Некоммерческое
партнерство
инженеров
Инженеры по отоплению, вентиляции, кондиционированию воздуха, теплоснабжению и строительной теплофизике
(495) 984-99-72 НП "АВОК"

(495) 621-80-48 Секретарь (тел./факс) ООО ИИП "АВОК-ПРЕСС"
(495) 107-91-50

АВОК ассоциированный
член

Теплосчетчики в системе учета отпущенной теплоты ТЭЦ

В. Н. Дегтерев, ТЭЦ № 26

В журнале "Энергосбережение" неоднократно освещались вопросы как эксплуатации теплосчетчиков у абонентов Теплосети АО "Мосэнерго", так и их роли в учете количества полученной теплоты и контроле режимов теплопотребления. Данная статья посвящена положительному опыту использования теплосчетчиков в системе учета отпущенной теплоты ТЭЦ.

ТЭЦ АО "Мосэнерго" отдают произведенное тепло с сетевой водой Теплосети АО "Мосэнерго", осуществляющей отпуск теплоты потребителям. В связи с этим учет теплоты на ТЭЦ в большей мере относится к технологическому контролю. Тем не менее, его результаты используются при сведении баланса между произведенной и отпущенной теплотой, поэтому все приборы узлов учета на ТЭЦ проходят периодическую поверку либо в организациях Ростеста, либо с участием представителей этих организаций. На ТЭЦ № 26 для учета теплоты используются микропроцессорные теплосчетчики, опыт их эксплуатации и метрологические характеристики основанной на их использовании системы учета рассмотрены ниже.

ТЭЦ № 26 АО "Мосэнерго" является крупным поставщиком теплоты, отдаваемой с сетевой водой и паром. Сетевая вода поступает в Теплосеть по пяти магистралям, диаметры трубопроводов составляют 1 400 и 1 200 мм. Доля теплоты, отпускаемой с паром, лежит в пределах 1-4 % от общего количества отпущенной теплоты.

Микропроцессорные теплосчетчики СПТ эксплуатируются в системе учета теплоты на ТЭЦ № 26 больше восьми лет. Вначале это были СПТ-90, затем СПТ-92 и в настоящее время СПТ-960. В 1997 г. на ТЭЦ была внедрена компьютеризированная система по учету отпущенной теплоты и по представлению текущей информации по расходам, температуре и давлению теплоносителя в 22 внешних и внутренних трубопроводах. Структурная схема этой системы представлена на рис. 1. На рисунке не показаны теплосчетчики собственных нужд. Каждый из теплосчетчиков может обрабатывать информацию по четырем трубопроводам при наличии до трех дифманометров, подключенных к одной диафрагме.

Рисунок

Рисунок 1.

Структура системы учета отпущенной теплоты

Система сохраняет на сервере локальной сети ТЭЦ информацию двух типов: усредненные за сутки значения температур, давлений, расходов теплоносителя и теплоты и мгновенные значения трех первых величин с интервалом усреднения 4 минуты и сроком хранения трое суток. Для обработки данных, сохраняемых на сервере сети, фирмой ООО "Промсервис-Центр" разработано программное обеспечение, доступное всем пользователям локальной сети, для печати таблиц с усредненными за сутки параметрами температуры, давления, расхода теплоносителя и теплоты с произвольным заданием временного интервала по датам выборки; для визуализации мгновенных показателей температуры, давления и расхода теплоносителя.

Таблицы по рекомендованной в [1] форме предназначены для обеспечения внутреннего и внешнего (коммерческого) учета отпуска теплоты за длительные интервалы времени и формируются как для отдельного трубопровода, так и по ТЭЦ в целом. Мгновенные показатели теплоносителя предназначены для использования техническими службами станции и могут быть представлены в табличном или графическом виде.

Для персонала, которому важны не только текущие значения параметров, но и тенденции их изменения, предназначена программа просмотра графиков мгновенных показателей температуры, давления и расхода теплоносителя по всем трубопроводам. Образец такого графика представлен на рис. 2. Данные графиков охватывают трехсуточный интервал и могут быть сохранены на диске компьютера либо распечатаны на принтере. Такого типа информация помогает при изучении причин возникновения нештатных ситуаций. Вертикальная полоса, перемещаемая "мышкой", указывает временную позицию, для которой на специальном поле показатели отображаются в цифровом виде. Графики обновляются каждые четыре минуты. Технологи считают, что для анализа нештатных ситуаций желательно сокращение времени усреднения величин до 10-30 секунд.

