РД 34.11.307-86 (с изм. 1 1991)

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ СССР

ГЛАВНОЕ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ

УДК 536.5                                                                                                                     Группа Е09

МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ УХОДЯЩИХ ГАЗОВ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛАХ

РД 34.11.307-86

Срок действия установлен с 01.01.87 г.

до 01.01.2002 г.

(Измененная редакция, Изм. 1991 г.)

РАЗРАБОТАНО Всесоюзным дважды ордена Трудового Красного Знамени теплотехническим научно-исследовательским институтом им. Ф.Э. Дзержинского (ВТИ), предприятием Южтехэнерго Производственного объединения по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей

ИСПОЛНИТЕЛИ В.Н. ФОМИНА, Э.К. РИНКУС, С.Ш. ПИНТОВ, С.А. ОСТРОВСКИЙ (ВТИ), В.А. ГАДЯК (Южтехэнерго)

УТВЕРЖДЕНО Главным научно-техническим управлением энергетики и электрификации 20.03.86 г.

Заместитель начальника Д.Я. ШАМАРАКОВ

Вводится впервые

Внесено Изменение, утвержденное Заместителем начальника Главтехуправления А.П. Берсеневым 17.09.1991

1. НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

1.1. Настоящая Методика предназначена для применения при проектировании и эксплуатации систем измерения температуры уходящих газов (ϑyx) энергетических котлов на ТЭС.

Результаты измерения ϑyx подлежат использованию, при ведении технологического режима и расчете технико-экономических показателей работы котла при стационарной нагрузке.

1.2. На измерения ϑyx в нестационарных режимах работы котлов (при пуске, останове) норма точности измерений не устанавливается. Результаты намерений по данной Методике в этих режимах могут использоваться лишь как оценочные без регламентации показателей точности.

2. ИЗМЕРЯЕМЫЙ ПАРАМЕТР И УСЛОВИЯ ИЗМЕРЕНИЯ

2.1. Под температурой уходящих газов понимается средневзвешенная по поле скоростей газов температура в балансовом сечении газохода, расположенном за последней по ходу газов поверхностью нагрева - воздухоподогревателем.

2.2. В связи с использованием ϑyx для оценки потерь с уходящими газами (q2) измерения ϑyx и коэффициента избытка воздуха в газах (αyx) проводятся в одном и том же балансовом сечении.

2.3. На газовых, газомазутных и пылеугольных (с сухим золоулавливанием) котлах балансовое сечение расположено за дымососом, где неравномерность поля температур газов по данным измерений составляет не более ±2 К (°С). В пылеугольных котлах с мокрыми скрубберами балансовое сечение расположено в газоходе между воздухоподогревателем и скруббером в сечении с наиболее равномерным полем температур газов, выбор и тарировка которого производятся в соответствии с ГОСТ 12.3.018-79, Сведения об установке датчиков в балансовых сечениях приведены в разд. 5.

2.4. Измерение ϑyx производится в условиях омывания датчика запыленным газовым потоком. При сжигании сернистых топлив газы, омывающие датчик, агрессивны (содержат SO3). Реальные значения ϑyx на действующих газовых и газомазутных котлах достигают около 443 К (170 °С). На пылеугольных котлах уровень ϑyx в ряде случаев достигает около 473 К (200 °С) и выше (котлы на сланцах и высоковлажных бурых углях имеют ϑyx ≤ 493 К).

2.5. Климатические условия эксплуатации в месте расположения датчиков ϑyx характеризуются следующими показателями:

- температурой окружающего воздуха от 243 до 313 К (от -30 до +40 °С);

- влажностью окружающего воздуха до 96 %;

- наличием токопроводящей пыли;

- содержанием в дымовых газах SО2, SО3, NОx.

В месте расположения измерительных приборов:

- температура окружающего воздуха составляет от 278 до 308 К (от +5 до +35 °С);

- влажность окружающего воздуха не превышает 80 %.

2.6. Предел суммарной абсолютной погрешности измерения ϑyx для газовых, газомазутных и пылеугольных котлов с сухим золоулавливанием устанавливается на уровне

Δ ≤ ±4 К (°С).

Предел суммарной абсолютной погрешности измерения для пылеугольных котлов с мокрыми скрубберами, а также для котлов с ϑyx 473 К (200 °С) устанавливается на уровне

Δ ≤ ± 6 К(°С).

