УДОСКОНАЛЕННЯ МЕТОДІВ МОНІТОРИНГУ ТЕМПЕРАТУРНИХ ПОЛІВ ОСНОВНОГО ОБЛАДНАННЯ ТЕС ДЛЯ ПІДВИЩЕННЯ ЙОГО НАДІЙНОСТІ ТА РЕСУРСУ

Зибін, Назар Олегович
Please use this identifier to cite or link to this item: https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/7185
Title:	УДОСКОНАЛЕННЯ МЕТОДІВ МОНІТОРИНГУ ТЕМПЕРАТУРНИХ ПОЛІВ ОСНОВНОГО ОБЛАДНАННЯ ТЕС ДЛЯ ПІДВИЩЕННЯ ЙОГО НАДІЙНОСТІ ТА РЕСУРСУ
Authors:	Чичужко, Марина Володимирівна Зибін, Назар Олегович
Keywords:	обладнання ТЕс;підвищення ресрсу
Issue Date:	30-Jan-2026
Abstract:	Метою роботи є розробка нового підходу до підвищення надійності, безпеки та експлуатаційного терміну систем, установок і агрегатів ТЕС за рахунок підвищення точності вимірювання температури і зниження інерційності реакції систем управління і теплового захисту. Для досягнення поставленої мети були вирішені наступні задачі: 1. Аналіз можливих діапазонів зміни робочих температур, характерних для систем і агрегатів, пов'язаних єдиним технологічним циклом виробництва тепла і електрики на теплових електростанціях. 2. Розробка нового підходу до оцінки основних похибок вимірювань температури в агрегатах, вузлах і агрегатах теплових електростанцій з використанням групи моделей теплообміну і чисельних методів моделювання. 3. Визначення впливу відхилень робочих температур через похибки і високу інерційність термоелектричних перетворювачів при експлуатації обладнання на надійність і безпеку роботи систем, агрегатів і агрегатів теплових електростанцій. 4. Розробка рекомендацій, спрямованих на підвищення точності вимірювання температури термоелектричними перетворювачами в основних вузлах, вузлах і агрегатах теплових електростанцій з метою забезпечення умов для надійної, безпечної та ефективної експлуатації останніх.
URI:	https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/7185
Appears in Collections:	144 Теплоенергетика (Теплоенергетика)
Files in This Item:
File	Description	Size	Format
Робота зибін.pdf Restricted Access		3.85 MB	Adobe PDF	View/Open Request a copy
Show full item record
Extracted text
МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ 
Черкаський державний технологічний університет 
Факультет електронних технологій, автотранспорту та машинобудування 
Кафедра енерготехнологій 
 
                                                                        „ЗАТВЕРДЖУЮ” 
             Завідувач кафедри Енерготехнологій 
_______________ Геннадій КАЛЕЙНІКОВ 
                                                                          “___” ___ 2025  р. 
 
МАГІСТЕРСЬКА КВАЛІФІКАЦІЙНА РОБОТА 
на тему: 
« УДОСКОНАЛЕННЯ МЕТОДІВ МОНІТОРИНГУ 
ТЕМПЕРАТУРНИХ ПОЛІВ ОСНОВНОГО ОБЛАДНАННЯ 
ТЕС ДЛЯ ПІДВИЩЕННЯ ЙОГО НАДІЙНОСТІ ТА 
РЕСУРСУ» 
 
ПОЯСНЮВАЛЬНА ЗАПИСКА 
код роботи МКР 25.144.87 ПЗ 
Спеціальність  144 - Теплоенергетика 
 
 
Виконавець роботи: 
_________________________ Зибін Назар Олегович ______________________ 
(підпис, дата) 
Науковий керівник: 
_________________Чичужко М.В., к.т.н., доц.__________________________ 
(підпис, дата) 
Рецензент: 
____________________________________________________________________ 
(підпис, дата) 
 
Черкаси, 2025 р. 
  
 
МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ 
Черкаський державний технологічний університет 
Факультет електронних технологій, автотранспорту та машинобудування 
Кафедра енерготехнологій 
 
 
                                                                                         „ЗАТВЕРДЖУЮ” 
Завідувач кафедри Енерготехнологій 
________________  Геннадій КАЛЕЙНІКОВ 
                                                                                              “____” _____ 2025   р. 
 
