Утверждена
Приказом Председателя Комитета по государственному
энергетическому надзору
Министерства энергетики и
минеральных ресурсов
Республики Казахстан
от «24» декабря 2009 года
№ 000
Методика
выполнения измерений давления в паровых и водогрейных котлах, сосудах и трубопроводах технологического оборудования ТЭС, подлежащих контролю и надзору полномочными государственными органами в сфере промышленной безопасности (Министерство по ЧС)
1. Назначение и область применения
1.1. Настоящая Методика выполнения измерений давления в паровых и водогрейных котлах, сосудах и трубопроводах технологического оборудования ТЭС, подлежащих контролю и надзору полномочными государственными органами в сфере промышленной безопасности (Министерство по ЧС), рекомендована для использования на тепловых электростанциях, водогрейных котельных и предприятиях тепловых сетей, при проведении измерений давления в паровых и водогрейных котлах, конденсаторах турбоустановок, сосудах и трубопроводах технологического оборудования.
1.2. Основное назначение измерений - использование измерительной информации для правильного ведения эксплуатационного режима работы оборудования и точное проведение испытаний технологического оборудования на прочность, и плотность [4, 5, 9].
1.3. Методика рекомендует методы и средства измерений, алгоритмы подготовки, проведения измерений и обработки результатов.
1.4. Предназначение методики для предприятий энергетики и электрификации, проектных, наладочных организаций при выполнении измерений давления.
2. Сведения об измеряемом параметре
2.1. Измеряемый параметр - избыточное давление рабочего агента (пара, воды, воздуха, водорода, природного газа и др.) технологического оборудования, подлежащего контролю и надзору полномочными государственными органами в сфере промышленной безопасности (Министерство по ЧС). Поддержка измеряемого параметра при работе энергетического оборудования в рабочем диапазоне нагрузок на номинальном значении для обеспечения заданной точности измерений.
2.2. Распространение применения настоящей МВИ для измерения давления рабочего агента на следующем технологическом оборудовании:
-паровых котлах производительностью свыше 49 т/ч и давлением от 1,4 до 25,0 МПа;
-водогрейных котлах производительностью свыше 420 ГДж/ч и давлением от 1,4 до 4,0 МПа;
-сосудах, находящихся под давлением от 0,07 до 8,0 МПа (подогревателях высокого давления, деаэраторах, паропреобразователях, испарителях, расширителях, регенеративных и сетевых подогревателях, ресиверах, баках и пр.);
-трубопроводах, находящихся под давлением от 0,07 до 40,0 МПа (свежего пара, пара промперегрева, пара на производство, пара на собственные нужды, питательной воды, сетевой воды, газообразного топлива);
-в конденсаторах паровых турбин энергоблоков мощностью от 01.01.01 МВт. Номинальные параметры отработавшего пара: для конденсационных электростанций оптимальное давление в конденсаторе в диапазоне 3,0 ÷ 4,5 кПа (0,03 ÷ 0,045 кгс/см2); для ТЭЦ с оборотной системой водоснабжения оптимальное давление - 10 ÷ 12 кПа (0,1 ÷ 0,12 кгс/см2).
Существующее разделение в зависимости от начала отсчета давления отработавшего пара:
- абсолютное давление пара в конденсаторе, определением давления отработавшего пара относительно абсолютного нуля;
- вакуумметрическое давление пара в конденсаторе, определением давления отработавшего пара относительно атмосферного давления.
2.3. Установление объема измерений на указанном оборудовании в соответствии [9].
2.4. Распространение действия п. 3.2 [11] при наличии требования измерения давления рабочего агента несколькими приборами для проведения этого измерения
2.5. Регламентирование места и формы представления и использования информации в соответствии [9].
2.6. Установка измерительных регистрирующих приборов на блочном щите управления, по месту установка показывающих приборов.
2.7. Установление нормы погрешности измерений для стационарного режима работы энергетического оборудования в соответствии с [7, 12]. Допустимая величина приведенной относительной погрешности для оперативного контроля и расчета технико-экономических показателей в пределах ±1,0%.
2.8. Отсутствие установленных норм погрешности измерений для нестационарного режима работы трубопроводов и оборудования.
2.9. Назначение Настоящей МВИ - получение результата измерений давления с погрешностью, удовлетворяющей норме (п.2.7). Приведение алгоритма оценки погрешности измерений давления отработавшего пара и примеры в Приложении 1.
2.10. Аттестация МВИ с фактической погрешностью и условиями и средствами измерений, имеющимися в наличии на предприятии энергетики, в случае превышения фактически определенной погрешности измерения давления отработавшего пара, установленных значений (п. 2.7) для конкретной системы измерений на электростанции. Установление при этом срока приведения условий и СИ в соответствие с указанными в МВИ.
3. Условия измерений
3.1. Проведение измерения давления рабочего агента технологического оборудования показывающими измерительными приборами, расположенными непосредственно у технологического оборудования, или рассредоточенной измерительной системой, с размещением ее составных элементов в различных внешних условиях.
3.2. Необходимость поддержания температуры окружающего воздуха, влажности, вибрации, внешних электрических и магнитных полей, напряжения питания, запыленности в местах установки СИ, постоянно в пределах значений, указанных в технических описаниях и инструкциях по монтажу и эксплуатации этих СИ.
