热工测量及仪表内容教学

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热工测量及仪表热控课程内容

温度测量原理及方法测量及仪表简介4.压力测量原理及方法5、

汽包水位测量与计算5、

流量测量与计算

1.1测量简介

热工测量技术包括热工参数的测量方法和实现测量的仪表。热工测量参数包括温度、压力、流量、水位、成分等，此外也包括与热力生产密切相关的其他参数，如炉膛燃料量、火焰信号等等。在热力发电厂中，通过热工参数的测量，可以及时反映热力设备的运行工况，为运行人员提供操作依据；为电厂控制系统准确及时地提供信号。因此，热工测量是保证热力设备安全、经济运行及实现自动化的基础条件。

1.测量及仪表简介1.2测量误差如果用表示测量值，表示被测参数的实际值，也称真值。

称为测量的绝对误差；称为测量的相对误差；相对误差又分为：实际相对误差、标称相对误差、引用相对误差等。可参考：RGS098火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程P175附录B21.

2测量误差1.3热工仪表组成测量介质-

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-观测者1.4热工仪表的质量指标：基本误差允许误差：根据各类仪表的设计、制造质量不同，国家对每种仪表规定了基本误差的最大允许值。准确度等级：在数值上等于允许误差去掉百分号后的绝对值。1.测量及仪表简介感受件中间件显示件温度是表征物体冷热程度的物理量。从微观看，温度是描述系统不同自由度之间能量分布状况的基本物理量，它标志着物体内部分子无规则运动的剧烈程度，是大量分子热运动的宏观表现。

热工测温元件主要包括：热电阻、热电偶、双金属温度计等。在工业应用中，热电偶一般适用于测量200℃以上的较高温度。对于200℃以下的中、低温度，热电偶的输出的热电势很小，这对二次仪表的放大器、抗干扰措施等的要求就很高，否则难以实现精确测量；而且，在较低温区域，冷端温度的变化所引起的相对误差也非常突出。所以测量中、低温度一般使用热电阻温度测量仪表较为合适。2.温度测量原理及方法2.1热电阻

热电阻是基于电阻的热效应进行温度测量的，即电阻体的阻值随温度的变化而变化的特性。因此，只要测量出感温热电阻的阻值变化，就可以测量出温度。目前主要有金属热电阻和半导体热敏电阻两类。

热电阻型号：WZ□□-□□□测温仪表1/2单/双只外保护管直径热电阻接线盒形式（防水、防爆灯）类型：P铂，C铜安装固定装置（螺纹、法兰等）

2.1热电阻

目前应用最广泛的热电阻材料是铂和铜：铂电阻精度高，适用于中性和氧化性介质，稳定性好，具有一定的非线性，温度越高电阻变化率越小；铜电阻在测温范围内电阻值和温度呈线性关系，温度线数大，适用于无腐蚀介质，超过150℃易被氧化。

中国最常用的有R0=10Ω、R0=100Ω和R0=1000Ω等几种，它们的分度号分别为Pt10、Pt100、Pt1000；铜电阻有R0=50Ω和R0=100Ω两种，它们的分度号为Cu50和Cu100。其中Pt100和Cu50的应用最为广泛。2.1热电阻目前热电阻的引线主要有三种方式：

二线制：在热电阻的两端各连接一根导线来引出电阻信号。这种引线方法很简单，但由于连接导线必然存在引线电阻r，r大小与导线的材质和长度的因素有关。

三线制：在热电阻的一端连接一根引线，另一端连接两根引线的方式，这种方式通常与电桥配套使用，可以较好的消除引线电阻的影响，是工业过程控制中的最常用的引线电阻。

四线制：在热电阻的两端各连接两根导线的方式，其中两根引线为热电阻提供恒定电流I，把R转换成电压信号U，另两根引线把U引至二次仪表。2.1热电阻接线方式故障分析处理：1、显示很小：电阻或接线回路短路；2、显示坏质量或很大：电阻或接线回路断线；3、显示偏差：电阻或接线之间短路或接地；保护管内潮湿或有水；接线盒内潮湿；DCS组态参数设置于热电阻型号不对应。4、显示折线摆动：测量回路接线接触不好。2.1热电阻故障分析热电偶冷端的温度补偿

由于热电偶的材料一般都比较贵重（特别是采用贵金属时），而测温点到仪表的距离都很远，为了节省热电偶材料，降低成本，通常采用补偿导线把热电偶的冷端（自由端）延伸到温度比较稳定的控制室内，连接到仪表端子上。必须指出，热电偶补偿导线的作用只起延伸热电极，使热电偶的冷端移动到控制室的仪表端子上，它本身并不能消除冷端温度变化对测温的影响，不起补偿作用。因此，还需采用其他修正方法来补偿冷端温度t0≠0℃时对测温的影响。在使用热电偶补偿导线时必须注意型号相配，极性不能接错，补偿导线与热电偶连接端的温度不能超过100℃。2.热电偶故障分析处理：1、显示偏低；热电极变质；热偶内部潮湿；回路中连接螺丝锈蚀或阻值太大；补偿导线潮湿短路；补偿导线与热偶不匹配或极性接反；安装位置不当或插入深度不够；冷端温度太高。2、显示偏大：补偿导线与热偶不匹配；测量回路接地串入附加地势。3、显示摆动：接线固定螺丝松动；测量回路中存在接地或接触不好。2.2热电偶故障分析处理3.1压力测量