3. МЕТОД ИЗМЕРЕНИЯ ПАРАМЕТРА

3.1. Температура уходящих газов измеряется контактным методом в одной (контрольной) точке сечения газохода, если его ширина не превышает 6 м. При большой ширине газохода измерения ϑyx проводятся в двух точках газохода - с правой и левой стороны.

3.2. Для измерения ϑyx рекомендуются стандартные средства измерения температуры, приведенные в приложении 1.

Допускается применение иных средств измерений, включая информационно-измерительные системы (ИИС), обеспечивающих требуемую точность измерения в оговоренных условиях эксплуатации.

3.3. Для рекомендуемых стандартных средств измерения ϑyx предел суммарной абсолютной погрешности измерения ϑyx составляет ±3 К (°С) при считывании показаний со шкалы и ±4 К (°С) при автоматической регистрации (с учетом влияния внешних факторов при доверительной вероятности Р = 0,95).

4. УСЛОВИЯ ПРИМЕНЕНИЯ СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЯ

4.1. При использовании рекомендуемых по п. 3.2 средств измерения должны быть обеспечены рабочие условия их применения по техническим описаниям на ТСП-0879 (ТУ 25-02.792288-80) и КСМ-4 (ТУ 25.05.1290-78) или КСМ-2 (ТУ 25-05-1821-75). Нормальными считаются условия, оговоренные в тех же технических описаниях.

4.2. При применении иных средств измерения рабочие условия принимаются в пределах по пп. 2.4, 2.5. Нормальными считаются условия, оговоренные в НТД на эксплуатацию средств измерения.

4.3. Монтаж средств измерения должен быть выполнен в соответствии с НТД на использованные средства измерений.

4.4. Система измерений должна быть принята в эксплуатацию согласно "РД 34.35.412-88 «Правила приемки в эксплуатацию из монтажа и наладки средств управления технологическими процессами" (М.: СЦНТИ ОРГРЭС, 1974).

(Измененная редакция, Изм. 1991 г.)

5. АЛГОРИТМ ОПЕРАЦИЙ ПОДГОТОВКИ И ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ

5.1. Установка первичных преобразователей:

5.1.1. Первичные преобразователи устанавливаются в балансовых сечениях газоходов по п.2.3. При этом на газовых, газомазутных и пылеугольных котлах с сухим золоулавливанием балансовые сечения за дымососом располагаются на расстоянии не менее 1 м от выходного патрубка дымососа, где неравномерность температур не превышает значений, указанных в п.2.3. В пылеугольных котлах с мокрыми скрубберами балансовое сечение выбирается, по возможности, на прямом участке газохода за воздухоподогревателем на расстоянии не менее 1 м от входа в золоуловитель (за врезкой сбросов отсосных газов из шлаковых комодов).

На котлах с двумя дымососами количество балансовых сечений (и, следовательно, точек измерения ϑyx) удваивается.

5.1.2. Контрольная точка измерения ϑyx, куда помещается чувствительный элемент первичного преобразователя, в газовых, газомазутных и пылеугольных котлах с сухим золоулавливанием должна находиться на расстоянии не менее 0,2 м от стенки газохода, исключая, в случае установки центробежных или осевых дымососов, зону их аэродинамической тени в соответствии с ГОСТ 12.3.018-79.

В пылеугольных котлах с мокрыми скрубберами контрольная точка выбирается по результатам ежегодного экспериментального определения полей скоростей и температур в балансовом сечении газохода в соответствии с методикой, изложенной в книге "Тепломеханические испытания котельных установок" (М.: Энергия, 1977).

5.2. Выполнение измерений и регистрация их результатов на диаграммной ленте осуществляются с помощью самопишущего прибора - автоматического моста.

5.3. Обслуживание схемы измерений, ремонт и поверка приборов производится в соответствии с НТД на использованные средства измерений, графиками их поверки и ремонта.

6. ПОКАЗАТЕЛИ ТОЧНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ И ФОРМА ИХ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ

6.1 В качестве показателя точности измерения ϑyx принимается интервал, в котором с установленной вероятностью находится суммарная абсолютная погрешность измерения.

6.2 Устанавливается следующая форма представления результатов измерения:

(ϑyx ± Δ), Р = 0,95,                                                          (1)

где ϑyx - показания измерительного прибора, К (°С);

Δ - предел суммарной абсолютной погрешности измерений, К (°С);

Р - доверительная вероятность.

