = 0,7 + 0,005·544 = ±3,42 (°С);
|
|
ΔtТП2 = 0,7 + 0,005·540 = ±3,40 (°С);
|
|
ΔtТП3 = 0,7 + 0,005·536 = ±3,38 (°С);
|
|
ΔtТП4 = 0,7 + 0,005·538 = ±3,39 (°С);
|
|
6. Предел допустимой погрешности
удлиняющих проводов для j-й измерительной системы δЛС
(%) определяется согласно ТУ 16К19-04-91 и по формуле (9) настоящей Методики:
ΔЕЛС
= ± 0,20 мВ; ΔtЛС = ± 2,74 °С;
7. Предел допустимой погрешности записи устройства контроля
и регистрации δ3 равен 0,5 %.
8. Погрешность планиметрирования при обработке результатов
измерений на диаграммной бумаге δобр равна 0,8 % [13].
9. Суммарная погрешность измерения j-й измерительной
системы в нормальных условиях δjну
(%) определяется по формуле (8) настоящей
Методики:
10. Составляющие дополнительной погрешности, полученные за
счет отклонения температуры окружающего воздуха и напряжения питания от
нормальных, определяются для ФЩЛ501 по руководству по эксплуатации:
при t
= 30 °С δ𝜁1
= ±0,2;
при U
= 228 В δ𝜁2
= ±0,1.
11. Суммарная дополнительная погрешность j-й
измерительной системы, вызванная изменением внешних влияющих факторов, δ1𝜁 (%) определяется
согласно по формуле (3.20) [11]:
δj𝜁2 = ±0,22;
δj𝜁3
= ±0,22;
δj𝜁4
= ±0,22.
12. Суммарная дополнительная погрешность измерений
температуры в эксплуатационных условиях j-й измерительной системы δjэ (%) определяется по формуле (7) настоящей Методики:
δ2э = ±1,26;
δ3э = ±1,26;
δ4э = ±1,26.
13. Суммарная абсолютная погрешность измерений температуры в
эксплуатационных условиях j-й измерительной системы Δtj, (°С) определяется по формуле (6) настоящей Методики:
Δt2 = ±5,0;
Δt3 = ±5,0;
Δt4 = ±5,0.
14. Доверительные границы погрешности измерений усредненной
температуры Δt1 и Δth
(°С) определяются по формуле (10)
настоящей Методики:
15. Результат измерения температуры пара промперегрева,
согласно п. 5.5 настоящей Методики,
записывается следующим образом:
tcp = 539,5 °С; Δt1
= Δth = 2,5 °С; доверительная вероятность 0,95 или:
значение измеряемой температуры находится в интервале от
537,0 до 542,0 °С с доверительной вероятностью 0,95.
Список использованной литературы
1. ГОСТ
3618-82. Турбины паровые стационарные для привода турбогенераторов. Типы и
основные параметры.
2. ГОСТ 3619-89.
Котлы паровые стационарные. Типы и основные параметры.
3. ГОСТ
8.207-76. ГСИ. Прямые измерения с многократными наблюдениями. Методы
обработки результатов наблюдений. Основные положения.
4. ГОСТ 12.2.091-94. Требования безопасности для показывающих и регистрирующих
электроизмерительных приборов и вспомогательных частей к ним.
5. ГОСТ Р 50431-92. Термопары. Часть I. Номинальные статические
характеристики преобразования.
6. СНиП III.05.07-85. Системы
автоматизации.
7. МИ
1317-86. ГСИ. Результаты и характеристики погрешности измерений. Формы
представления. Способы использования при испытаниях образцов продукции и
контроле их параметров.
8. Правила техники безопасности при
эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей: РД
34.03.201-97, - М.: НЦ ЭНАС, 1997.
9. Правила
техники безопасности при эксплуатации электроустановок. - М.:
Энергоатомиздат, 1987.
10. Правила технической эксплуатации
электрических станций и сетей Российской Федерации: РД
34.20.501-95, - М.: СПО ОРГРЭС, 1996.
11. Методика
определения обобщенных метрологических характеристик измерительных каналов ИИС
и АСУ ТП по метрологическим характеристикам агрегатных средств измерений:
МТ 34-70-038-87. - М.: СПО Союзтехэнерго, 1987.
12. Нормы погрешности измерений
технологических параметров тепловых электростанций и подстанций: РД
34.11.321-96,- М.: Ротапринт ВТИ, 1997.
13. Войнич Е.В., Лебедев А.Т., Новиков В.А.,
Трошин Л.П., Баранов Л.А. Погрешность планиметрирования. - М.: Измерительная
техника, 1982, № 8.
СОДЕРЖАНИЕ
1. Сведения об измеряемом параметре и нормы погрешности
измерений. 2
2. Метод измерений и структура измерительной системы.. 2
3. Условия выполнения измерений. 2
4. Порядок подготовки и выполнения измерений. 3
5. Алгоритм обработки результатов измерений и оценка
характеристик погрешности измерений. 3
6. Требования к квалификации персонала. 5
7. Требования техники безопасности. 6
Приложение 1. Средства
измерений и вспомогательные устройства. 6
Приложение 2. Требования к
тепловой изоляции мест установки термоэлектрических преобразователей. 6
Приложение 3. Пример
расчета погрешности измерений температуры пара промперегрева. 7
Список использованной литературы.. 9
|