Температура окружающей среды – основная влияющая величина. Диапазон изменения температуры окружающей среды в таблицах 1 и 2:
3.3. Обеспечение взрывобезопасности в помещениях с установленными контрольно-измерительными приборами для измерения давления, присоединением ПИП к отборному устройству через разделитель (мембранный или жидкостный разделительный сосуд).
Таблица 1 – Диапазон изменения температуры окружающей среды при
измерениях избыточного давления
Элементы измерительной системы | Диапазон изменения температуры окружающей среды, °С |
Манометры прямого действия | 15 ÷ 50 |
Первичные измерительные преобразователи давления | 15 ÷ 40 |
Линии связи | 15 ÷ 50 |
Вторичные измерительные приборы давления | 15 ÷ 30 |
Агрегатные средства измерений ИИС | 15 ÷ 25 |
Таблица 2 – Диапазон изменения температуры окружающей среды при измерениях давления отработавшего пара в конденсаторах паровых турбин
Элемент измерительной системы | Диапазон изменения температуры окружающей среды, °С |
Измерительный преобразователь давления | 5 ÷ 35 |
Линия связи | 5 ÷ 35 |
Вторичный измерительный прибор | 15 ÷ 35 |
Агрегатные средства ИИС | 15 ÷ 35 |
Устройства представления информации ИВК | 15 ÷ 35 |
4. Характеристика погрешности измерений
4.1. Предел относительной погрешности измерений текущего значения избыточного давления рабочего агента при номинальном значении его давления - характеристика погрешности измерений.
4.2. Обеспечение настоящей МВИ измерения избыточного давления рабочего агента во всем диапазоне изменений значений влияющих величин (п. 3.2) со следующими значениями предела относительной погрешности результата измерений (таблица 3):
Таблица 3 – Пределы относительной погрешности измерения давления в
зависимости от систем измерения
Измерительные системы | Предел относительной погрешности измерения избыточного давления рабочего агента технологического оборудования (%) при давлении рабочего агента технологического оборудования, МПа | ||
до 2,5 | 2,5 ÷ 14,0 | св. 14,0 | |
1. С показывающими приборами прямого действия: | |||
техническими манометрами | 2,3 | 2,4 | 2,4 |
манометрами точных измерений | 1,9 | 1,9 | 1,8 |
2. С регистрирующими приборами: | |||
с дифференциально-трансформаторной схемой по показаниям и регистрации | 1,8 | 1,9 | 1,7 |
с токовым сигналом связи: | |||
- по показаниям | 1,1 | 1,2 | 1,1 |
- по регистрации | 1,5 | 1,6 | 1,5 |
3. Информационные системы ИИС по показаниям и регистрации | 1,0 | 1,0 | 1,0 |
4.3. Обеспечение настоящей МВИ измерения избыточного давления рабочего агента технологического оборудования в соответствии с нормами погрешности измерений, установленными правилами [7, 12].
5. Метод измерений и структура измерительной системы
5.1. Осуществление измерения избыточного давления рабочего агента технологического оборудования, подлежащего контролю и надзору полномочными государственными органами в сфере промышленной безопасности (Министерство по ЧС), методом непосредственной оценки с использованием, в основном, показывающих измерительных приборов прямого действия (технических манометров).
5.2. Планирование установки регистрирующего прибора на щите управления или регистрация параметра в ИИС помимо измерения давления показывающими приборами «по месту», как исключение при измерении давления пара в барабане котла, на выходе из котла, давления на выходе водогрейного котла и давления в надводном пространстве деаэратора.
5.3. Приведение систем измерений давления рабочего агента, широко используемых на энергетическом оборудовании, на рисунках 1; 2; 3.
2 | 1 | ||
1 – показывающий прибор; 2 – трубные проводки.
Рисунок 1 – Структура измерительной системы давления рабочего агента с применением показывающих приборов.
2 | 1 | 3 | 1а |
1 – первичный измерительный преобразователь давления;
1а – вторичный измерительный регистрирующий прибор давления;
2 – трубные проводки; 3 – линии связи.
Рисунок 2 – Структура измерительной системы давления рабочего агента с применением регистрирующих средств измерений
1 – первичный измерительный преобразователь давления; 2 – устройство связи с объектом; 3 – центральный процессор; 4 – средство представления информации; 5 – регистрирующее устройство; 6 – трубные проводки; 7 – линии связи.
Рисунок 3 – Структура измерительной системы давления рабочего агента с применением ИИС.
5.4. Представление средств измерений, используемых в системах измерений давления, см. в Приложениях 2 и 3.
5.5. Основа метода измерений давления отработавшего пара в конденсаторах паровых турбин на принципе преобразования измеряемой величины (избыточного давления) в электрическую величину (например, в унифицированный токовый сигнал (0 ÷ 5 мА)). Проведение дальнейших преобразований выходного сигнала первичного ПИП в зависимости от типов агрегатных средств измерений и средств представления информации, входящих в состав измерительного канала давления.