Рисунок 2.

Пример графиков мгновенных показателей температуры,давления и расхода теплоносителя по всем трубопроводам

На экране могут совмещаться данные по прямому t1, p1, G1 и обратному t2, p2, G2 трубопроводам одной магистрали, как это сделано на рис. 2.

Важное значение имеют метрологические характеристики измерительной системы, включающей теплосчетчики. При использовании сужающих устройств для измерения расхода сетевой воды и пара в трубопроводах больших диаметров даже при использовании тепловычислителей погрешности учета теплоты могут меняться в широких пределах. Это определяется тем, что погрешности измерения расхода зависят от отношения последнего к верхним пределам измерения зимнего или летнего расходомера. По новым правилам расчета сужающих устройств погрешности измерения массового расхода зависят от относительного перепада давления на сужающем устройстве, который легко пересчитывается в относительный расход.

Погрешности определения отпущенной теплоты как измеряемой косвенными методами величины зависят от структуры системы отпуска теплоты, режимов работы системы, алгоритмов расчета теплоты, используемых средств измерения и их погрешностей, методики расчета погрешностей.

В соответствии с рис. 1 сетевая вода в Теплосеть подается по пяти магистралям, пар АО "Рюрик" отпускается по одному из двух паропроводов. Для расчетов были использованы годовые данные по объемам отпуска теплоты с сетевой водой и паром, параметрам теплоносителей.

Алгоритмы расчета отпущенной теплоты с сетевой водой и паром даются в [1].

Измерение расхода воды и пара производится измерительными комплектами, включающими диафрагмы и дифманометры "Сапфир-22М-ДД" класса 0,5. Для измерения давления используются преобразователи давления типов МПЭ-МИ, "Сапфир-22ДИ", МТ-100 классов 0,25 и 0,5. Температуры прямой и обратной сетевой воды, пара, возвратного конденсата, подпиточной и холодной воды измеряются платиновыми термопреобразователями сопротивления класса В. Сигналы от перечисленных преобразователей разности давлений, давления и температуры поступают на теплосчетчики СПТ-960. Последние имеют предел приведенной погрешности преобразования токовых сигналов по давлению ±0,1 %, разности давлений ±0,2 % и погрешности преобразования сигналов по температуре ±0,2°С при диапазоне измерения -50…+200°С и ±0,4°С при диапазоне измерения 200-600°С.

При расчете погрешностей определения по известным алгоритмам отпущенной теплоты было принято допущение, что погрешности всех измерительных преобразователей, входящих в каналы измерения расхода, температуры и давления, определяются независимыми неисключенными систематическими погрешностями, равномерно распределенными в зоне их допускаемых значений. При таком допущении, согласно [2, 3, 4], погрешности определения теплоты, отданной в закрытой системе теплоснабжения по одной магистрали, при доверительной вероятности 0,95 рассчитываются как

dQ = ±1,1х102х[DG12(t1 - t2)2 + (Dt12 + Dt12)G12]0,5 / [G1х(t1 - t2)] = ±1,1[DG12 + 104(Dt12 + Dt22)/(t1 - t2)2]0,5, %, (1)

где G1, t1, t2, DG1, Dt1, Dt2 - расход сетевой воды и температура в подающем трубопроводе, температура в обратном трубопроводе и пределы абсолютных погрешностей измерения соответствующих величин, а dG1 - предел относительной погрешности измерения расхода. При расчете погрешности определения теплоты, отданной с водой, энтальпии и погрешности их определения заменены температурами и погрешностями ее измерения, что допустимо ввиду определяющего влияния на энтальпию воды температуры и погрешности ее измерения.

Погрешность определения временных интервалов при суммировании учетных величин, определенных на интервалах усреднения, равно как и погрешности собственно вычислителя при расчетах не учитывались. Для СПТ-960 эти погрешности составляют ±0,1 % и являются пренебрежимо малыми величинами по сравнению с погрешностями измерения массы теплоносителя и его температур.

