Методика выполнения измерений давления в паровых и

1
Утверждена приказом
Председателя Комитета по государственному энергетическому надзору
Министерства энергетики и минеральных ресурсов
Республики Казахстан от
«24»декабря 2009 года
№120-П
Методика выполнения измерений давления в паровых и водогрейных котлах, сосудах и трубопроводах технологического оборудования ТЭС, подлежащих контролю и надзору органов Министерства по ЧС
1. Назначение и область применения
1.1. Настоящая Методика выполнения измерений (МВИ) предназначена
для использования при организации и проведении измерений давления с заданной погрешностью в паровых и водогрейных котлах, конденсаторах турбоустановок, сосудах и трубопроводах технологического оборудования, подлежащих
контролю и надзору органов Министерства по ЧС РК, на тепловых электростанциях, водогрейных котельных и предприятиях тепловых сетей.
1.2. Измерительная информация используется для правильного ведения
эксплуатационного режима работы оборудования и при проведении испытаний
технологического оборудования на прочность и плотность [4, 5, 9].
1.3. Настоящая Методика разработана в соответствии с [1, 30, 34].
1.4. Методика устанавливает требования к методам и средствам измерений, алгоритмы подготовки, проведения измерений и обработки результатов.
1.5. Методика предназначена для персонала проектных, наладочных и
эксплуатирующих оборудование предприятий тепло-электроэнергетической
отрасли для использования при организации и выполнении измерений давления.
2. Нормативные документы
При составлении РД использовалась информация из следующих нормативных документов:
1. ГОСТ Р 8.563-96. ГСИ. Методики выполнения измерений.
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 10-574-03.
4. Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов (взамен Правил 1993г., РД 10-304-99).
5. Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и
2
горячей воды (утверждены Государственным комитетом по надзору за безопасным ведением работ в промышленности и горному надзору Республики Казахстан 21 апреля 1994 года).
6. 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).
7. РД 34 РК. 20.501-02 «Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Республики Казахстан».
8. СНиП РК 4.02-08-2003 «Котельные установки» (с изменениями от
18.05.2009 г.).
9. РД 34 РК.03.201-04. Правила техники безопасности при эксплуатации
тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей Республики Казахстан. – Астана, 2004.
10. РД 34 РК.03.202-04. Правила техники безопасности при эксплуатации
электроустановок.– Республики Казахстан. – Алматы, 2004.
3. Сведения об измеряемом параметре
3.1. Измеряемым параметром является избыточное давление рабочего
агента (пара, воды, воздуха, водорода, природного газа и др.) технологического
оборудования, подлежащего контролю и надзору органов Министерства по ЧС
РК. Измеряемый параметр при работе энергетического оборудования в рабочем
диапазоне нагрузок поддерживается на номинальном значении.
3.2. Настоящая МВИ распространяется на измерение давления рабочего
агента на следующем технологическом оборудовании:
3.2.1. Паровых котлах производительностью свыше 49 т/ч и давлением от
1,4 до 25,0 МПа;
3.2.2. Водогрейных котлах производительностью свыше 420 ГДж/ч и давлением от 1,4 до 4,0 МПа;
3.2.3. Сосудах, находящихся под давлением от 0,07 до 8,0 МПа (ПВД, деаэраторах, паропреобразователях, испарителях, расширителях, регенеративных
и сетевых подогревателях, ресиверах, баках);
3.2.4. 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);
3.2.5. В конденсаторах паровых турбин энергоблоков мощностью от 50 до
1200 МВт. Номинальные параметры отработавшего пара: для конденсационных
электростанций оптимальное давление в конденсаторе составляет 3,0 ÷ 4,5 кПа
(0,03 ÷ 0,045 кгс/см2); для ТЭЦ с оборотной системой водоснабжения оптимальное давление составляет 10 ÷ 12 кПа (0,1 ÷ 0,12 кгс/см2).
В зависимости от начала отсчета давления отработавшего пара различают:
- абсолютное давление пара в конденсаторе, когда давление
отработавшего пара определяется относительно абсолютного нуля;
- вакуумметрическое давление пара в конденсаторе, когда давление опре-
3
деляется относительно атмосферного давления.