5.5.1. Отличие структурных схем измерительных каналов давления количеством агрегатных средств измерений, принципом передачи сигнала и представления информации.
5.5.2. Рекомендация настоящей МВИ применения в качестве первичных приборов измерительных преобразователей абсолютного давления «Сапфир-22М-ДА».
5.5.3. Применение метода измерения вакуумметрического давления с использованием в качестве ПИП вакуумметров или приборов абсолютного давления с более широким диапазоном измерения в режимах пуска и останова энергооборудования.
5.5.4. Применение в качестве измерительных показывающих и регистрирующих приборов миллиамперметров типа КСУ или других СИ в соответствии с таблицей 4.
Таблица 4 – Характеристики приборов измерения давления
Наименование и тип | Модель | Верхний предел измерений, кПа | Предел допускаемой основной погрешности, % | Завод-изготовитель |
При расчете технико-экономических показателей и ведении технологического режима | ||||
Измерительный преобразователь абсолютного давления «Сапфир-22М-ДА» | 2030 | 6,0 10,0 16,0 | 0,5 | |
Автоматический показывающий и регистрирующий миллиамперметр типа КСУ4 с унифицированными входными сигналами 0 ÷ 5; 0 ÷ 20 и 4 ÷ 20 мА | 002 | 6,0 10,0 16,0 | 0,25 (показания) 0,5 (регистрация) | Завод «Электро-автоматика» (г. Йошкар-Ола) |
При режиме пуска и останова энергооборудования | ||||
Автоматический, взаимозаменяемый с дифференциально-трансформаторной измерительной схемой прибор типа КСД2 с входным сигналом 0 ÷ 10 мГн | 001 | 100 | 0,5 | Львовское ПО «Львовприбор» |
Вакуумметр с дистанционной электрической передачей МЭД | 22364 | Шкала (-1,0) кгс/см2 | 1,0 | |
Измерительный преобразователь абсолютного давления «Сапфир-22М-ДА» | 2040 | 100 | 0,5 |
Примечание: Нижний предел измерений равен нулю.
5.6. Основа метода измерения давления газообразного топлива на принципе преобразования давления в унифицированный выходной сигнал.
5.7. Приведение номенклатуры рекомендуемых средств измерений в Приложениях 2 и 3.
5.8. Допустимо применение других СИ с характеристиками, соответствующими указанным в таблице 4.
6. Операции при подготовке выполнения измерений
6.1. Заключение операций при подготовке выполнения измерений в осуществлении комплекса мероприятий по вводу системы измерений в эксплуатацию, основные из которых:
- поверка СИ;
- проверка правильности монтажа в соответствии с проектной документацией, требованиями Госэнергонадзора РК и заводской документацией на СИ;
- проведение наладочных работ;
- ввод системы измерений в эксплуатацию.
6.2. Основные требования к средствам измерений:
- выбор диапазона измерения манометра из условий нахождения рабочего давления в последней трети его шкалы;
- нанесение на шкале манометра красной черты, соответствующей рабочему давлению с учетом добавочного давления от массы столба жидкости;
- установка перед манометром устройства для продувки импульсной линии, а перед манометром, измеряющим давление пара и смонтированным непосредственно на оборудовании - сифонной трубки;
- размещение манометра для отчетливой видимости его показаний обслуживающему персоналу, расположение шкалы манометра вертикально или под углом не более 30°.
- обеспечение диаметра манометра при расстоянии от наблюдателя до 5 м не менее 160 мм [15 ÷ 19].
6.3. Наличие у средств измерений давления действующего калибровочного клейма или сертификата о калибровке.
6.4. Проведение внешнего осмотра и проверки правильности функционирования всех элементов ИС в соответствии с техническими описаниями и инструкциями по эксплуатации при вводе в эксплуатацию и после ремонта измерительной системы или отдельных ее элементов.
6.5. Соблюдение при организации измерений давления отработавшего пара в конденсаторах паровых турбин следующих требований:
- измерение абсолютного давления в 2 ÷ 4 точках в каждом корпусе конденсатора для получения данных, используемых при расчете ТЭП;
- необходимость и достаточность наличия по одному ПИП давления на конденсатор для измерения давления при ведении технологического режима.
6.6. Подключение преобразователя к одному устройству отбора давления.
6.7. Установка устройства отбора давления отработавшего пара в плоскости, находящейся на расстоянии 0,5 м от стенок переходного патрубка.
6.8. Указание мест расположения точек отбора давления в типовой (нормативной) энергетической характеристике конденсатора и Приложении 4.
6.9. Выполнение при измерениях давления операций, предусмотренных техническими описаниями и инструкциями по эксплуатации СИ, входящих в систему измерения давления.
7. Операции обработки и вычисления результатов измерений
7.1. Введение поправки на высоту столба жидкости над манометром (если поправка существенна) при измерении давления манометрами, установленными ниже или выше отборного устройства. Определение величины значения поправки при проведении наладочных работ с нанесением ее или на стенд установки манометра, или непосредственно на защитное стекло манометра (со знаком «плюс», если манометр расположен выше места отбора, и «минус», если ниже).