Погрешности измерительных комплектов расходомеров рассчитываются в функции относительного расхода по аппроксимирующим уравнениям, найденным по методу наименьших квадратов с использованием погрешностей измерения массы, приведенных в расчетах сужающих устройств, выполненных РОСТестом.

Погрешность определения теплоты, отданной за месяц по пяти магистралям ТЭЦ, при допущении о независимости погрешностей узлов учета рассчитывается как

dQмес = 1,1 / Qмес (E(i=1...i=5) (di Qi)2)0,5, (2)

где

di - погрешность определения месячного отпуска теплоты Qi по магистрали;

Qмес - суммарный отпуск теплоты за месяц по ТЭЦ.

В (2) отсутствует погрешность определения теплоты, внесенной с подпиточной водой. Это определяется тем, что за последние годы в результате проведения в городе политики энергосбережения резко сократились расходы подпиточной воды. В отопительный период доля теплоты, внесенной с подпиточной водой на ТЭЦ № 26, не превышает 1-2 %, а в межотопительный - 5-6 % от теплоты, отданной с сетевой водой, что позволяет при равных погрешностях измерения теплоты сетевой и подпиточной воды пренебречь влиянием последних.

Ввиду взаимной зависимости между погрешностями месячного учета теплоты погрешность определения годового отпуска теплоты по ТЭЦ с сетевой водой рассчитывается путем суммирования соответствующих погрешностей месячного учета по ТЭЦ с весовыми коэффициентами, равными отношению месячного отпуска теплоты по ТЭЦ к годовому, т. е.

dQгод = E(i=1...i=12) di мес Qi мес/Qгод.

Погрешности учета теплоты при использовании в качестве вторичных измерительных устройств микропроцессорных теплосчетчиков и традиционных регистрирующих вторичных приборов типа КСД, КСУ, КСМ, РП-160 характеризуют цифры, приведенные в таблице. В последней в качестве примера дан расчет погрешностей определения месячных отпусков теплоты и годового по одной из магистралей ТЭЦ двумя измерительными системами.

В таблице приведены значения температур прямой и обратной сетевой воды, значения месячных относительных среднечасовых расходов сетевой воды, определенных с учетом верхних пределов измерения зимнего и летнего комплектов расходомеров. По значению G1/G определена погрешность измерения расхода "погрG,  %" по расчету РОСТеста для данной магистрали.

Погрешности измерения разности температур "погрdt", входящие вторым членом в (1), рассчитываются с учетом значений температуры для платиновых термопреобразователей класса В, счетчика СПТ-960 и КСМ-2.

Согласно данным таблицы, при расходах свыше 40 % погрешности его измерения для первой системы составляют ±0,7-1,8 %, для традиционной ±1,2-3,2 %. Погрешности измерения разности температур в первом случае составляют ±1,9-2,9 %, а во втором ±5,9-9,2 %. Сопоставление этих цифр говорит о том, что использование микропроцессорных вторичных устройств приводит к снижению погрешности измерения разности температур в 2,5-3 раза, тогда как расхода менее чем в два раза. При значениях относительного расхода менее 40 % погрешности измерения расхода для обеих систем сближаются. Погрешность годового учета теплоты, отданной по магистрали, для систем с теплосчетчиками составляет ±2,7 %, а для традиционной - ±8 %. Для ТЭЦ в целом погрешность учета отпущенной с сетевой водой теплоты при использовании теплосчетчиков составляет ±1,6 %.

Соотношение погрешностей измерения расхода и разности температур для системы с теплосчетчиками говорит о том, что первые шаги для снижения погрешностей таких систем должны быть направлены на повышение точности измерения разности температур за счет использования парных термопреобразователей или с индивидуальной градуировкой. Даже при использовании термопреобразователей класса А погрешность измерения разности температур снижается до ±1-1,6 %, при этом погрешность годового учета теплоты сокращается до ±1,8 %. Следует отметить, что рассматриваемая замена термопреобразователей у традиционной системы из-за влияния вторичных приборов приведет к снижению погрешности измерения разности температур только до ±5,4-8,9 %, при этом погрешность годового учета теплоты уменьшится только на 0,1 %.