 
 
ЗАВДАННЯ 
до магістерської кваліфікаційної роботи____ Зибін Назар Олегович _______________ 
                                                                   (прізвище, ім’я та по-батькові студента) 
1. Тема «Удосконалення методів моніторингу температурних полів основного обладнання ТЕС 
для підвищення його надійності та ресурсу» 
 
затверджена наказом ректора університету від “15”вересня 2025 р.,   № 261/03-03 
 
2. Термін здачі студентом завершеної роботи 12.12.2025 
3. Вихідні дані: Основне обладнання теплоелектростанції 
4. Перелік питань, які повинні бути розроблені в роботі: 1.Аналіз можливих діапазонів зміни 
робочих температур, характерних для систем і агрегатів, пов'язаних єдиним технологічним 
циклом  виробництва тепла і електрики на теплових електростанціях; 2.Розробка нового 
підходу до оцінки основних похибок вимірювань температури в агрегатах, вузлах і агрегатах 
теплових електростанцій з використанням групи моделей теплообміну і чисельних методів 
моделювання; 3.Визначення впливу відхилень робочих температур через похибки і високу 
інерційність термоелектричних перетворювачів при експлуатації обладнання на надійність і 
безпеку роботи систем, агрегатів і агрегатів теплових електростанцій; 4.Розробка рекомендацій, 
спрямованих на підвищення точності вимірювання температури термоелектричними 
перетворювачами в основних вузлах, вузлах і агрегатах теплових електростанцій з метою 
забезпечення умов для надійної, безпечної та ефективної експлуатації останніх.  ; 
5. Перелік графічного матеріалу: тема роботи, збої в роботі агрегатів, агрегатів і вузлів ТЕС, 
зменшення терміну служби паропроводів з підвищенням робочої температури, приклади 
установки датчика температури на ТЕЦ, залежність відносного збільшення інтенсивності відмов 
пароперегрівача при роботі в умовах підвищених температур, час спрацьовування (т, с) 
чутливого елемента термопари, розподіл температури в чутливому елементі, розподіл 
температури в чутливому елементі, схема експериментального стенду, висновки. 
6. Консультанти з роботи з зазначенням розділів роботи, які їх стосуються 
  Підпис, дата 
Розділ Консультант завдання  видав завдання прийняв 
Розділи 1-3 Чичужко М.В.   
ОП та безпека в НС Цікановський В.Л.   
 
7. Дата видачі завдання “_____”______. 2025 р. 
 
 
Керівник _____________________ 
Завдання прийняв до виконання _________________ 
РЕФЕРАТ 
 
Кваліфікаційна робота магістра Зибіна Назара Олеговича на тему 
«Удосконалення методів моніторингу температурних полів основного обладнання 
ТЕС для підвищення його надійності та ресурсу» містить 100 сторінок текстового 
документа, 32 використаних джерел, 27 рисунків. 
Керівник – Чичужко М.В. к.т.н., доц. 
Метою роботи є розробка нового підходу до підвищення надійності, безпеки 
та експлуатаційного терміну систем, установок і агрегатів ТЕС за рахунок 
підвищення точності вимірювання температури і зниження інерційності реакції 
систем управління і теплового захисту.  
Для досягнення поставленої мети були вирішені наступні задачі:  
1. Аналіз можливих діапазонів зміни робочих температур, характерних для систем 
і агрегатів, пов'язаних єдиним технологічним циклом  виробництва тепла і 
електрики на теплових електростанціях.  
2. Розробка нового підходу до оцінки основних похибок вимірювань температури 
в агрегатах, вузлах і агрегатах теплових електростанцій з використанням групи 
моделей теплообміну і чисельних методів моделювання.  
3. Визначення впливу відхилень робочих температур через похибки і високу 
інерційність термоелектричних перетворювачів при експлуатації обладнання на 
надійність і безпеку роботи систем, агрегатів і агрегатів теплових 
електростанцій.  
4. Розробка рекомендацій, спрямованих на підвищення точності вимірювання 
температури термоелектричними перетворювачами в основних вузлах, вузлах і 
агрегатах теплових електростанцій з метою забезпечення умов для надійної, 
безпечної та ефективної експлуатації останніх.  
  