7. АЛГОРИТМ ОБРАБОТКИ РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ И ОЦЕНКА ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТОЧНОСТИ

7.1. За показания измерительного прибора принимается среднее арифметическое из четырех последовательных измерений температуры уходящих газов, проведенных с интервалом 15 с (минутная температура). Расчет производится по формуле

,                                                             (2)

где - показания прибора при i-м измерении в серии из четырех измерений, К (°С), j - канал измерения.

При измерениях в двух точках газохода за показание ϑyx принимается среднее арифметическое по двум параллельным каналам измерения

.                                                             (3)

7.2. Оценка показателей точности ϑyx проводится при метрологической аттестации Методики выполнения измерения на конкретной ТЭС в соответствии с ГОСТ 8.010-90.

(Измененная редакция, Изм. 1991 г.)

7.3. Основная абсолютная погрешность канала измерения при нормальных условиях в данном балансовом сечении определяется по формуле

,                                            (4)

где Δот.с, Δои.п, Δл.с - соответственно предел абсолютной погрешности термопреобразователя сопротивления, измерительного прибора (автоматического моста) или нормирующего преобразователя в случае ИИС, линий связи, К (°С);

Δм - предел абсолютной методической погрешности от замены измерения поля температур точечной оценкой, К (°С).

При измерениях в двух точках газохода

.                                                                  (5)

7.4. Погрешность Δт.с принимается по НТД на термопреобразователь сопротивления.

Погрешность Δи.п определяется по формуле

,                                                              (6)

где δпр - приведенная погрешность измерительного прибора (класс точности), %;

TN - нормирующее значение (диапазон измерений), К (°С).

Погрешность Δл.с принимается по техническим условиям на измерительный прибор с учетом сопротивления реальных линий связи.

Погрешность Δм для котлов с мокрыми скрубберами определяется по результатам экспериментального определения полей скоростей и температур газов в балансовом сечении (п.5.1.2), для остальных котлов Δм ≈ ±1 К (°С).

7.5. Дополнительная абсолютная погрешность измерения ϑyx при отклонении внешних влияющих факторов от их нормальных значений определяется по формуле

,                                                    (7)

где δт.с, δи.п, δл.с - предел дополнительной абсолютной погрешности термопреобразователя сопротивления, измерительного прибора и линий связи при заданных конкретных условиях измерений ϑyx на данной ТЭС (при наиболее вероятных отклонениях влияющих факторов от нормальных значений), К (°С);

δм - предел дополнительной абсолютной методической погрешности от отклонения поля распределения температур и скоростей газов от принятых за нормальные, К (°С).

Определение δт.с, δи.п, δл.с производится на основании НТД на средства измерений, δм - по результатам экспериментального определения полей скоростей и температур газов в балансовом сечении. Погрешности уточняются экспериментально при аттестации МВИ.

7.6. Предел суммарной абсолютной погрешности измерения находится по формуле

.                                                              (8)

Пример определения суммарной абсолютной погрешности приведен в приложении 2.

8. ТРЕБОВАНИЯ К КВАЛИФИКАЦИИ ОПЕРАТОРОВ

8.1. Требования к лицам, проводящим измерения, лежат в пределах квалификационных требований к машинистам энергетических котлов.

8.2. Лица, осуществляющие подготовку к измерениям (п.5.1), должны иметь квалификацию слесаря по автоматике и КИП не ниже 5-го разряда.

8.3. Экспериментальное определение полей скоростей и температур газов в балансовых сечениях осуществляют лица с квалификацией не ниже инженера-теплотехника.

8.4. Лица, обслуживающие систему измерений ϑyx, проводящие ее ремонт и поверку приборов (п.5.3), должны иметь квалификацию слесаря по автоматике и КИП не ниже 4-го разряда.

9. ТРЕБОВАНИЯ ТЕХНИКИ БЕЗОПАСНОСТИ

9.1. При монтаже, наладке и эксплуатации систем измерения ϑyx должны соблюдаться требования "Правил техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей" (М.: Энергоатомиздат, 1985).

9.2. Инструктаж операторов проводится в соответствии с "Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей" (М.: Энергоатомиздат, 1989).

(Измененная редакция, Изм. 1991 г.)