压力是指物体单位面积上所受的垂直作用力。在国际单位制中，压力的单位是“帕斯卡”（Pascal），简称“帕”，符号为“Pa”。1Pa＝1N/m2，即1牛顿（N）的力垂直均匀作用在1平米（m2）的面积上所形成的压力值称1Pa。

为了对压力参数的集中检测与控制，需要将测得的压力信号转换为电信号，以便远距离传送和信号处理。目前最常用的是压力变送器和差压变送器。3.压力测量原理及方法

压力变送器是一种将压力变量转换为可传送的统一输出信号的仪表，而且其输出信号与压力变量之间有一定的连续函数关系，通常为线性函数。压力变送器按不同的转换原理可分为力平衡式、电容式、电感式等。

电位式压力变送器感受元件是弹性元件，弹性元件自由端的位移输出信号经过放大带动电位器滑动壁移动或转动，从而输出相应的电阻信号。

电感式压力变送器是一种压力—位移—电感转换器，有气隙式变压器式、电涡流式三种。

电容式压力变送器是被测量介质压力通过隔离膜片，有灌充液体传送到中心的测量膜片，另一侧是大气基准压力或其他比较压力，测量膜片的位移正比于作用在其上的差压，此位移由其两侧的电容固定极板检测出来，由此产生的电容变化量经电子线路转换成电流信号输出。

汽包、轴封、辅汽联箱压力测量静压问题。

3.压力测量原理及方法

流量的定义：流体流量是指单位时间内流过管道或明渠某一截面流体的量，也称为瞬时流量。在某一段时间间隔内流过某一截面的流体的量称为流过的总量，也称作积分流量或累积流量。总量除以得到总量的时间就称为该段时间内的平均流量。根据工作原理的不同流量计可分为：速度式、容积式、差压式、超声波式、电磁式、质量式等流量计。流量测量系统一般由传感器、信号传输、信号转换装置和流量显示及计算装置四部分组成。4.流量测量与计算工作原理：在管道中放置一节流元件，流体流经节流元件时发生节流，在节流元件的前后两侧产生压力差（差压）。当流体、工况、管道、节流件、差压取出方式一定时，管道流量与差压有确定的关系。因此可通过测量差压来测量流量。标准节流装置由三部分组成：节流件、取压装置、测量直管段（节流件前10D，后5D），如下所示。

我国GB/T2624—93标准中规定的标准节流装置有：角接取压标准孔板、法兰取压标准孔板、长径喷嘴、文丘里管。4.流量测量与计算不可压缩流体的流量公式

流体在管道中发生节流时，管道中各处的流速变化及压力变化情况见图所示。4.流量测量与计算

在节流件前没有发生节流的位置上取截面A，对于一定常的流动，在截面A和截面B处将满足流体质量守恒和能量守恒。在充分紊流的理想情况下流体伯努利方程和流动连续性方程分别为：

整理的：上式推导时：没有考虑流体阻力损失；节流件前后压力也只能在管道边缘取得；流速最小截面直径难于确定，一般只能用节流件孔径代替；故需引入修正系数得到：4.流量测量与计算

实际组态中我们可以通过流量计算书中的参数，计算出测量装置的特征系数k，再由计算出流量。

但对于像给水流量一样的高温高压流体，温度对密度影响较大，所以一般需要对其进行修正。

用实际测量的温度和压力查表得出。4.流量测量与计算差压式流量装置使用注意事项：

1）确认测量装置设计参数适合于运行额定工况，并有一定余量。2）认真核对测量装置计算书，保证在DCS中进行正确的组态。

包括：测点量程设置，装置系数计算，温压补偿计算等。3）在保证计算正确后，测量显示不准时，应该检查：

测量装置安装位置是否符合装置要求；开孔位置是否正确；差压变送器正负压侧取样管是否对应；一次门、变送器二次门、平衡门、排污门是否泄露；仪表管是否堵塞或积水。

变送器是否存在零漂。4.流量测量与计算

汽包水位测量装置按照测量原理分为三种：带工业电

视的双色水位计；电接点水位计和差压水位计（分单室平衡容器和双室平衡容器两种）。发电厂中差压水位计一般用于汽包水位的自动调节和锅炉MFT保护，因此它测量的准确性和可靠性直接影响到锅炉运行的稳定性和安全性。