ЗМІСТ  
  
ВСТУП.......................................................................................................................... 4  
РОЗДІЛ 1. ВЗАЄМОЗВ'ЯЗОК МІЖ ХАРАКТЕРИСТИКАМИ І ПАРАМЕТРАМИ 
НАДІЙНОСТІ ОСНОВНИХ ВУЗЛІВ І СИСТЕМ ТЕПЛОВИХ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЙ 
З ТОЧНІСТЮ ВИМІРЮВАНЬ РОБОЧОЇ ТЕМПЕРАТУРИ ................................... 10  
1.1. Основні характеристики надійності і терміну служби агрегатів, агрегатів, 
агрегатів і систем теплових електростанцій ......................................................... 10  
1.2. Вплив робочої температури на показники надійності агрегатів, агрегатів і 
агрегатів теплових електростанцій ........................................................................ 11  
1.3. Основні джерела похибок вимірювання температури термоелектричними 
перетворювачами в системах управління, регулювання, захисту та блокування 
теплових електростанцій ........................................................................................ 14  
РОЗДІЛ 2. АНАЛІЗ ВПЛИВУ ПОМИЛОК НА ВИМІРЮВАННЯ ТЕМПЕРАТУРИ 
ДЛЯ НАДІЙНОСТІ І ТЕРМІНУ ЕКСПЛУАТАЦІЇ АГРЕГАТІВ І ВУЗЛІВ 
ТЕПЛОВИХ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЙ ...........................................................................28  
2.1. Вплив повітряного прошарку між термоелектричним перетворювачем і 
поверхнею колекторів пароперегрівача теплових електростанцій на похибку 
вимірювань температури ........................................................................................ 28  
2.2. Аналіз впливу повітряного прошарку між термоелектричним 
перетворювачем з ізольованим переходом і підшипниками тягодуттєвих машин 
парових котлів теплових електростанцій на похибки вимірювань температури . 36  
2.3. Вивчення закономірностей впливу методу установки занурювальних 
термоелектричних перетворювачів на похибки вимірювань температури пари в 
циліндрах турбін теплових електростанцій і живильної води …………………..43  
2.3.1. Дослідження впливу захисної втулки на похибку вимірювання 
температури технологічних середовищ ТЕС під тиском .................................. 46 
2.3.2. Вплив теплофізичних характеристик матеріалів, що наповнюють захисну 
рукав, на задовільну тривалість вимірювань температури пари, живильної та 
мережевої води ТЕС ............................................................................................. 54  
2.3.3. Особливості впливу відведення тепла через матеріал, що наповнює рукав, 
на похибки вимірювань температури перегрітої пари, живильної та мережевої 
води ТЕС ............................................................................................................... 58 
2.3.4. Оцінка впливу режимів підвищення температури термоелектричного 
перетворювача на похибку його вимірювань…………………………………… 62  
2.4. Вплив теплофізичних характеристик матеріалів елементів 
термоелектричних перетворювачів на похибку визначення температури поверхні 
технологічних вузлів і робочих середовищ теплових електростанцій ................ 67  
 
 
 
 
 МКР 25.144.87 ПЗ 
Змн.  Арк. № докум. Підпис Дата 
 Розро б. Зибін  Літ. Арк. Акрушів 
Зміст 
 Перев ір. Чичужко   
 Реценз.  магістерської роботи 
 Н. Контр.  ЧДТУ, МТЕ-45 
 Затверд. Калейніков 
2.5. Вплив радіаційного та конвективного типів теплообміну на необхідну 
тривалість вимірювання температури термоелектричним перетворювачем…… 67  
2.5.1. Вплив радіаційного теплообміну на похибки вимірювання температури 
димових газів у газоходах парових котлів теплових електростанцій ..............67  
2.5.2 Вплив вільної конвекції на необхідну тривалість вимірювання 
температури термоелектричним перетворювачем .............................................. 69 
2.6. Експериментальне визначення температурних полів термоелектричними 
перетворювачами ...................................................................................................... 70 
РОЗДІЛ  3.  ЗАСТОСУВАННЯ РЕЗУЛЬТАТІВ НА ТЕПЛОВИХ 
ЕЛЕКТРОСТАНЦІЯХ ……………………………………………………………… 75 
3.1. Системи теплового захисту та блокування теплових електростанцій ......... 75  
3.2. Оптимізація техніко-економічних показників ТЕС ....................................... 81 
3.3. Рекомендації щодо використання результатів роботи на ТЕС ......................86 
РОЗДІЛ 4.  ОХОРОНА ПРАЦІ ТА БЕЗПЕКА В НАДЗВИЧАЙНИХ СИТУАЦІЯХ.88 
4.1 Вимоги безпечного обслуговування пристроїв теплової автоматики, 
тепломеханічних вимірювань та захистів……………………………………………88 
4.2 .Вимоги безпечної роботи з ртутними приладами………………………………92 
ВИСНОВОК.................................................................................................................. 97 
СПИСОК ЛІТЕРАТУРИ.............................................................................................. 98   
ВСТУП 
  
