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

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

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:

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):

8_Ч =: |/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:

S_JC = i/l,24² + 0,3² = ± 1,27%.

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

8_ну =ij/o,25² + 0.5²    +    0Д² = +0,6*.

8_ЭХ =i|/ 0,6² + 0,3² = to,7%.

3. Расчет при использовании информационноизмерительной системы

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), %. 5_ЭТ= +0,4% (определено при проведении метрологической аттестации управляющей вычислительной системы "Комплекс-Титан 2");

- 14 -

S_u.„.„ = * 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");

8_ЦК9г±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 ^{= h}3P •    (I)

где    р_ст-    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:

р ; Ар от At до Ah - р.

- 7 -

где    Pep    "" Результат измерений давления, МПа (кгс/см²);

An At_fAh - 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

Fm_pm_t

14)

р

где    F    -    площадь    планиметрируемой части диаграммы, см ;

т_д - масштаб давления, Ша/см ( кге/см?^,

I    см    ¹

m_t- 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 t_a

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 ЛР_Сп 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)

A_Pj

цде Sj_K - 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 6_ЯИЛ- основная допустимая погрешность измерений ТШП,%, определяется по 089I9O30T0;

- основная допустимая погрешность измерений измерительного прибора,

8_ЛС - погрешность линии связи, %, принимаем <$_лс=0,1£; h_oSp - 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

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).