Таким образом, при использовании микропроцессорных теплосчетчиков влияние погрешностей первичных средств измерения становится определяющим. При расчете теплоты, отданной с паром, погрешность измерения его расхода является основной. Так, если погрешности измерения расхода пара для режимов его отпуска ТЭЦ составляют ±0,8-2,3 %, то погрешности определения разности энтальпий пара и обратного конденсата, пара и холодной воды не превышают ±0,5 %. На ТЭЦ в текущем году предусмотрена установка третьих дифманометров с пределами измерения, исключающими уменьшение относительного расхода в летние месяцы до 35-40 %.

Сопоставление цифр, приведенных в таблице, наглядно показывает, что при нагрузке магистралей свыше 40 % учет отпущенной теплоты с использованием теплосчетчиков обеспечивает снижение погрешностей в 2-2,5 раза по сравнению с традиционными методами учета теплоты. Данные таблицы наглядно иллюстрируют значение соответствия между диапазонами измерения расходомеров и реально имеющими место значениями расходов сетевой воды. Данная проблема является актуальной для всех ТЭЦ "Мосэнерго", поскольку из-за наличия в Теплосети перетоков сетевой воды между магистралями как одной ТЭЦ, так и разными, трудно прогнозировать их нагрузки, особенно в летний период. В такой ситуации целесообразно использование цифровых дифманометров с автоматическим переключением диапазонов измерения.

Проведение всего комплекса рассмотренных выше мероприятий позволит получить для отдельной магистрали погрешности учета теплоты ниже ±4 % даже при влиянии многочисленных факторов, действующих в условиях эксплуатации ТЭЦ и вызывающих дополнительные погрешности средств измерения.

Выводы

Опыт эксплуатации теплосчетчиков на ТЭЦ № 26 и анализ результатов расчета погрешностей учета отпущенной теплоты показывают следующее:

  • Применение теплосчетчиков, интегрированных в компьютерную сеть ТЭЦ, позволяет на современном уровне решать задачи учета отпущенной теплоты и оперативного контроля за работой магистралей сетевой воды, паропроводов, трубопроводов обратного конденсата, подпиточной и технической воды.
  • При использовании теплосчетчиков и расходомеров, диапазоны измерения которых согласованы с нагрузками трубопроводов, погрешности учета теплоты, отданной по каждой магистрали, не превышают ±4 %, что согласуется с требованиями [1].
  • Дальнейшее повышение точности учета теплоты по отдельным магистралям с использованием действующего метода измерения расхода может быть получено:
    1. при повышении точности измерения разности температур за счет использования термопреобразователей класса А, парных или с индивидуальными градуировками, при этом погрешность измерения разности температур не превысит ±1 %, что обеспечит при погрешностях измерения расхода ±1-2 % общую погрешность определения теплоты в пределах ±2-3 %;
    2. при использовании микропроцессорных дифманометров с автоматическим переключением диапазонов измерения, имеющих рабочий диапазон 3-100 %. Их применение позволит повысить точность измерения расхода при часовых, сменных, суточных и месячных колебаниях нагрузки, что в первую очередь относится к пару. Такой дифманометр заменит два-три дифманометра, удешевит эксплуатацию расходомеров, что скомпенсирует более высокую стоимость цифрового дифманометра.

Литература

1. Правила учета тепловой энергии и теплоносителей. Главэнергонадзор. М., Изд. МЭИ, 1996.

2. МИ 2232-92. Обеспечение эффективности измерения при управлении технологическими процессами. Оценивание погрешности измерений при ограниченной исходной информации. М., 1992.

3. Нормирование и использование метрологических характеристик средств измерения. Методический материал по применению ГОСТ 8.009-84, РД 50-453-84. М., Изд. Стандартов, 1985.

4. Новицкий П. В., Зограф И. А. Оценка погрешностей результатов измерений. Л., Энергоатомиздат, 1991.

 

Тел. (095) 362-7092

Поделиться статьей в социальных сетях:

Статья опубликована в журнале “Энергосбережение” за №2'2001

распечатать статью распечатать статью


Реклама
Реклама на нашем сайте
Яндекс цитирования

Подписка на журналы

АВОК
АВОК
Энергосбережение
Энергосбережение
Сантехника
Сантехника
Онлайн-словарь АВОК!


Реклама на нашем сайте