Незважаючи на розвиток атомної енергетики та альтернативних джерел 
енергії, теплові електростанції (ТЕС) складають основу виробництва 
електроенергії. На ТЕС припадає майже 70% всієї виробленої енергії [1]. В даний 
час особливо актуальними є питання надійності та продовження робочого ресурсу 
агрегатів, агрегатів і агрегатів теплових електростанцій, що обумовлено рядом 
причин. Численні опитування та статистичні дослідження показали [1], що 
власники генеруючих компаній практично не мають наміру вкладати кошти в 
реконструкцію та технічне переоснащення електростанцій і дотримуються 
стратегії отримання короткострокового прибутку за рахунок підвищення цін на 
електроенергію. Такий підхід призвів до того, що у зв'язку зі значним зменшенням 
інвестицій в оновлення обладнання ресурс більше половини основних вузлів і 
вузлів теплових електростанцій на сьогоднішній день становить 30 років і більше 
[1].  
Специфіка енергетичного виробництва полягає в неможливості накопичення 
готової продукції: в будь-який довільний час обсяг виробництва повинен 
відповідати обсягу споживання. Тому забезпечення надійності роботи ТЕС є 
найважливішим аспектом сталого енергозабезпечення споживачів [2].  
Проблема надійності та безпеки обладнання ТЕС має системний характер і 
потребує комплексного підходу до підвищення надійності та продовження терміну 
служби агрегатів і агрегатів електростанцій. У цьому напрямку [2] важливого 
значення мають: оптимальні конструктивні рішення, якість монтажу, організацію 
експлуатації, що характеризуються, перш за все, режимами і параметрами 
стабільної (надійної) роботи обладнання.  
Температура є одним з основних параметрів, що характеризують 
інтенсивність фізичних процесів в агрегатах, вузлах і агрегатах теплових 
електростанцій [3]. При цьому для більшості агрегатів, агрегатів і агрегатів 
теплових електростанцій, як правило, вирішальну роль відіграють температурні 
вимірювання [2] в управлінні всіма технологічними процесами, аналізі техніко-
економічних показників виробництва теплової та електричної енергії на теплових 
електростанціях, прогнозуванні надійності роботи обладнання в реальних умовах 
експлуатації.  
У більшості випадків температура (поряд з тиском) є найважливішим 
показником безпеки технологічних процесів і захисту обладнання ТЕС. Всі основні 
енергоблоки і агрегати енергетичних установок оснащені системами захисту від 
перевищення температури, що перевищує допустимі межі [1]. Важливим 
завданням в даному випадку є постійний контроль поточних значень цього 
параметра з високою достовірністю. Це пов'язано з тим, що робота основних вузлів, 
вузлів і агрегатів теплових електростанцій пов'язана з їх роботою при високих 
температурах, що негативно позначається на стані металу обладнання, призводить 
до поступового руйнування його елементів і виходу з ладу вузлів і агрегатів в 
цілому [2].   
На вимірювання температури в енергетиці припадає до 50% від загального 
обсягу вимірювань [2]. Відповідно до «Інструкції з виконання обсягів 
технологічних вимірювань, сигналізації, автоматичного контролю на теплових 
електростанціях» [1] на теплових електростанціях регламентується від 80 до 150 
точок вимірювання температури в одиницях, агрегатах і агрегатах:  
  до 56 балів (або 48,3% від загального числа вимірюваних параметрів) в 
автоматизованій системі контролю та управління (АСУ) парової турбіни;  
  в автоматизованій системі управління паровим котлом до 20 балів (або 39 
%) від загального числа вимірюваних параметрів;  
  в автоматизованій системі управління загальною блоковою частиною ТЕС 
до 12 пунктів (або 30%);  
  до 13 балів (або 16,9%) в автоматизованій системі управління електричною 
частиною ТЕС;  
  в автоматизованій системі управління паливним господарством ТЕС до 15 
балів (в залежності від виду використовуваного палива) [1].  
Вимірювання температури мають особливе значення не тільки в складі систем 
управління, але і в складі автоматичного (дистанційного) управління 
технологічними процесами (АСУ ТП). Зокрема, на теплових електростанціях на 
температурні регулятори технологічних середовищ припадає до 35% від загального 
числа регулюючих пристроїв. Вимірювання температури проводиться також в 
системах захисту і блокування [2]. Але висока інерційність систем регулювання 
температури призводить до того, що системи, установки, агрегати і агрегати 
теплових електростанцій можуть працювати при підвищених температурах під час 
реакції систем автоматичного управління. Це призводить до зниження надійності і 
експлуатаційного ресурсу агрегатів, систем і теплових електростанцій в цілому [3].  
Широке коло завдань з вимірювання температури визначає велика кількість 
розроблених на сьогоднішній день методів вимірювання [3]. Вимірювання 
температури на теплових електростанціях зазвичай проводяться за допомогою 
датчиків, принцип дії яких заснований [3] на: властивостях речовин змінювати їх 
обсяг при підвищенні або зниженні температури; термоелектричний ефект; 
властивості металів змінювати електричний опір при зміні температури; 
вимірювання температури теплового випромінювання нагрітих тіл і т.д. Серед них 
широке поширення отримали термоелектричні перетворювачі (ТПЕ) і 
перетворювачі опору (ДПС) [3]. Їх використання обумовлено надійність, простота 
конструкції і обслуговування, а також відносно низькі похибки вимірювань. Серед 
перспективних напрямків термометрії в енергетиці – використання інфрачервоних 
та волоконно-оптичних контактних датчиків. Однак в даний час волоконно-оптичні 
технології не мають істотної переваги перед електронними, і в найближчому 
майбутньому, швидше за все, вони не зможуть повністю замінити використовувані 
в теплоенергетиці ТПЕ і ТЕС [2].  
Вибір датчиків при проектуванні систем контролю і управління на ТЕС 
визначається впливом багатьох факторів, в тому числі вимог до гранично 
допустимих похибок вимірювань, теплової інерції датчика, діапазону вимірюваних 
температур, необхідності дистанційної передачі даних та інших параметрів [2]. 
Найбільш часто використовуваними датчиками в системах контролю і управління 
технологічними процесами на ТЕС є термоелектричні перетворювачі з 
номінальним статичні характеристики (НШ) типу К (XA), L (HK), E (HKn) [3]. Ці 
типи датчиків охоплюють необхідний діапазон вимірюваних температур (300–1400 
К) в основних вузлах, вузлах і агрегатах теплових електростанцій   (ПП) [3]. 