3.3. Объем измерений на указанном оборудовании устанавливается [9].
При наличии в [11] требования измерения давления рабочего агента несколькими приборами на это измерение распространяется действие п. 3.2 [11]
3.4. Место и форма представления и использования информации определяются согласно [9].
Измерительные регистрирующие приборы устанавливаются на блочном
щите управления (БЩУ), по месту устанавливаются показывающие приборы.
3.5. Нормы погрешности измерений для стационарного режима работы
энергетического оборудования установлены в [7, 12]. Приведенная
относительная погрешность для оперативного контроля и расчета техникоэкономических показателей (ТЭП) составляет ±1,0%.
3.6. Для нестационарного режима работы нормы погрешности измерений
не устанавливаются.
3.7. Настоящая Методика предназначена для получения результата
измерений давления с погрешностью, удовлетворяющей норме (п. 3.5).
Алгоритм оценки погрешности измерений давления отработавшего пара и
примеры приведены в Приложении А.
3.8. Если погрешность измерения давления отработавшего пара,
определенная для конкретной системы измерений на электростанции, больше
установленного значения, (п. 3.5), то МВИ аттестуется с этой погрешностью и
теми условиями и средствами измерений (СИ), которые имеют место на
энергопредприятии. При этом устанавливается срок приведения условий и СИ в
соответствие с указанными в МВИ.
4. Условия измерений
4.1. Измерения давления рабочего агента технологического оборудования
производятся показывающими измерительными приборами, расположенными
непосредственно у технологического оборудования, или рассредоточенной измерительной системой, составные элементы которой находятся в различных
внешних условиях.
4.2. Необходимо, чтобы температура окружающего воздуха, влажность,
вибрация, внешние электрические и магнитные поля, напряжение питания, запыленность в местах установки СИ не превышали значений, указанных в технических описаниях и инструкциях по монтажу и эксплуатации этих СИ. [3]
Влияющей величиной является температура окружающей среды. Диапазон изменения температуры окружающей среды указан в таблицах 1 и 2:
Таблица 1 – Диапазон изменения температуры окружающей среды при
измерениях избыточного давления
Элементы измерительной системы
Манометры прямого действия
Диапазон изменения температуры окружающей среды, °С
15 ÷ 50
4
Продолжение таблицы 1 – Диапазон изменения температуры
окружающей среды при измерениях
избыточного давления
Элементы измерительной системы
Первичные измерительные преобразователи давления
Линии связи
Вторичные измерительные приборы давления
Агрегатные средства измерений ИИС
Диапазон изменения температуры окружающей среды, °С
15 ÷ 40
15 ÷ 50
15 ÷ 30
15 ÷ 25
Таблица 2 – Диапазон изменения температуры окружающей среды при
измерениях давления отработавшего пара в конденсаторах
паровых турбин
Элемент измерительной системы
Измерительный преобразователь давления
Линия связи
Вторичный измерительный прибор
Агрегатные средства ИИС
Устройства представления информации ИВК
Диапазон изменения
температуры окружающей
среды, °С
5 ÷ 35
5 ÷ 35
15 ÷ 35
15 ÷ 35
15 ÷ 35
4.3. Взрывобезопасность в помещениях, где установлены контрольноизмерительные приборы для измерения давления, обеспечивается присоединением ПИП к отборному устройству через разделитель (мембранный или жидкостный разделительный сосуд).
5. Характеристика погрешности измерений
5.1. Характеристикой погрешности измерений является предел относительной погрешности измерений текущего значения избыточного давления рабочего агента при номинальном значении его давления.
5.2. Настоящая Методика обеспечивает измерения избыточного давления
рабочего агента во всем диапазоне изменений значений влияющих величин
(п.3) со следующими значениями предела относительной погрешности результата измерений (таблица 3):
По данной МВИ обеспечивается измерение избыточного давления рабочего агента технологического оборудования в соответствии с нормами погрешности измерений, установленными правилами [7, 12].
5
Таблица 3 – Пределы относительной погрешности измерения давления в
зависимости от систем измерения.