7.2. Определение значения давления рст (МПа), обусловленное высотой столба жидкости в соединительной линии, по формуле (1):
, (1)
где: рст – давление столба жидкости, МПа;
h – высота столба жидкости, м;
g – местное ускорение свободного падения, м/с2;
ρ – плотность жидкости в импульсной линии, кг/м3.
7.3. Для определения среднего значения давления отработавшего пара в конденсаторе рj (кПа (кгс/см2)):
7.3.1. Определение среднего значения давления отработавшего пара в конденсаторе рj при применении планиметра для обработки диаграммных лент по формуле (2):
, (2)
где: F – площадь планиметрируемой части диаграммы, см2;
тр – масштаб давления, кПа/см (кгс/см2) / см;
тτ – масштаб времени, ч/см;
τ – интервал усреднения, сут, мес;
7.3.2. Определение среднего значения давления отработавшего пара в конденсаторе рj при применении информационно-вычислительного комплекса для j-й измерительной системы по формуле (3):
, (3)
где: п – число циклов опроса за данный интервал усреднения;
pi – давление пара в i-м цикле опроса, кПа (кгс/см2).
7.3.3. Определение усредненного давления отработавшего пара в конденсаторе паровой турбины рcр по формуле (4):
, (4)
где: k – число каналов измерения;
j = 1, 2, … , k.
7.3.4. Представление результатов измерений давления отработавшего пара в следующей форме (5):
рср, от Δl до Δh , Р, (5)
где: рср – результат измерений давления отработавшего пара, кПа (кгс/см2);
Δl, Δh – соответственно нижняя и верхняя границы, в пределах которых погрешность измерения давления находится с заданной вероятностью (приложение 5);
Р – заданная доверительная вероятность, с нахождением погрешности измерений в пределах нижней и верхней границ, равная 0,95.
7.4. Определение расчетного значения суммарной относительной погрешности измерений давления газообразного топлива по формуле (6):
, (6)
где: δпп – предел основной допустимой погрешности первичного преобразователя, %;
δип – предел основной допустимой погрешности измерительного прибора, %;
δп – погрешность разделителя, %;
δдоп – дополнительная погрешность измерения первичного преобразователя от j-й влияющей величины, %;
δдип– дополнительная погрешность измерения измерительного прибора от j-й влияющей величины, %;
n – количество влияющих величин, %;
δлс – погрешность линии связи, %;
δобр – погрешность обработки диаграммной ленты.
При обработке с помощью полярного планиметра δобр = ±1,1%.
7.4.1. Определение абсолютного значения погрешности измерений давления газообразного топлива по формуле (7):
, (7)
где: Dl, h – нижняя и верхняя границы, с нахождением в этих пределах погрешности измерений с заданной вероятностью;
РN – нормирующее значение давления (верхний предел измерений) [37].
7.4.2. Проведение при определении погрешности измерений давления газообразного топлива экспериментальным методом обработки результатов измерений в соответствии [2].
7.4.3. Примеры расчетного и экспериментального методов определения погрешности см. в приложении 5.
7.4.4. Принятие границ, в пределах которых обеспечено нахождение погрешности измерений с заданной вероятностью, в качестве характеристик погрешности измерений согласно [23].
7.4.5. Удостоверение лицом, проводившим измерения, документов с фиксацией полученных результатов измерений (оперативного журнала, оперативной ведомости и т. п.).
7.4.6. Установление порядка хранения диаграммных лент регистрирующих приборов, оперативных журналов (ведомостей) с записью результатов измерений ПТО или руководителем энергопредприятия.
8. Требования к обеспечению безопасности
Выполнение при монтаже, наладке, эксплуатации и ремонте систем измерений давления требований, изложенных [6, 13, 14, 36].
___________________________________________________________
Приложение 1
к «Методике
выполнения измерений давления
в паровых и водогрейных котлах,
сосудах и трубопроводах
технологического оборудования
ТЭС, подлежащих контролю
и надзору полномочными государственными органами
в сфере промышленной безопасности
(Министерство по ЧС)»
Оценка погрешности измерений давления отработавшего пара
1. Определение расчетного значения суммарной погрешности измерения давления отработавшего пара по формуле (8):
, (8)
где: dпп – предел основной допускаемой приведенной погрешности первичного преобразователя, %;
dип – предел основной допускаемой приведенной погрешности измерительного регистрирующего прибора, %;
dдпп – дополнительная погрешность первичного преобразователя от температуры окружающего воздуха, %;
dдип – дополнительная погрешность измерения измерительного регистрирующего прибора от температуры окружающего воздуха, %;
dлс – погрешность, вносимая линией связи в результат измерений, %;
dобр – погрешность обработки диаграммной ленты, %. При обработке с помощью планиметра dобр = ±1,1 % [37].
Определение расчетного значения суммарной относительной погрешности давления отработавшего пара для системы измерения по формуле (9):
, (9)
где dивк – погрешность информационно-вычислительного комплекса.
2. Определение абсолютного значения погрешности измерения давления по формуле (7).
Применение для расчета формулы (10) при наличии нескольких каналов измерения:
(10)
где: Dl, h – погрешность измерений давления отработавшего пара j-й измерительной системы, кПа (кгс/см2).