Врахування інерції первинного перетворювача при проектуванні систем 
управління здійснюється за рахунок використання вимірювальних приладів при 
розрахунку параметрів установки регуляторів передавальних функцій [2], які, як 
правило, не враховують реальних умов роботи датчиків температури установок і 
агрегатів теплових електростанцій.  
Для вимірювання температур нагрітих середовищ (повітря, живильної води, 
основного конденсату, насиченого і перегрітого пара) і поверхонь технологічного 
обладнання (металу поверхонь нагріву, колекторів, трубопроводів, барабанів 
котельних установок) [3] застосовують занурювальні і поверхневі датчики 
відповідно. Достовірність вимірювань температури на теплових електростанціях, 
як зазначалося вище, є не тільки умовою забезпечення ефективності 
технологічного процесу і раціонального споживання палива і води [4], але і 
основою забезпечення надійності і безпеки процесів виробництва теплової та 
електричної енергії на теплових електростанціях.  
Однією з основних причин похибок вимірювань температури 
термоелектричними перетворювачами (ТПЕ) на ТЕС є недосконалий контакт 
термопарного з'єднання з матеріалом або середовищем (поверхня агрегатів, блоків, 
збірок, рідина, газ, пара, двофазні суміші), в якій вимірюється температура [3]. 
«Поганий» контакт може бути наслідком впливу багатьох факторів. Найбільш 
вірогідні [3]: розбіжність між розмірами з'єднання термопари і западиною, в якій 
він знаходиться; необхідність введення в простір між стиком і матеріалом 
спеціальних паст, герметиків, клеїв з метою заповнення щілини; термічні напруги і 
деформації матеріалів, тріщини в зоні контакту; втомні напруги і деформації, що 
призводять до аналогічних наслідків, перерахованих вище; необхідність 
використання захисних покриттів або рукавів для запобігання утворенню оксидних 
плівок на поверхні місця з'єднання.  
Спроби вивчення впливу вищезазначених факторів були зроблені раніше [2]. 
Але немає підстав стверджувати, що проблеми аналізу впливу неідеального 
контакту термопарного з'єднання з матеріалом на похибки вимірювань температури 
в умовах, що відповідають роботі основних вузлів, агрегатів і агрегатів теплових 
електростанцій, повністю вирішені.  
Метою роботи є розробка нового підходу до підвищення надійності, безпеки 
та експлуатаційного терміну систем, установок і агрегатів ТЕС за рахунок 
підвищення точності вимірювання температури і зниження інерційності реакції 
систем управління і теплового захисту.  
Для досягнення поставленої мети були вирішені наступні задачі:  
5. Аналіз можливих діапазонів зміни робочих температур, характерних для систем 
і агрегатів, пов'язаних єдиним технологічним циклом  виробництва тепла і 
електрики на теплових електростанціях.  
6. Розробка нового підходу до оцінки основних похибок вимірювань температури 
в агрегатах, вузлах і агрегатах теплових електростанцій з використанням групи 
моделей теплообміну і чисельних методів моделювання.  
7. Визначення впливу відхилень робочих температур через похибки і високу 
інерційність термоелектричних перетворювачів при експлуатації обладнання на 
надійність і безпеку роботи систем, агрегатів і агрегатів теплових 
електростанцій.  
8. Розробка рекомендацій, спрямованих на підвищення точності вимірювання 
температури термоелектричними перетворювачами в основних вузлах, вузлах і 
агрегатах теплових електростанцій з метою забезпечення умов для надійної, 
безпечної та ефективної експлуатації останніх.  
Наукова новизна роботи. Розроблено новий підхід до підвищення надійності 
роботи та ресурсу парку систем, агрегатів та агрегатів ТЕС шляхом оптимізації 
роботи систем управління з урахуванням реальних умов їх експлуатації на теплових 
електростанціях. Поставлено і вирішено групу задач теплообміну в системах з 
типовими термоелектричними перетворювачами, що відповідають умовам 
експлуатації основних вузлів, агрегатів і агрегатів теплових електростанцій. 
Враховуються особливості конструкцій ТПЕ, відмінності в теплофізичних 
властивостях матеріалів основних елементів термопар, неідеальні умови контакту 
стику з середовищем або поверхнею, температура якої вимірюється. Розроблені 
моделі є універсальними з точки зору можливості використання для оцінки похибок 
визначення температур в різних вузлах, агрегатах і агрегатах теплових 
електростанцій з використанням ТПЕ. Вони не мають аналогів у формулюванні 
задач, алгоритмах розв'язання та результатах чисельного моделювання.  
Практична значущість. Розроблені моделі нестаціонарного теплообміну та 
алгоритми оцінки похибок при вимірюваннях температури ТЕС в основних вузлах, 
агрегатах, агрегатах і технологічних середовищах ТЕС можуть бути використані 
для підвищення швидкості спрацьовування систем регулювання температури, що 
працюють на теплових електростанціях. Це дозволить скоротити тривалість 
експлуатації установок, систем і агрегатів ТЕС в умовах нерегульованих (особливо 
найбільш небезпечних – граничних або максимальних) температур.  збільшити 
тривалість їх безвідмовної роботи і збільшити робочий ресурс. Крім того, отримані 
результати можуть бути використані для аналізу впливу негативних факторів і їх 
сукупності на похибку вимірювання температури і подальшої корекції умов 
вимірювання (тривалість роботи ТПЕ, тип номінальної статичної характеристики 
(НШ), умови установки датчика і т.д.). Сформульовані в роботі рекомендації 
дозволяють обґрунтувати причини і мінімізувати похибки вимірювання 
температури в агрегатах, агрегатах і агрегатах теплових електростанцій (поверхні 
турбінної установки, метал труб колекторів пароперегрівачів парогенераторів, 
водяна пара, димові гази, вода, конденсат, мастило, паливо і т.д.).  
Ступінь достовірності результатів числових досліджень. Оцінка 
достовірності отриманих результатів досліджень проводилася при перевірці 
консерватизму використовуваних різницевих схем. Експериментальні оцінки 
проводилися і в лабораторних умовах. Результати останніх порівнювалися з тими, 
що були отримані при чисельному моделюванні. Відхилення не перевищували 5%. 
Зроблено висновки про задовільну надійність виконаних теоретичних досліджень 
та адекватність розроблених фізичних та математичні моделі теплообміну.  
  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
РОЗДІЛ 1. ЗВ'ЯЗОК ХАРАКТЕРИСТИК І ПАРАМЕТРІВ НАДІЙНОСТІ 
ОСНОВНИХ ВУЗЛІВ І СИСТЕМ ТЕПЛОВИХ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЙ З 
ТОЧНІСТЮ ВИМІРЮВАННЯ РОБОЧОЇ ТЕМПЕРАТУРИ  
  