5.汽包水位测量与计算5.1二十五项反措关于汽包水位的规定：8防止锅炉汽包满水和缺水事故8.1汽包锅炉应至少配置两只彼此独立的就地汽包水位计和两只远传汽包水位计。水位计的配置应采用两种以上工作原理共存的配置方式，以保证在任何运行工况下锅炉汽包水位的正确监视。8.2汽包水位计的安装8.2.1取样管应穿过汽包内璧隔层，管口应尽量避开汽包内水汽工况不稳定区(如安全阀排汽口、汽包进水口、下降管口、汽水分离器水槽处等)，若不能避开时，应在汽包内取样管口加装稳流装置。8.2.2汽包水位计水侧取样管孔位置应低于锅炉汽包水位停炉保护动作值，一般应有足够的裕量(对于300MW及以上机组，应有30mm左右的裕量)。

5.1二十五项反措8.2.3水位计、水位平衡容器或变送器与汽包联接的取样管，一般应至少有1：100的斜度，对于就地联通管式水位计(即玻璃板式、云母板式、牛眼式、电接点式)，汽侧取样管为取样孔侧高，水侧取样管为取样孔侧低。对于差压式水位计，汽侧取样管为取样孔侧低，水侧取样管为取样孔侧高。8.2.4新安装的机组必须核实汽包水位取样孔的位置、结构及水位计平衡容器安装尺寸，均符合要求。

8.2.5差压式水位计严禁采用将汽水取样管引到一个连通容器(平衡容器)，再在平衡容器中段引出差压水位计的汽水侧取样的方法。

8.2.6就地连通管式水位计和差压式水位计的汽、水侧取样门的安装，应使其门杆处于水平位置。取样门、汽和水侧取样管、及其之间连通管，均需良好保温。取样门及取样管的通流内径，应不小于25mm。

5.1二十五项反措8.3对于过热器出口压力为13.5MPa及以上的锅炉其汽包水位计应以差压式(带压力修正回路，必要时再加平衡容器冷凝水柱温度补偿措施)水位计为基准。汽包水位监控信号，应采用三选中值的方式进行优选。汽包水位保护信号，应采用三取二的逻辑判断方式。

8.3.1差压水位计(变送器)应采用压力补偿。汽包水位测量应充分考虑平衡容器的温度变化造成的影响必要时采用补偿措施。

8.3.2汽包水位测量系统，应采取正确的保温、伴热及防冻措施，以保证汽包水位测量系统的正常运行及正确性。差压式水位计的正、负压表管，应有1：10的斜度，表管的通流内径，应不小于10mm，长度宜控制在15～20m之内。两管平行敷设，共同保温，中间不能有保温隔离层，伴热设施对两管伴热均匀，不应造成两管内冷凝水出现温差。

8.4汽包就地水位的零位应以制造厂提供的数据为准，并进行核对、标定。随着锅炉压力的升高，就地水位计指示值愈低于汽包真实水位，表8.1给出不同压力下就地水位计的正常水位示值和汽包实际零水位的差值Δh，仅供参考。表⒏1就地水位计的正常水位示值和汽包实际零水位的差值Δh

汽包压力

(MPa)l6.14～l7.6517.66～18.3918.40～19.60

Δh(mm)-76-102-150

5.1二十五项反措8.5按规程要求对汽包水位计进行零位校验。

当各水位计偏差大于30mm时，应立即汇报，并查明原因予以消除。当不能保证两种类型水位计正常运行时，必须停炉处理。

8.6严格按照运行规程及各项制度，对水位计及其测量系统进行检查及维护。机组启动调试时应对汽包水位校正补偿方法进行校对、验证，并进行汽包水位计的热态调整及校核。新机验收时应有汽包水位计安装、调试及试运专项报告，列人验收主要项目之一。

8.7当一套水位测量装置因故障退出运行时，应填写处理故障的工作票，工作票应写明故障原因、处理方案、危险因素预告等注意事项，一般应在8h内恢复。若不能完成，应制定措施，经总工程师批准，允许延长工期，但最多不能超过24h，并报上级主管部门备案。8.8锅炉高、低水位保护8.8.1锅炉汽包水位高、低保护应采用独立测量的三取二的逻辑判断方式。当有一点因某种原因须退出运行时，应自动转为二取一的逻辑判断方式，并办理审批手续，限期(不宜超过8h)恢复；当有二点因某种原因须退出运行时，应自动转为一取一的逻辑判断方式，应制定相应的安全运行措施，经总工程师批准，限期(8h以内)恢复，如逾期不能恢复，应立即停止锅炉运行。8.8.2锅炉汽包水位保护在锅炉启动前和停炉前应进行实际传动校检。用上水方法进行高水位保护试验、用排污门放水的方法进行低水位保护试验，严禁用信号短接方法进行模拟传动替代。8.8.3在确认水位保护定值时，应充分考虑因温度不同而造成的实际水位与水位计(变送器)中水位差值的影响。。

5.1二十