3. Примеры расчетного определения погрешности измерения давления отработавшего пара в конденсаторах паровых турбин
3.1. Рассмотрим систему измерений, состоящую из преобразователя абсолютного давления «Сапфир-22М-ДА» с верхним пределом измерений 16 кПа (0,16 кгс/см2); пределом основной допускаемой погрешности ± 0,25 %, эксплуатирующегося при температуре окружающего воздуха +35°С, и вторичного прибора типа КСУ-4 с основной погрешностью записи ±0,5 % и показаний ±0,25 %, напряжение питания 244 В, температура окружающего воздуха в месте установки КСУ-4 +35°С.
3.1.1. При обработке диаграммных лент с помощью полярного планиметра результат измерения давления отработавшего пара получается с погрешностью, рассчитанной по формуле (8) при dпп = ±0,25%, dип = ±0,5%, dлс = ±0,1%, dдпп = ±0,59% (дополнительная погрешность от изменения температуры окружающего воздуха):
dд. КСУ4 = ±0,2% (дополнительная погрешность от изменения температуры окружающего воздуха);
dобр = ± 1,1%;
.
Для двух каналов измерения при k = 2 по формуле (10)
.
3.1.2. Определение погрешности результата измерений при использовании показаний вторичного прибора:
.
3.2. Для системы измерений давления отработавшего пара, состоящей из первичного измерительного преобразователя (ПИП) и измерительно-вычислительного комплекса (ИВК) (погрешность ИВК, определенная при метрологической аттестации, составляет ±0,3 %):
в нормальных условиях эксплуатации:
,
при k = 2 dΣ = ±0,3 %;
в условиях эксплуатации преобразователя «Сапфир-22М-ДА» при температуре окружающего воздуха, равной +28°С dдпп=±0,29 % (дополнительная погрешность от влияния температуры окружающего воздуха);
,
при k = 2 dΣ = ±0,35 %, (мгновенное значение давления при частоте опроса не более 15 с).
Приложение 2
к «Методике
выполнения измерений давления
в паровых и водогрейных котлах,
сосудах и трубопроводах
технологического оборудования
ТЭС, подлежащих контролю
и надзору полномочными государственными органами
в сфере промышленной безопасности
(Министерство по ЧС)»
Средства измерений, применяемые в системах измерений давления рабочего агента паровых и водогрейных котлов, сосудов и трубопроводов технологического оборудования ТЭС, подлежащих контролю и надзору полномочными государственными органами в сфере промышленной безопасности (Министерство по ЧС)
Системы и средства измерений | Основная допускаемая приведенная погрешность СИ, ± % | Завод-изготовитель |
1 Измерительные системы с показывающими приборами прямого действия: | ||
манометр технический МП4-У | 1,5 | «Манотомь», г. Томск |
манометр точных измерений МТИ | 1,0 | «Манометр», г. Москва |
2 Измерительные системы с регистрирующими приборами: | ||
преобразователь измерительный избыточного давления МЭД | 1,0 | «Манометр», г. Москва |
прибор автоматический с дифференциально-трансформаторной схемой КСД-2: | «Львов прибор», г. Львов | |
- по показаниям | 1,0 | |
- по регистрации | 1,0 | |
преобразователь измерительный избыточного давления «Сапфир-22М-ДИ» | 0,5 | «Манометр», г. Москва |
автоматический потенциометр КСУ2: | «Львовприбор», г. Львов | |
- по показаниям | 0,5 | |
- по регистрации | 1,0 | |
3 Измерительные информационные системы ИИС: | ||
измерительный преобразователь избыточного давления «Сапфир-22МИ-ДИ» | 0,5 | «Манометр», г. Москва |
Системы и средства измерений | Основная допускаемая приведенная погрешность СИ, ± % | Завод-изготовитель |
агрегатные средства измерений ИИС: | ||
- по показаниям | 0,3 | |
- по регистрации | 0,3 | – |
Примечание: Возможно применение других средств измерений с основными допускаемыми приведенными погрешностями, не превышающими указанных.