МКР 25.144.87 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 Розроб. Зибін  Літ. Арк. Акрушів 
РОЗДІЛ 1. 
 Перевір. Чичужко   
 Реценз.  
 Н. Контр.  ЧДТУ, МТЕ-45 
 Затверд. Калейніков 
РОЗДІЛ 1. ЗВ'ЯЗОК ХАРАКТЕРИСТИК І ПАРАМЕТРІВ НАДІЙНОСТІ 
ОСНОВНИХ ВУЗЛІВ І СИСТЕМ ТЕПЛОВИХ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЙ З 
ТОЧНІСТЮ ВИМІРЮВАННЯ РОБОЧОЇ ТЕМПЕРАТУРИ  
  
1.1. Основні характеристики надійності і терміну служби агрегатів, 
агрегатів, агрегатів і систем ТЕС  
  
Надійність - комплексний показник[2], що характеризує властивості 
обладнання зберігати і відтворювати робочі параметри в процесі експлуатації 
протягом тривалого періоду часу. Для опису властивостей об'єкта з точки зору його 
надійності використовуються показники [2]: безвідмовна робота, 
ремонтопридатність та інші характеристики. Виходом з ладу обладнання прийнято 
вважати властивість об'єкта зберігати працездатність протягом певного періоду 
часу, тобто ймовірність безвідмовної роботи об'єкта протягом часу між відмовами. 
Імовірність виходу з ладу обладнання за одиницю часу називається частотою 
відмов [2]:  
 (1.1.1)  
де Р - ймовірність виходу з ладу обладнання в проміжок часу ∆t, за умови, що 
об'єкт працював без відмов до часу t0. Фізично частота відмов характеризує 
ймовірність того, що елемент обладнання, який працював без збоїв до часу t, вийде 
з ладу в наступний раз після нього через досить короткий проміжок часу ∆t [2].  
 Придатність обладнання до виконання необхідних функцій певною мірою 
залежить від його відновлювальності – ремонтопридатності. Кількісними 
характеристиками ремонтопридатності є інтенсивність відновлення μ(t) і 
ймовірність відновлення за певний проміжок часу P(t0, t0+Δt), що відносяться до 
співвідношення [2]:  
  (1.1.2)  
Імовірність того, що об'єкт буде введений в експлуатацію в будь-який момент 
часу (крім розрахункового періоду, в який обладнання не передбачається 
використовуватися) характеризується коефіцієнтом доступності [2]: 
 (1.1.3) 
 де In – частота відмов, μ – швидкість відновлення.  
 Основними показниками довговічності обладнання є середній термін служби 
ТП і середній термін служби  ТП. Середній термін служби переобладнаних об'єктів 
складається з чергування періодів експлуатації та відновлення. Середній термін 
служби об'єкта - це середній час експлуатації від початку експлуатації до настання 
граничного стану [2, 11].  
 Однією з основних характеристик тепломеханічного обладнання теплових 
електростанцій є термін служби, який чисельно дорівнює періоду експлуатації 
обладнання з дотриманням вимог до монтажу, експлуатації та ремонту [2].  
  