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
Измерительные системы
1 С показывающими приборами прямого
действия:
техническими манометрами
манометрами точных измерений
2 С регистрирующими приборами:
с дифференциально-трансформаторной
схемой по показаниям и регистрации
с токовым сигналом связи:
- по показаниям
- по регистрации
3 Информационные системы ИИС по показаниям и регистрации
2,3
1,9
2,4
1,9
2,4
1,8
1,8
1,9
1,7
1,1
1,5
1,0
1,2
1,6
1,0
1,1
1,5
1,0
6. Метод измерений и структура измерительной системы
6.1. Измерения избыточного давления рабочего агента технологического
оборудования, подлежащего контролю и надзору органов Министерства по ЧС
РК, осуществляется методом непосредственной оценки с использованием, как
правило, показывающих измерительных приборов прямого действия (технических манометров).
6.2.Исключением является измерение давления пара в барабане котла, на
выходе из котла, давления на выходе водогрейного котла и давления в надводном пространстве деаэратора, где помимо измерения давления показывающими
приборами «по месту» предусматривается установка регистрирующего прибора
на щите управления или регистрация параметра в ИИС. [31]
6.3. Системы измерений давления рабочего агента, широко используемые
на энергетическом оборудовании, приведены 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.
6
2
3
1а
1
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
6
7
1
7
2
7
3
4
7
5
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.
6.4. Средства измерений, используемые в системах измерений давления,
приведены в Приложениях Б и В.
6.5. Метод измерений давления отработавшего пара в конденсаторах паровых турбин основан на принципе преобразования измеряемой величины (избыточного давления) в электрическую величину (например, в унифицированный токовый сигнал (0 ÷ 5 мА). Дальнейшие преобразования выходного сигнала
первичного ПИП производятся в зависимости от типов агрегатных средств измерений и средств представления информации, входящих в состав измерительного канала давления.
6.5.1. Структурные схемы измерительных каналов давления отличаются
количеством агрегатных средств измерений, принципом передачи сигнала и
представления информации.
6.5.2. Настоящая Методика предусматривает применение в качестве первичных приборов измерительных преобразователей абсолютного давления
«Сапфир-22М-ДА».
7
6.5.3. В режиме пуска и останова энергооборудования применяется метод
измерения вакуумметрического давления с использованием в качестве ПИП вакуумметров или приборов абсолютного давления с более широким диапазоном
измерения.
6.5.4. В качестве измерительных показывающих и регистрирующих приборов применяются миллиамперметры типа КСУ или другие СИ в соответствии
с таблицей 4.
Таблица 4 – Характеристики приборов измерения давления
Предел
Верхний
допускаемой
предел
ЗаводНаименование и тип
Модель
основной
измерений,
изготовитель
погрешности,
кПа
%
При расчете технико-экономических показателей и ведении технологического режима
Измерительный
преобразователь 2030
6,0
0,5
ЗАО
абсолютного давления «Сапфир-22М10,0
«Манометр»
ДА»
16,0
Автоматический показывающий и
002
6,0
0,25
Завод
регистрирующий миллиамперметр типа
10,0
(показания)
«ЭлектроКСУ4 с унифицированными входными
16,0
0,5
автоматика»
сигналами 0 ÷ 5; 0 ÷ 20 и 4 ÷ 20 мА
(регистрация) (г. ЙошкарОла)
При режиме пуска и останова энергооборудования
Автоматический, взаимозаменяемый с
001
100
0,5
Львовское
дифференциально-трансформаторной
ПО
измерительной схемой прибор типа
«Львовприбо
КСД2 с входным сигналом 0 ÷ 10 мГн
р»
Вакуумметр
с
дистанционной 22364
Шкала
1,0
ЗАО
электрической передачей МЭД
(-1,0)
«Манометр»
кгс/см2
Измерительный
преобразователь 2040
100
0,5
ЗАО
абсолютного давления «Сапфир-22М«Манометр»
ДА»
Примечание: Нижний предел измерений равен нулю.
6.6. Метод измерения давления газообразного топлива основан на принципе преобразования давления в унифицированный выходной сигнал.
6.7. Номенклатура рекомендуемых средств измерений приведена в Приложениях Б и В.
6.8. Допускается применение других СИ с характеристиками, соответствующими указанным в таблице 4.