Приложение 1

Рекомендуемое

НОМЕНКЛАТУРА РЕКОМЕНДУЕМЫХ СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЙ

Приложение 2

Справочное

ПРИМЕР ОПРЕДЕЛЕНИЯ СУММАРНОЙ АБСОЛЮТНОЙ ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ УХОДЯЩИХ ГАЗОВ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛАХ С СУХИМ ЗОЛОУЛАВЛИВАНИЕМ

1. Измерения температуры в одной точке (один канал измерения)

1.1. По показаниям вторичного прибора КСМ-2

Основная абсолютная погрешность измерения температуры уходящих газов при нормальных условиях определяется по формуле (4), где

для термопреобразователя сопротивления ТСП-0879 по ТУ 25-02.792288-80 Δт.с = 0,87 °С;

для КСМ-2 по ТУ 25-05.1821-75 нормирующее значение (диапазон измерения) автоматического моста Тм = 300 °С; δпр = 0,5 % - приведенная погрешность автоматического моста, тогда

°С;

При трехпроводной схеме изменения температуры соединительных проводов от термопреобразователя до БЩУ не вызывает погрешности, тогда Δлс = 0;

при измерении поля температур в одной точке Δм принимаем равным значению неравномерности поля температур газов в балансовом сечении газохода Δм = 2 °С, тогда

°С.

Для вычисления дополнительной абсолютной погрешности измерения используется формула (7), где

значение δтс включает погрешность вследствие перегрева чувствительного элемента, погрешность из-за изменения отношения и погрешность из-за неточности подгонки начального сопротивления чувствительного элемента.

Погрешность вследствие перегрева чувствительного элемента равняется 0,05 %, или 0,32 °С (см.п. 1.3.5 ТУ 25-02.792288-80). Погрешность из-за изменения отношения составляет 0,1%, или 0,65 °С (см.п. 1.3.2 табл. 3 ТУ 25-02.79228-80). Погрешность из-за неточности подгонки начального сопротивления равна 0,2 °С, тогда

°С;

значение δи.п учитывает погрешность, вызванную изменением температуры окружающего воздуха от измеренной tи = 20 ± 2 °С до tв = 30 °C (tн = 10 °C) и изменением напряжения питания силовой электрической цепи на +10 и -15 %.

Погрешность вследствие изменения температуры окружающего воздуха равняется

γt = 0,01 (tв(н) - tи) = 0,01 · (30 - 20) = 0,1 %, или 0,3 °С.

Погрешность вследствие изменения напряжения питания силовой электрической цепи равняется 0,75 °С, тогда

°С;

при принятой схеме включения δл.с = 0;

учитывая, что поле температур характеризуется стабильностью, принимаем δм = 0. Таким образом,

°С;

Предел суммарной абсолютной погрешности одного канала измерения

°С.

1.2. По регистрации вторичного прибора КСМ-2

Основная абсолютная погрешность измерения температуры уходящих газов определяется по формуле (4), где:

Δт.с = 0,87 °С;

для КСМ-2 по ТУ 25-05.1821-75

Тм = 300 °С, δпр = 1 (по регистрации), тогда

°С;

Δл.с = 2 °С, тогда

°С - основная абсолютная погрешность измерения;

δ = 1,11 °С - дополнительная абсолютная погрешность измерения.

Предел суммарной абсолютной погрешности одного канала измерения

°С.

2. Измерение температуры в двух точках (два канала измерения)

Погрешность при двух каналах измерения определяется по формуле

,

где Δ1, Δ2 - погрешности каналов измерения.

Принимая Δ1 = Δ2, °С.

3. Определение средней температуры при измерении в одной точке

При измерении температуры уходящих газов для газомазутного котла берутся показания измерительного прибора через 15 с (минутная температура). Пусть t1yx = 170 °C, t2yx = 171,5 °С, t3yx = 169 °C, t4yx = 171 °С, тогда

°C.

ОГЛАВЛЕНИЕ

1. Назначение и область применения

2. Измеряемый параметр и условия измерения

3. Метод измерения параметра

4. Условия применения средств измерения

5. Алгоритм операций подготовки и выполнения измерений

6. Показатели точности измерений и форма их представления

7. Алгоритм обработки результатов измерений и оценка показателей точности

8. Требования к квалификации операторов

9. Требования техники безопасности

Приложение 1. Номенклатура рекомендуемых средств измерений

Приложение 2. Пример определения суммарной абсолютной погрешности измерения температуры уходящих газов в энергетических котлах с сухим золоулавливанием