1.2. Вплив робочої температури на показники надійності агрегатів, агрегатів і 
агрегатів ТЕС  
  
Показники надійності обладнання (безвідмовність, готовність, довговічність 
і т. Д.) В значній мірі визначаються режимами роботи обладнання (характером і 
інтенсивністю теплообміну, горіння, корозійних процесів), залежать від наявності 
відкладень на поверхнях і процесів, що протікають в металах [2, 11].  
 У процесі експлуатації агрегатів ТЕС найбільш схильні до пошкоджень водяні 
економайзери, пароперегрівачі, екрани печей [2, 11]. Найбільш типові 
пошкодження котельного обладнання, що функціонує у складі енергоблоків 
потужністю до 300 МВт, наведені в таблиці 1.2.1.  
  
Таблиця 1.2.1 – Збої в роботі агрегатів, агрегатів і вузлів ТЕС [9, 11]  
No п/п  Найменування обладнання  Показник відмов, %  
1  Поверхні нагріву, в т.ч.  79,2  
1.1  економайзер  21,7  
1.2  Екрани для випаровування  19,8  
1.3  Пароперегрівач  27,3  
1.4  Неопалювані труби  6,5  
1.5  Інші елементи  3,9  
2  Технічні засоби автоматизації  7,4  
3  Арматура  4,9  
4  Аксесуари  3,5  
5  Система подачі палива, газопроводи, 0,4  
регенеративні нагрівачі повітря  
  
 В процесі експлуатації труби екранів печей піддаються впливу променистої 
енергії, корозійного впливу продуктів згоряння та інших середовищ [9, 11].  
 У котельних установках, що працюють на надкритичних параметрах, труби 
радіаційних пароперегрівачів піддаються високотемпературної корозії, що 
призводить до зміни структури сталей, зниження жароміцності і, в кінцевому 
підсумку, до витончення труб і появи сплесків [9, 11].  
 Поява розривів в трубопроводах особливо небезпечно, так як миттєва зупинка 
котла або зниження навантаження неможливі, а до тих пір, поки тиск від 
розгерметизації трубопроводу не знизиться, вихлопне середовище може 
пошкодити сусідні труби, що призводить до заміни не тільки пошкодженої ділянки 
труби, але навіть і всього ступеня пароперегрівача [2].  
 Особливістю пошкодження деталей турбінної установки є те, що навіть 
серйозні дефекти не завжди призводять до виходу з ладу турбіни в цілому [2]. Це, 
в першу чергу, стосується пошкодження регулюючої та запірної арматури, корпусів 
циліндрів турбіни. Дефекти, що виникають в металі в процесі експлуатації, - це в 
основному втомні провали або тріщини деталей кузова, які виникають, як правило, 
в результаті впливу циклічних навантажень (вібрації) і т. Д. Основними факторами 
тут є конструктивні недоліки та ерозійне зношування [2, 11].  
Таким чином, в процесі експлуатації, з метою продовження терміну служби 
обладнання і зниження інтенсивності відмов, особливе значення має дотримання 
правил експлуатації, в тому числі і температурного режиму.  
Залежність між температурним режимом роботи і надійністю роботи 
обладнання може бути визначена на підставі аналізу нормативних документів [4-9]. 
Основні залежності показані на рисунках 1.2.1–1.2.3.  
>   81 8   
15H 1M1F   До 
≤ 818 ти  с. 
> 81 8  Д   
12 H1MF   о 
≤ 818 ти  с. 
784 -8 04   
12 МГ   До 
≤ 783 ти  с. 
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 
Ресурс парку, %    
  
Рисунок 1.2.1. Зменшення терміну служби колекторів парового котла теплової 
електростанції з підвищенням робочої температури (в залежності 
від матеріалу (сталь)  
>  8 18  Д   
ЄП44  о 
 
≤ 818   
До 
>   798   Д   
EI723 о 
  
≤ 7 98  Д   
о 
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 
Ресурс парку, %    
  
Рисунок 1.2.2. Скорочення терміну служби арматури і роз'ємів турбін ТЕС з 
підвищенням робочої температури  (в залежності від матеріалу (сталь)  
813 К   
До 
12 79 3  К   
Х1MФ (  Ø 194)   
783  К   
о 773  К   
12Х 1MФ (  Ø 133)   
833  К    
823  К    
12 МХ ( Ø  273)   
783  К    
773 К   
15 Х1M1Ф (  Ø 377)   
833 К   
До 818 К   
До 
15 Х1M1Ф (  Ø 273)   
833  К   
К 818  К   
о 
 833 К   
15Х1M1Ф (  Ø 245)     
82 3 К    
К 818 К   
К 
15 Х1M1Ф (  Ø 219)   
83 8 К   
818 К   
До 
15 Х1M1Ф (  Ø 194)   83 3  К    
818  К    
 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100    
Рисунок 1.2.3. Зменшення терміну служби паропроводів з підвищенням 
робочої температури (в залежності від матеріалу (сталь)  
  