7. Операции при подготовке выполнения измерений
7.1. Операции при подготовке выполнения измерений заключаются в
осуществлении комплекса мероприятий по вводу системы измерений в эксплуатацию, основными из которых являются
- поверка СИ;
8
- проверка правильности монтажа в соответствии с проектной документацией, требованиями Госэнергонадзора РК и заводской документацией на СИ;
- проведение наладочных работ;
- ввод системы измерений в эксплуатацию.
7.2. Основные требования к средствам измерений следующие:
- диапазон измерения манометра выбирается из условий, что рабочее давление находится в последней трети его шкалы;
- на шкале манометра наносится красная черта, соответствующая рабочему давлению с учетом добавочного давления от массы столба жидкости;
- перед манометром устанавливается устройство для продувки импульсной линии, а перед манометром, измеряющим давление пара и смонтированным непосредственно на оборудовании устанавливается сифонная трубка;
- манометр монтируется так, чтобы его показания были отчетливо видны
обслуживающему персоналу, при этом шкала манометра располагалась вертикально или под углом не более 30°.
- необходимо, чтобы диаметр манометра при расстоянии от наблюдателя
до 5 м составлял не менее 160 мм. [15 ÷ 19]
7.3. Необходимо, чтобы средства измерений давления имели
действующее калибровочное клеймо или сертификат о калибровке.
7.4. При вводе в эксплуатацию и после ремонта измерительной системы
или отдельных ее элементов производится внешний осмотр и проверяется
правильность функционирования всех элементов ИС в соответствии с
техническими описаниями и инструкциями по эксплуатации.
7.5. При организации измерений давления отработавшего пара в
конденсаторах паровых турбин соблюдаются следующие требования:
- для получения данных, используемых при расчете ТЭП, в каждом
корпусе конденсатора измеряется абсолютное давление в 2 ÷ 4 точках;
- для измерения давления при ведении технологического режима
необходимо и достаточно по одному ПИП давления на конденсатор.
7.6. Преобразователь подключается к одному устройству отбора
давления.
7.7. Устройство отбора давления отработавшего пара устанавливается в
плоскости, находящейся на расстоянии 0,5 м от стенок переходного патрубка.
7.8. Места расположения точек отбора давления указаны в типовой
(нормативной) энергетической характеристике конденсатора и Приложении Г.
7.9. При выполнении измерений давления выполняются операции,
предусмотренные техническими описаниями и инструкциями по эксплуатации
СИ, входящих в систему измерения давления.
8. Операции обработки и вычисления результатов измерений
8.1. При измерении давления манометрами, установленными ниже или
выше отборного устройства вводится поправка на высоту столба жидкости над
манометром (если поправка существенна). Значение поправки определяется
при проведении наладочных работ и наносится или на стенд установки
манометра, или непосредственно на защитное стекло манометра (со знаком
9
«плюс», если манометр расположен выше места отбора, и «минус», если ниже).
8.2. Значение давления рст (МПа), обусловленное высотой столба
жидкости в соединительной линии, определяется по формуле
6
pст  h  g    10 ,
(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.
8.3. Для определения среднего значения давления отработавшего пара в
конденсаторе рj (кПа (кгс/см2)):
8.3.1. При применении планиметра для обработки диаграммных лент по
формуле
pj 
F  m p  m

,
(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;
8.3.2. При применении информационно-вычислительного комплекса для
j-й измерительной системы по формуле
pj 
1k
 pi ,
n i1
(3)
где: п – число циклов опроса за данный интервал усреднения;
pi – давление пара в i-м цикле опроса, кПа (кгс/см2).
8.3.3. Усредненное давление отработавшего пара в конденсаторе паровой
турбины рcр определяется по формуле
pср 
1k
 pi ,
k i1
(4)
где: k – число каналов измерения;
j = 1, 2, … , k.
8.3.4. Результаты измерений давления отработавшего пара представляются в следующей форме:
10
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);
Р – заданная доверительная вероятность, с которой погрешность
измерений находится в пределах нижней и верхней границ, равная 0,95.
8.4. Расчетное значение суммарной относительной погрешности измерений давления газообразного топлива определяется по формуле
2
2
2
2
п
2
2
2
     пп   ип   р    доп    дип   лс   обр ,
n
j 1
j 1
(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%.
