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

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 t_j (°С) определяется по формуле

где 200 - начальное значение шкалы;

F - площадь планиметрируемой части диаграммной бумаги, см²;

m_t - масштаб температуры, °С/см;

m_τ - масштаб времени, ч/см;

τ_o - интервал усреднения (1; 8; 24 ч).

Масштаб температуры m_t определяется по формуле

где t_мин и t_макс - начальное и конечное значение шкалы, °С;

С - ширина диаграммной бумаги, мм.

Масштаб времени m_τ определяется по формуле

где 𝑣 - скорость продвижения диаграммной бумаги, мм/ч.

5.2. При использовании ИВК, прошедшего метрологическую аттестацию, t_j (°С) определяется по формуле

где n - число циклов опроса за данный интервал усреднения;

t_i - значение температуры пара промперегрева в i-м цикле опроса, °С.

5.3. Среднее значение температуры пара промперегрева по паропроводам t_cp (°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 Δ_tj (°С) определяется по формуле

где t_N - нормирующее значение температуры - диапазон измерения, °С;

δ_jэ - суммарная относительная погрешность измерений j-й измерительной системы в условиях эксплуатации, %.

Суммарная относительная погрешность измерений j-й измерительной системы в условиях эксплуатации δ_jэ (%) определяется по формуле

где δ_jнy - 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 δ_jнy (%) определяется по формуле

где δ_ТП - предел допустимой погрешности термоэлектрического преобразователя, %;

δ_ЛС - предел допустимой погрешности удлиняющих проводов, %;

δ_З - предел допустимой погрешности записи устройства контроля и регистрации, %;

δ_обр - 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

t_cp, Δt₁; Δt_h; Р,

где t_cp - результат измерения температуры пара промперегрева, °С;

Δt₁ и Δt_h - 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

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 τ_о = 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 m_t, (°С) по формуле (2) настоящей Методики:

2. Определяется масштаб времени m_τ (ч/см) по формуле (3) настоящей Методики:

3. Результат измерения температуры j-й измерительной системы t_j (°С) определяется по формуле (1) настоящей Методики:

4. Усредненное значение температуры по паропроводам t_cp (°С) определяется по формуле (5) настоящей Методики:

5. Предел допустимой абсолютной погрешности термоэлектрических преобразователей для j-й измерительной системы Δt_ТПj (°С) определяется по табл. 22 приложения 2 ГОСТ Р 50431-92 [5], предел допустимой относительной погрешности δ_тпj (%) определяется по формуле (9) настоящей Методики:

6. Предел допустимой погрешности удлиняющих проводов для j-й измерительной системы δ_ЛС (%) определяется согласно ТУ 16К19-04-91 и по формуле (9) настоящей Методики:

ΔЕ_ЛС = ± 0,20 мВ; Δt_ЛС = ± 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 δ_обр равна 0,8 % [13].

9. Суммарная погрешность измерения j-й измерительной системы в нормальных условиях δ_jну (%) 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]:

δ_j𝜁₂ = ±0,22;

δ_j𝜁₃ = ±0,22;

δ_j𝜁₄ = ±0,22.

12. Суммарная дополнительная погрешность измерений температуры в эксплуатационных условиях j-й измерительной системы δ_jэ (%) определяется по формуле (7) настоящей Методики:

δ_2э = ±1,26;

δ_3э = ±1,26;

δ_4э = ±1,26.

13. Суммарная абсолютная погрешность измерений температуры в эксплуатационных условиях j-й измерительной системы Δt_j, (°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 Δt_h (°С) определяются по формуле (10) настоящей Методики:

15. Результат измерения температуры пара промперегрева, согласно п. 5.5 настоящей Методики, записывается следующим образом:

t_cp = 539,5 °С; Δt₁ = Δt_h = 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