Приложение 3
к «Методике
выполнения измерений давления
в паровых и водогрейных котлах,
сосудах и трубопроводах
технологического оборудования
ТЭС, подлежащих контролю
и надзору полномочными государственными органами
в сфере промышленной безопасности
(Министерство по ЧС)»
Средства измерений давления газообразного топлива
Наименование, марка | Модель | Верхний предел измерений | Предел допустимой основной погрешности | Завод изготовитель | |
кПа | МПа (кгс/см2) | ||||
Преобразователь избыточного давления Сапфир МДИ | 2140 | 250 | 0,25; 0,5 | ||
То же | 2150 | 0,25; 0,5 | То же | ||
То же | 2151 | 0,25; 0,5 | –– | ||
Датчик давления МТ-100Р (с мембранным разделителем) | 12230 | 1,6 | 0,25; 0,5; 1,0 (с разделителем) | То же | |
То же | 12232 | 1,6 | 0,25; 0,5; 1,0 | -»- | |
Манометр МЭД | 2364 | (16) | 1,0; 1,5 | ||
Датчик давления МТ-100Р | 11028 | 0,25 | 0,25; 0,5; 1,0 | То же | |
То же | 12228 | 0,25 | 0,25; 0,5; 1,0 | –– | |
Разделители мембранные РМ | 5319 | 0,025÷2,5 (0,25÷25)* | ±1 | –– | |
То же | 5320 | 0,025÷2,5 (0,25÷25)* | ±1 | –– | |
Автоматический показывающий и регистрирующий миллиамперметр КСУ-4 с унифицированным входным сигналом 0÷5 мА 0÷20 мА 4÷20 мА | 002 | 0,25 (показная); 0,5 (регистрация) | Завод «Электроавтоматика» (г. Йошкар-Ола) | ||
Автоматический взаимозаменяемый с дифференциально-трансформаторной измерительной схемой прибор КСД-2 с входным сигналом 0÷10 МГн | 001 | 1,0(показания и регистрация) | Львовское ПО «Львов-прибор» | ||
Прибор регистрирующий одно - и многоканальный РП-160 с входным сигналом 0÷10 МГн | От 30 до 37 | 0,5 (показания); 1,0 (регистрация) | То же |
Примечания: 1. Манометры МЭД в настоящее время промышленностью не выпускаются, но на многих энергопредприятиях они используются. В приложении они приведены для возможности определения погрешности измерения давления на энергооборудовании, находящемся в эксплуатации.
2. Допустимо применение СИ других типов, предел допустимой основной погрешности которых не выше погрешности СИ, указанных в данном приложении.
___________________
* Верхний предел измерений измерительных устройств, комплектуемых разделителями.
Приложение 4
к «Методике
выполнения измерений давления
в паровых и водогрейных котлах,
сосудах и трубопроводах
технологического оборудования
ТЭС, подлежащих контролю
и надзору полномочными государственными органами
в сфере промышленной безопасности
(Министерство по ЧС)»
Схемы расположения и конструкции устройств для измерения абсолютного давления в конденсаторах турбин
Указание мест расположения точек отбора давления конденсационных установок турбин мощностью от 5 до 300 МВт на
рисунке 4.
а – 50-КЦС-3 ЛМЗ, 50-КЦС-5 ЛМЗ; б – 100-КЦС-2 ЛМЗ, 100-КЦС-4 ЛМЗ, К ХТГЗ; в – 200-КЦС-2(3) ЛМЗ; г – К-12250 ХТГЗ, 300-КЦС-1 ЛМЗ, 300-КЦС-3 ЛМЗ, К ХТГЗ
Рисунок 4 – Количество и места расположения точек измерения абсолютного давления в конденсаторах.
Применение трубки Нифера (рисунок 5) или плоскопараллельных пластин (рисунок 6) в качестве устройств отбора давления отработавшего пара (зондов) рекомендуется с выполнением следующих мероприятий:
- выполнение отверстий в стенках цилиндра трубки Нифера диаметром 3 мм во избежание засорения продуктами коррозии и расположение их в шахматном порядке с шагом по длине 10 мм;
- заполнение полости цилиндра керамическими элементами (шариками, кольцами и др.) или свернутой в несколько слоев латунной сеткой;
1 – цилиндр с отверстиями; 2 – цельнотянутая труба Dy = 16 мм из стали 20; 3 – фланец под приварку или под разъемное соединение; 4 – фланец.
Рисунок 5 – Устройство для измерения абсолютного давления в конденсаторах турбин (трубка Нифера).
-объединение трубок Нифера, (рисунок 7), при измерении абсолютного давления в конденсаторах большой мощности.
-выбор количества располагаемых в переходном патрубке трубок Нифера из соотношения: одна трубка Нифера на 5 - 6 м2 площади сечения переходного патрубка [22].
-соблюдение следующих правил при организации измерения давления отработавшего пара в конденсаторах:
-прокладка соединительных линий от места отбора давления к ПИП давления по кратчайшему расстоянию, чтобы длина линий была не более 50 м;
-применение размера внутреннего диаметра соединительных линий не менее 10 мм;
-устройство соединительных линий с односторонним уклоном (не менее 1:10) от места отбора давления вверх к ПИП давления;
- соответствие конструкции и размеров элементов соединительных линий требованиям, выполнение всех стыков соединительных линий от места отбора давления отработавшего пара к ПИП давления только сварными соединениями;
- проверка соединительных линий на герметичность;
- ограничение использования запорной аппаратуры на соединительных линиях во избежание присосов воздуха.
а – устройство в сборе; б – плоскопараллельные пластины; в – приварной штуцер; г – накидная гайка; 1 – плоскопараллельные пластины; 2 – приварной штуцер; 3 – прокладка (d = 2 мм); 4 – накидная гайка М20´1,5; 5 – импульсная трубка.
Рисунок 6 – Устройство для измерения абсолютного давления в конденсаторах турбин (плоскопараллельные пластины).
1 – первый конденсатор; 2 – второй конденсатор; 3 – промежуточная водяная камера; 4 – трубка Нифера; 5 – центральный станок;
6 – соединительные линии отбора усредненного абсолютного давления пара.
Рисунок 7 – Схема расположения устройств для измерения давления отработавшего пара в переходных патрубках турбоагрегатов большой мощности.