Абсолютное значение погрешности определяется по формуле
Δ l,h  
   PN
100%
,
(7)
где: l,h – нижняя и верхняя границы, в пределах которых погрешность
измерений находится с заданной вероятностью;
РN – нормирующее значение давления (верхний предел измерений) [37].
8.4.1. При определении погрешности измерений давления газообразного
топлива экспериментальным методом обработка результатов измерений производится в соответствии требований [2].
8.4.2. Примеры расчетного и экспериментального методов определения
погрешности приведены в приложении Д.
8.4.3. В качестве характеристик погрешности измерений согласно [23]
принимаются границы, в пределах которых погрешность измерений находится
с заданной вероятностью.
11
8.4.4. Документы, в которых приводят полученные результаты измерений
(оперативный журнал, оперативная ведомость и т.п.), удостоверяет лицо, проводившее измерения.
8.4.5. Порядок хранения диаграммных лент регистрирующих приборов,
оперативных журналов (ведомостей) с записью результатов измерений должен
устанавливаться ПТО или руководителем энергопредприятия.
9. Требования к квалификации операторов
9.1. К выполнению измерений и обработке их результатов допускаются
лица, прошедшие специальное обучение, а также имеющие группу по электробезопасности не ниже второй.
9.2. Производство наладочных работ системы измерений давления осуществляется электрослесарем-прибористом с квалификацией не ниже 3-го разряда, а обслуживание – дежурным электрослесарем-прибористом.
9.3. Использовать результаты измерения давления при ведении технологического режима работы оборудования, может оператор-технолог с квалификацией инженера или техника-метролога, машиниста котла, турбины или машиниста-обходчика оборудования.
10. Требования к обеспечению безопасности
При монтаже, наладке и эксплуатации систем измерений давления выполняются требования [6, 13, 14, 36].
___________________________________________________________
12
Приложение А к «Методике выполнения измерений давления
в паровых и водогрейных котлах,
сосудах и трубопроводах
технологического оборудования
ТЭС, подлежащих контролю
и надзору органов
Министерства по ЧС»,
утвержденной Приказом
Председателя Комитета по
государственному энергетическому
надзору Министерства энергетики и
минеральных ресурсов
Республики Казахстан
от «___»__________2009 года
№______
Оценка погрешности измерений давления отработавшего пара
1. Расчетное значение суммарной погрешности измерения давления
отработавшего пара определяется по формуле
2
2
2
2
2
2
     пп   ип   дпп   дип   лс   обр ,
(8)
где: пп – предел основной допускаемой приведенной погрешности
первичного преобразователя, %;
ип – предел основной допускаемой приведенной погрешности
измерительного регистрирующего прибора, %;
дпп – дополнительная погрешность первичного преобразователя от
температуры окружающего воздуха, %;
дип – дополнительная погрешность измерения измерительного
регистрирующего прибора от температуры окружающего воздуха, %;
лс – погрешность, вносимая линией связи в результат измерений, %;
обр – погрешность обработки диаграммной ленты, %. При обработке с
помощью планиметра обр = ±1,1 % [37].
Расчетное значение суммарной относительной погрешности давления
отработавшего пара для системы измерения определяется по формуле
     пп    дпп   ивк ,
2
n
j 1
где
2
2
(9)
ивк – погрешность информационно-вычислительного комплекса.
13
2. Абсолютное значение погрешности измерения давления определяется
по формуле (7)
При наличии нескольких каналов измерения
k
1
Δk l ,h  
   l ,h
k k j1
где: l, 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 пп = ±0,25%, ип = ±0,5%, лс
= ±0,1%, дпп = ±0,59% (дополнительная погрешность от изменения
температуры окружающего воздуха):
д.КСУ4 = ±0,2% (дополнительная погрешность от изменения температуры
окружающего воздуха);
обр = ± 1,1%;
2
2
2
2
2
2
    0,25  0,5  0,1  0,59  0,2  1,1  1,4% .
Для двух каналов измерения при k = 2 по формуле (10)
Δk l ,h  
1,4  1,4
 1,0% .
2 2
3.1.2. При использовании показаний вторичного прибора погрешность
результата измерений составит:
2
2
2
2
2
    0,25  0,25  0,1  0,59  0,2  0,72% .
