РД 34.11.307-86*
_______________
* Обозначение методики.
Измененная редакция, Изм. N 1.
    
Группа Е09

    
    
МЕТОДИКА
ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ ТЕМПЕРАТУР УХОДЯЩИХ ГАЗОВ
В ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛАХ

    
    
Срок действия с 01.01.87 г.
до 01.01.2002 г.
_______________________
Срок действия методики.
Измененная редакция, Изм. N 1

См. ярлык "Примечания"
    

    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 N 1, утвержденное и введенное в действие Заместителем начальника Главтехуправления А.П.Берсеневым 17.09.1991 г. с 01.01.92     

    Изменение N 1 внесено юридическим бюро     

1. НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

    
    1.1. Настоящая Методика предназначена для применения при проектировании и эксплуатации систем измерения температуры уходящих газов () энергетических котлов на ТЭС.
    
    Результаты измерения подлежат использованию при ведении технологического режима и расчете технико-экономических показателей работы котла при стационарной нагрузке.
    
    1.2. На измерения в нестационарных режимах работы котлов (при пуске, останове) норма точности измерений не устанавливается. Результаты измерений 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 полю скоростей газов температура в балансовом сечении газохода, расположенном за последней по ходу газов поверхностью нагрева - воздухоподогревателем.
    
    2.2. В связи с использованием для оценки потерь с уходящими газами () измерения и коэффициента избытка воздуха в газах () 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 производится в условиях омывания датчика запыленным газовым потоком. При сжигании сернистых топлив газы, омывающие датчик, агрессивны (содержат ). Реальные значения на действующих газовых и газомазутных котлах достигают около 443 К (170 °С). На пылеугольных котлах уровень в ряде случаев достигает около 473 К (200 °С) и выше (котлы на сланцах и высоковлажных бурых углях имеют 493 К).
    
    2.5. Климатические условия эксплуатации в месте расположения датчиков 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 .
    
    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 для газовых, газомазутных и пылеугольных котлов с сухим золоулавливанием устанавливается на уровне
    

К (°C).

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

К (°C).

3. МЕТОД ИЗМЕРЕНИЯ ПАPAМЕТРА

    
    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 проводятся в двух точках газохода - с правой и левой стороны.
    
    3.2. Для измерения 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 предел суммарной абсолютной погрешности измерения составляет ±3 К (°С) при считывании показаний со шкалы и ±4 К (°С) при автоматической регистрации (с учетом влияния внешних факторов при доверительной вероятности =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 КCM-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".
    
    (Измененная редакция, Изм. N 1).
    
    

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) удваивается.
    
    5.1.2. Контрольная точка измерения , 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 самопищущего 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 принимается интервал, в котором с установленной вероятностью находится суммарная абсолютная погрешность измерения.
    
    6.2. Устанавливается следующая форма представления результатов измерения:
    

,  ,                                         (1)

    
где - показания измерительного прибора, К (°C);
    
     - предел суммарной абсолютной погрешности измерений, К (°С);
    
     - 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 -м измерении в серии из четырех измерений, К (°С), - канал измерения.
    
    При измерениях в двух точках газохода за показание принимается среднее арифметическое по двум параллельным каналам измерения
    

.                                                       (3)

    
    7.2. Оценка показателей точности проводится при метрологической аттестации Методики выполнения измерения на конкретной ТЭС в соответствии с ГОСТ 8.010-90.
    
    (Измененная редакция, Изм. N 1).
    
    7.3. Основная абсолютная погрешность канала измерения при нормальных условиях в данном балансовом сечении определяется по формуле
    

,                                (4)

    
где - соответственно предел абсолютной погрешности термопреобраэователя сопротивления, измерительного прибора (автоматического моста) или нормирующего преобразователя в случае ИИС, линий связи, К (°С);
    
     - предел абсолютной методической погрешности от замены измерения поля температур точечной оценкой, К (°С).
    
    При измерениях в двух точках газохода
    

.                                                          (5)

    
    7.4. Погрешность принимается по НТД на термопреобразователь сопротивления.
    
    Погрешность определяется по формуле
    

,                                                     (6)

    
где - приведенная погрешность измерительного прибора (класс точности), %;
    
     - нормирующее значение (диапазон измерений), К (°С).
    
    Погрешность принимается по техническим условиям на измерительный прибор с учетом сопротивления реальных линий связи.
    
    Погрешность 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 К (°С).
    
    7.5. Дополнительная абсолютная погрешность измерения при отклонении внешних влияющих факторов от их нормальных значений определяется по формуле
    

,                                        (7)

    
где - предел дополнительной абсолютной погрешности термопреобразователя сопротивления, измерительного прибора и линий связи при заданных конкретных условиях измерений на данной ТЭС (при наиболее вероятных отклонениях влияющих факторов от нормальных значений), К (°С);
    
     - предел дополнительной абсолютной методической погрешности от отклонения поля распределения температур и скоростей газов от принятых за нормальные, К (°С).
    
    Определение производится на основании НТД на средства измерений, - 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 , 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 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. N 1).
    

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

°С.

    
    При трехпроводной схеме изменения температуры соединительных проводов от термопреобразователя до БЩУ не вызывает погрешности, тогда =0;
    
    при измерении поля температур в одной точке принимаем равным значению неравномерности поля температур газов в балансовом сечении газохода =2 °С, тогда
    

°С.

    
    Для вычисления дополнительной абсолютной погрешности измерения используется формула (7), где
    
    значение 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 25-02.792288-80). Погрешность из-за неточности подгонки начального сопротивления равна 0,2 °С, тогда
    

°С;

    
    значение учитывает погрешность, вызванную изменением температуры окружающего воздуха от измеренной °С до °С ( °С) и изменением напряжения питания силовой электрической цепи на +10 и -15%.
    
    Погрешность вследствие изменения температуры окружающего воздуха равняется
    

, или 0,3 °С.

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

°С;

    
    при принятой схеме включения =0;
    
    учитывая, что поле температур характеризуется стабильностью, принимаем =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:
    

    =0,87 °С;     

    
    для КСМ-2 по ТУ 25-05.1821-75

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

°С.

    
    =0;
    
    °С, тогда
    
    °С - основная абсолютная погрешность измерения;
    
     °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 - погрешности каналов измерения.
    
    Принимая °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 °С, °С, °С, °С, тогда
    

°С.