Приложение 5
к «Методике
выполнения измерений давления
в паровых и водогрейных котлах,
сосудах и трубопроводах
технологического оборудования
ТЭС, подлежащих контролю
и надзору полномочными государственными органами
в сфере промышленной безопасности
(Министерство по ЧС)»
Примеры
определения погрешности измерений давления газообразного топлива
1. Примеры расчетного определения погрешности измерений давления газообразного топлива
1.1. Для системы измерений, состоящей из манометра МЭД с верхним пределом измерений 16 кгс/см2 класса точности 1,5, разделителя мембранного типа, вторичного прибора КСД-2 класса точности 1,0, эксплуатируемого при температуре окружающего воздуха 22°С, погрешность, рассчитанная по формуле (6), составляет dS=2,3 % при:
dпп = 1,5 %, | dип = 1,0 %, | dдип = 0 | dобр = 1,1 % |
dдоп = 0, | dАС = 0, | dр = 1,0 %, |
При обеспечении необходимой протяженности линии связи и соответствия между первичным и вторичным приборами инструкции по эксплуатации, дополнительной погрешности, вызванной изменением температуры окружающего воздуха, не возникает
.
Абсолютное значение погрешности, рассчитанное по формуле (7), составляет ± 0,4 кгс/см2.
1.2. Для системы измерений, состоящей из преобразователя избыточного давления Сапфир-22М-ДИ с пределом основной допустимой погрешности 0,5, жидкостного разделительного сосуда, погрешность которого принимается равной 0, ИВК, погрешность которого 0,3 %, погрешность, рассчитанная по формуле (6), составляет dS = 0,58 % при dпп = 1,5%, dивк = 0,3 %,
.
2. Примеры экспериментального определения погрешности измерений давления газообразного топлива
2.1. При проведении метрологической аттестации измерительных каналов информационно-измерительной системы (ИИС) на базе системы контроля параметров блока № 4 Костромской ГРЭС было установлено, что погрешность измерения давления газообразного топлива при использовании в качестве ПИП преобразователя избыточного давления «Сапфир-22ДИ» составляет ±0,6 %.
2.2. При проведении метрологической аттестации измерительного комплекса (ИК) ИИС на базе терминала вычислительного связи с объектом блока № 4 Костромской ГРЭС было установлено, что погрешность измерения давления газообразного топлива при использовании в качестве ПИП преобразователя избыточного давления «Сапфир-22ДИ» составляет ±1,0%.
Для обеспечения требуемой погрешности измерений давления газообразного топлива применяется в качестве ПИП преобразователь избыточного давления «Сапфир-22М-ДИ», к которому присоединяется разделительный сосуд или датчик давления МТ-100Р с мембранным разделителем. Сигналы от ПИП поступают на информационно-вычислительный комплекс [27].
Приложение 6
к «Методике
выполнения измерений давления
в паровых и водогрейных котлах,
сосудах и трубопроводах
технологического оборудования
ТЭС, подлежащих контролю
и надзору полномочными государственными органами
в сфере промышленной безопасности
(Министерство по ЧС)»
Принятые сокращения
ИВК | Информационно-вычислительный комплекс |
ИИС | Иформационно-измерительная система |
ИС | Измерительная система |
МВИ | Методика выполнения измерений |
ПИП | Первичный измерительный преобразователь |
ПТО | Производственно-технический отдел |
СИ | Средства измерения |
ТЭП | Технико-экономические показатели |
ТЭС | Тепловые электрические станции |
ТЭЦ | Тепловые электроцентрали |
[1,2,3,4,…] | Порядковые номера использованной литературы |
____________________________________________________________________
Список использованной литературы
1. СТ РК 2.18-2003 ГСИ РК. Методики выполнения измерений. Порядок разработки, метрологической аттестации, регистрации и применения.
2. ГОСТ 8.207-76. ГСИ. Прямые измерения с многократными наблюдениями. Методы обработки результатов наблюдений. Основные положения.
3. ГОСТ 2405-88. Манометры, вакуумметры, мановакуумметры, напоромеры, тягомеры и тягонапоромеры. Общие технические условия. ПБ .
4. Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов, утвержденные Госкомитетом по надзору за безопасным ведением работ в промышленности и горному надзору Республики Казахстан от 01.01.2001г.
5. Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды (утверждены Государственным комитетом по надзору за безопасным ведением работ в промышленности и горному надзору Республики Казахстан 21 апреля 1994 года).
6. ОСТ 153-39. Техническая эксплуатация газораспределительных систем. Основные положения. Газораспределительные сети и газовое оборудование зданий. Резервуарные и баллонные установки.
7. МИ 1317-86. ГСИ. Результаты и характеристики погрешности измерений. Формы представления. Способы использования при испытаниях образцов продукции и контроле их параметров.
8. МИ 2377-96. ГСИ. Рекомендация. Разработка и аттестация методик выполнения измерений.
9. РД 34.35.101-88. Методические указания по объему технологических измерений, сигнализации и автоматического регулирования на тепловых электростанциях.– М.: СПО Союзтехэнерго, 1988.