3.2. Для системы измерений давления отработавшего пара, состоящей из
ПИП и ИВК (погрешность ИВК, определенная при метрологической
аттестации, составляет ±0,3 %):
в нормальных условиях эксплуатации:
14
2
2
    0,25  0,3  0,4% ,
при k = 2 Σ = ±0,3 %;
в условиях эксплуатации преобразователя «Сапфир-22М-ДА» при
температуре окружающего воздуха, равной +28°С дпп=±0,29 %
(дополнительная погрешность от влияния температуры окружающего воздуха);
2
2
2
    0,25  0,29  0,3  0,5% ,
при k = 2 Σ = ±0,35 %, (мгновенное значение давления при частоте
опроса не более 15 с).
15
Приложение Б к «Методике выполнения измерений давления
в паровых и водогрейных котлах,
сосудах и трубопроводах
технологического оборудования
ТЭС, подлежащих контролю
и надзору органов
Министерства по ЧС»,
утвержденной Приказом
Председателя Комитета по
государственному энергетическому
надзору Министерства энергетики и
минеральных ресурсов
Республики Казахстан
от «___»__________2009 года
№______
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
Системы и средства измерений
Основная допускаемая приведенная
погрешность
СИ, ± %
1 Измерительные системы с показывающими
приборами прямого действия:
манометр технический МП4-У
1,5
манометр точных измерений МТИ
1,0
2 Измерительные системы с регистрирующими
приборами:
преобразователь измерительный избыточного
давления МЭД
прибор автоматический с дифференциальнотрансформаторной схемой КСД-2:
- по показаниям
- по регистрации
преобразователь измерительный избыточного
давления «Сапфир-22М-ДИ»
1,0
«Манотомь», г.Томск
«Манометр», г.
Москва
«Манометр», г.
Москва
«Львов прибор», г.
Львов
1,0
1,0
0,5
автоматический потенциометр КСУ2:
- по показаниям
- по регистрации
3 Измерительные информационные системы
ИИС:
измерительный преобразователь избыточного
давления «Сапфир-22МИ-ДИ»
Завод-изготовитель
«Манометр», г.
Москва
«Львовприбор», г.
Львов
0,5
1,0
0,5
«Манометр», г.
Москва
16
Системы и средства измерений
агрегатные средства измерений ИИС:
- по показаниям
- по регистрации
Основная допускаемая приведенная
Завод-изготовитель
погрешность
СИ, ± %
0,3
0,3
–
Примечание: Допускается применение других средств измерений с
основными допускаемыми приведенными погрешностями, не превышающими
указанных.
17
Приложение В к «Методике выполнения измерений давления
в паровых и водогрейных котлах,
сосудах и трубопроводах
технологического оборудования
ТЭС, подлежащих контролю
и надзору органов
Министерства по ЧС»,
утвержденной Приказом
Председателя Комитета по
государственному энергетическому
надзору Министерства энергетики и
минеральных ресурсов
Республики Казахстан
от «___»__________2009 года
№______
Средства измерений давления газообразного топлива
Модель
Верхний пре- Предел допудел измерений стимой основНаименование, марка
Завод изготовитель
ной погрешноМПа
кПа
сти
(кгс/см2)
Преобразователь избыточного 2140 250
0,25; 0,5
ЗАО «Манометр»
давления Сапфир МДИ
То же
То же
Датчик давления МТ-100Р (с
мембранным разделителем)
То же
Манометр МЭД
Датчик давления МТ-100Р
То же
Разделители мембранные РМ
2150
2151
12230
То же
5320
Автоматический показывающий и регистрирующий миллиамперметр КСУ-4 с унифицированным входным сигналом 0÷5 мА 0÷20 мА 4÷20 мА
002
12232
2364
11028
12228
5319
0,25; 0,5
То же
0,25; 0,5
––
1,6
0,25; 0,5; 1,0
То же
(с разделитлем)
1,6
0,25; 0,5; 1,0
-»(16)
1,0; 1,5
ЗАО «Манометр»
0,25
0,25; 0,5; 1,0
То же
0,25
0,25; 0,5; 1,0
––
0,025÷2,5
±1
––
(0,25÷25)*
0,025÷2,5
±1
––
(0,25÷25)*
0,25 (показния); Завод «Электроавто0,5 (регистрция)
матика»
(г. Йошкар-Ола)
Наименование, марка
Модель
18
Автоматический взаимозаме- 001
няемый с дифференциальнотрансформаторной
измерительной схемой прибор КСД-2
с входным сигналом 0÷10 МГн
Прибор регистрирующий одно- От 30 до
и многоканальный РП-160 с
37
входным сигналом 0÷10 МГн
Верхний пре- Предел допудел измерений стимой основЗавод изготовитель
ной погрешноМПа
кПа
сти
(кгс/см2)
1,0(показания и
Львовское ПО
регистрация)
«Львов-прибор»
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. Допускается применение СИ других типов, предел допустимой основной погрешности которых не превышает погрешности СИ, указанных в данном
приложении.
___________________
* Верхний предел измерений измерительных устройств, комплектуемых
разделителями.
19
Приложение Г к «Методике выполнения измерений давления
в паровых и водогрейных котлах,
сосудах и трубопроводах
технологического оборудования
ТЭС, подлежащих контролю
и надзору органов
Министерства по ЧС»,
утвержденной Приказом
Председателя Комитета по
государственному энергетическому
надзору Министерства энергетики и
минеральных ресурсов
Республики Казахстан
от «___»__________2009 года
№______
Схемы расположения и конструкции устройств для измерения абсолютного давления в конденсаторах турбин
Для конденсационных установок турбин мощностью от 5 до 300 МВт
места
расположения
точек
отбора
давления
показаны
на
рисунке 4.
а – 50-КЦС-3 ЛМЗ, 50-КЦС-5 ЛМЗ; б – 100-КЦС-2 ЛМЗ, 100-КЦС-4 ЛМЗ, К100-3685 ХТГЗ; в – 200-КЦС-2(3) ЛМЗ; г – К-12250 ХТГЗ, 300-КЦС-1 ЛМЗ,
300-КЦС-3 ЛМЗ, К-160-9115 ХТГЗ
Рисунок 4 – Количество и места расположения точек измерения абсолютного
давления в конденсаторах.
В качестве устройств отбора давления отработавшего пара (зондов)
20
применяется трубка Нифера (рисунок 5) или плоскопараллельные пластины
(рисунок 6). Во избежание засорения продуктами коррозии отверстия в стенках
цилиндра трубки Нифера выполняются диаметром 3 мм и располагают их в
шахматном порядке с шагом по длине 10 мм. Полость цилиндра заполнятся
керамическими элементами (шариками, кольцами и др.) или свернутой в
несколько слоев латунной сеткой.
1 – цилиндр с отверстиями; 2 – цельнотянутая труба Dy = 16 мм (ГОСТ 8734-75)
из стали 20 (ГОСТ 1050-88); 3 – фланец под приварку или под разъемное
соединение; 4 – фланец (ОСТ 11868.005-76)
Рисунок 5 – Устройство для измерения абсолютного давления в конденсаторах
турбин (трубка Нифера).
При измерении абсолютного давления в конденсаторах большой
мощности объединяют трубки Нифера, как показано на рисунке 7. Количество
располагаемых в переходном патрубке трубок Нифера выбирают исходя из
соотношения: одна трубка Нифера на 5-6 м2 площади сечения переходного
патрубка [22].
При организации измерения давления отработавшего пара в
конденсаторах соблюдают следующие правила:
- соединительные линии от места отбора давления к ПИП давления
прокладываются по кратчайшему расстоянию, чтобы длина линий была не
более 50 м;
- размер внутреннего диаметра соединительных линий - не менее 10 мм;
- соединительные линии устраиваются с односторонним уклоном (не
менее 1:10) от места отбора давления вверх к ПИП давления;
- конструкция и размеры элементов соединительных линий выполняются
в соответствии с ОСТ 11868.003-76, соединительные линии от места отбора
давления отработавшего пара к ПИП давления выполняются только сварными
21
соединения;
- соединительные линии проверяются на герметичность;
- во избежание присосов воздуха использование запорной аппаратуры на
соединительных линиях ограничиваются.