10. РД 34.11.332-97. Методические указания. Разработка и аттестация методик выполнения измерений, используемых на энергопредприятиях в сферах распространения государственного метрологического контроля и надзора. Организация и порядок проведения. – М.: СПО ОРГРЭС, 1999.
11. РД 34.11.410-95. Методические указания по установлению номенклатуры эксплуатируемых на энергопредприятиях электроэнергетики средств измерений, подлежащих поверке. – М.: СПО ОРГРЭС, 1997.
12. РД 34.11.321-96. Нормы погрешности измерений технологических параметров тепловых электростанций и подстанций. – М.: Рот. ВТИ, 1997.
13. РД 34 РК.03.201-04. Правила техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей Республики Казахстан. – Астана, 2004.
14. РД 34 РК.03.202-04. Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок Республики Казахстан. – Алматы, 2004.
15. Преобразователи давления (манометры, вакуумметры и мановакуумметры) типа МЭД, взаимозаменяемые. Техническое описание и инструкция по эксплуатации 3.9026.142 ТО.
16. Приборы дифференциально-трансформаторные автоматические взаимозаменяемые типа КСД2. Техническое описание и инструкция по эксплуатации ТО-1054.
17. Приборы автоматические следящего уравновешивания КСМ2, КСМ2И, КСП2, КСП2И, КСУ2. Техническое описание и инструкция по эксплуатации ТО-994».
18. Преобразователь измерительный «Сапфир-22». Техническое описание и инструкция по эксплуатации ТО.
19. Манометры, вакуумметры и мановакуумметры для точных измерений типов МТИ и ВТИ. Паспорт 3.9060.612 ПС.
20. РД 153-34.0-11.340-00 Методика выполнения измерений давления в паровых и водогрейных котлах, сосудах и трубопроводах технологического оборудования ТЭС, подлежащих контролю и надзору органов Госгортехнадзора России.
21. РД 153-34.0-11.338-97 Методика выполнения измерений давления производственных вод на ТЭС.
22. РД 153-34.1-11.304-98 Методика выполнения измерений давления отработавшего пара в конденсаторах паровых турбин.
23. Государственная система обеспечения единства измерений. Результаты и характеристики погрешности измерений. Формы представления. Способы использования при испытаниях образцов продукции и контроле их параметров: МИ 1317-86» (М.: Издательство стандартов, 1986).
24. РД 153-34.1-11. Методика выполнения измерений давления свежего пара за котлом и перед стопорными клапанами турбины на тепловых электростанциях.
25. РД 34 РК. 20.501-02 «Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Республики Казахстан»
26. СНиП РК 4. «Котельные установки» (с изменениями от 01.01.2001 г.).
27. РД 34.11.336-96 (СО 34.11.336-96) Методика выполнения измерений давления газообразного топлива, поставляемого на ТЭС.
28. ГОСТ 3618-82. Турбины паровые стационарные для привода турбогенераторов. Типы и основные параметры.
29. ГОСТ 3619-89 (СТ СЭВ 3034-81). Котлы паровые стационарные. Типы и основные параметры.
30. Методические указания. Разработка и аттестация методик выполнения измерений, используемых на энергопредприятиях для контроля технологических параметров, не подлежащих государственному метрологическому надзору. Организация и порядок проведения: РД 34.11.303-97. - М.: СПО ОРГРЭС, 1999.
31. Методические указания по объему технологических измерений, сигнализации и автоматического регулирования на тепловых электростанциях: РД 34.35.101-88. - М.: СПО Союзтехэнерго, 1988.
32. Нормы погрешности измерений технологических параметров тепловых электростанций и подстанций: РД 34.11.321-96. - М.: Ротапринт ВТИ, 1997.
33. 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.
34. МИ 2377-96. Рекомендация. ГСИ. Разработка и аттестация методик выполнения измерений.
35. РД . Правила измерения расхода газов и жидкостей стандартными сужающими устройствами.
36. ГОСТ 12.1.019-79 (ССБТ). Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защит.
37. , , Баранов планиметрирования. - Измерительная техника, 1982, №12.
Содержание
1. | Назначение и область применения | 1 |
2. | Сведения об измеряемом параметре | 1 |
3. | Условия измерений | 3 |
4. | Характеристики погрешности измерений | 4 |
5. | Метод измерений и структура измерительной системы | 4 |
6. | Операции при подготовке выполнения измерений | 7 |
7. | Операции обработки и вычисления результатов измерений | 8 |
8. | Требования к обеспечению безопасности | 11 |
9. | Приложение 1. Оценка погрешности измерений давления отработавшего пара | 12 |
Приложение 2. Средства измерений, применяемые в системах измерений давления рабочего агента паровых и водогрейных котлов, сосудов и трубопроводов технологического оборудования ТЭС, подлежащих контролю и надзору органов Министерства по ЧС РК | 15 | |
Приложение 3. Средства измерения давления газообразного топлива | 16 | |
Приложение 4. Схемы расположения и конструкции устройств для измерения абсолютного давления в конденсаторах турбин | 18 | |
Приложение 5. Примеры определения погрешностей измерения давления газообразного топлива | 22 | |
Приложение 6. Принятые сокращения | 24 | |
Список использованной литературы | 25 |