а – устройство в сборе; б – плоскопараллельные пластины;
в – приварной штуцер; г – накидная гайка; 1 – плоскопараллельные пластины; 2
– приварной штуцер; 3 – прокладка ( = 2 мм);
4 – накидная гайка М201,5; 5 – импульсная трубка.
Рисунок 6 – Устройство для измерения абсолютного давления в конденсаторах
турбин (плоскопараллельные пластины).
22
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.
23
Приложение Д к «Методике выполнения измерений давления
в паровых и водогрейных котлах,
сосудах и трубопроводах
технологического оборудования
ТЭС, подлежащих контролю
и надзору органов
Министерства по ЧС»,
утвержденной Приказом
Председателя Комитета по
государственному энергетическому
надзору Министерства энергетики и
минеральных ресурсов
Республики Казахстан
от «___»__________2009 года
№______
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 =2,3 % при:
пп = 1,5 %,
доп = 0,
ип = 1,0 %,
АС = 0,
дип = 0
р = 1,0 %,
обр = 1,1 %
Протяженность линии связи между первичным и вторичным приборами
соответствует и инструкции по эксплуатации. Дополнительной погрешности,
вызванной изменением температуры окружающего воздуха, не возникает
   1,5 2  1,0 2  1,0 2  1,12  2,3% .
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 = 0,58 % при пп = 1,5%, ивк = 0,3 %,
24
2
2
   0,5  0,3  0,58% .
2. Примеры экспериментального определения погрешности измерений
давления газообразного топлива
2.1. При проведении метрологической аттестации измерительных каналов
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 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].
25
Приложение Е к «Методике выполнения измерений давления
в паровых и водогрейных котлах,
сосудах и трубопроводах
технологического оборудования
ТЭС, подлежащих контролю
и надзору органов
Министерства по ЧС»,
утвержденной Приказом
Председателя Комитета по
государственному энергетическому
надзору Министерства энергетики и
минеральных ресурсов
Республики Казахстан
от «___»__________2009 года
№______
Принятые сокращения
МВИ
СИ
ПИП
ТЭС
ТЭП
ИИС
ИС
ПТО
ИВК
Методика выполнения измерений
Средства измерения
Первичный измерительный преобразователь
Тепловые электрические станции
Технико-экономические показатели
Иформационно-измерительная система
Измерительная система
Производственно-технический отдел
Информационно-вычислительный комплекс
____________________________________________________________________
26
Список использованной литературы
1. ГОСТ Р 8.563-96. ГСИ. Методики выполнения измерений.
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 10-574-03.
4. Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов (взамен Правил... 1993г., РД 10-304-99).
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 153-39.3-051-2003 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 эксплу-
27
атации ТО-994».
18. Преобразователь измерительный «Сапфир-22». Техническое описание
и инструкция по эксплуатации 08919030 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 153-34.1-11.318-2000 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 4.02-08-2003 «Котельные установки» (с изменениями от
18.05.2009 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.
28
35. РД 50-213-80. Правила измерения расхода газов и жидкостей стандартными сужающими устройствами.
36. ГОСТ 12.1.019-79 (ССБТ). Электробезопасность. Общие требования и
номенклатура видов защит.
37. Войнич Е.В., Лебедев А.Т., Новиков В.А., Баранов П.А. Погрешность
планиметрирования. - Измерительная техника, 1982, №12.
____________________________________________________________________
29
Содержание
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Назначение и область применения
Нормативные документы
Сведения об измеряемом параметре
Условия измерений
Характеристики погрешности измерений
Метод измерений и структура измерительной системы
Операции при подготовке выполнения измерений
Операции обработки и вычисления результатов измерений
Требования к квалификации операторов
Требования к обеспечению безопасности
Приложение А. Оценка погрешности измерений давления отработавшего пара
Приложение Б. 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
Приложение В. Средства измерения давления газообразного
топлива
Приложение Г. Схемы расположения и конструкции
устройств для измерения абсолютного давления в конденсаторах турбин
Приложение Д. Примеры определения погрешностей
измерения давления газообразного топлива
Приложение Е. Принятые сокращения
Список использованной литературы
1
1
2
3
4
5
7
8
11
11
12
15
17
19
23
25
26