 З рисунків 1.2.1–1.2.3 видно, що робоча температура має безпосередній вплив 
на надійність вузлів, агрегатів і агрегатів ТЕС.  
Надійність обладнання характеризується числовими показниками: 
напрацюванням часу між відмовами, показниками справності, 
ремонтопридатністю, частотою відмов і т.д. Оскільки температурний режим роботи 
має вирішальний вплив на надійність обладнання, а вихід з ладу відбувається в 
основному через втомну деформацію, то частоту відмов можна визначити за 
допомогою однофакторної моделі живлення [2]:  
  (1.2.1)  
де V, m – постійні величини, Т – коефіцієнт навантаження (робоча температура 
обладнання, К). Константи V і m - експериментально визначені величини, вони 
залежать від матеріалу обладнання та інших параметрів.  
 Константи у виразі (1.2.1) визначаються емпіричними методами. Оскільки 
відомих числових значень констант V і m для конкретного типу обладнання досить 
мало (по деяких елементах така інформація взагалі недоступна), були визначені 
діапазони їх зміни.   Якість роботи систем терморегулювання роботи основного 
обладнання теплових електростанцій, що визначається достовірністю показань 
приладів вимірювання температури, має безпосередній вплив на надійність роботи 
основного і допоміжного обладнання теплових електростанцій.  
  
1.3. Основні джерела похибок вимірювання температури термоелектричними 
перетворювачами в системах управління, регулювання, захисту та 
блокування теплових електростанцій  
  
 При використанні термопар (термопар або термометрів опору) число джерел 
похибки вимірювань зазвичай вище, ніж у інших відомих типів датчиків 
температури. Це пов'язано з тим, що крім джерел похибок вимірювань, які 
характеризують всі засоби контролю температури (контакт із середовищем датчика, 
характеристики матеріалів основних елементів останнього), існують фактори, 
пов'язані з електричними характеристиками термоелектродів і датчика в цілому [4].  
До основних похибок вимірювання температури термопарами в умовах 
експлуатації на теплових електростанціях можна віднести наступні фактори:  
1) Наявність «сторонніх» струмів, зовнішніх перешкод і перешкод (рисунок 
1.3.1) [5], незадовільна електрична ізоляція в ланцюзі термопари.  
До виміру  
Пристрій 
Електромагнітне поле збурення 
Рисунок 1.3.1. Вплив електромагнітного поля  
Вплив статичних магнітних полів також може викликати значні похибки 
(рисунок 1.3.2) [2].  
180 Δ Т , К   
160 
140 
120 
100 
80 
60 
40 
20 
0 
300 350 400 450 500 550 600 
Розрахункова температура ,   К 
Рисунок 1.3.2. Залежність різниці між розрахунковою температурою і 
показаннями термопари  (СА) К-типу, розташованої в оболонці нагрівача в моделі 
ядерного реактора [26, 27]  
  
 Відомо [3], що при використанні термопари в зоні з великими тепловими 
потоками (наприклад, в нагрівачах, що імітують паливні стрижні в моделі ядерного 
реактора) виникають значні похибки вимірювань, в той час як датчики, розташовані 
на осі симетрії нагрівачів в неопалюваних зонах (з малими температурними 
градієнтами), дозволяють отримувати досить точні значення [3].  
Для забезпечення задовільної точності вимірювань необхідно також 
дотримуватися міцність ізоляції та ізотермність місць контакту клем термопари зі 
сполучними проводами. Це пов'язано з тим, що навіть невеликі теплові ефекти 
(наприклад, сонячного світла) призводять до спотворення термо-ЕРС [4].  
2) Неоднорідність термоелектродів, що виникає внаслідок їх нестандартного 
виготовлення, старіння ТПЕ та інших факторів.  
Існує ряд причин неоднорідності термоелектродів. Одним з них є утворення 
міжкристалічних лікватів, нерівномірно розподілених по термоелектродах [8]. 
Похибки, що виникають при неоднорідності термоелектродів, часто не можуть 
бути усунені ніякими діями безпосередньо на датчик [27], але їх можна 
компенсувати, зокрема, за допомогою методів [28-31]. Високий ступінь 
однорідності термоелектродів досягається в платинових і мідних дротах високої 
чистоти. В інших матеріалах однорідність пропорційна частці основного 
компонента, а для стандартних термоелектродів однорідність матеріалу може бути 
в кілька разів нижче, ніж у чистих металів [7]. У таблиці 1.3.1 наведені характерні 
ймовірності похибок вимірювання термопар в залежності від причин 
неоднорідності термоелектродів [7].  
  
Таблиця 1.3.1. Класифікація причин похибки вимірювання температури [7]  
 Тип термопари   
Причина помилки  
А (HC)  К (ХА)  Б (ОЛ)  A1 (VR)  
Структурні зміни  0,75  0,75  0,50  1,00  
Хімічні перетворення термоелектродів  0,75  0,75  0  0  
Селективне окислення  1,00  1,00  0,75  0  
Реакція з ізоляційною керамікою  0,25  0,25  1,00  0,75  
Реакція з матеріалом справи  0,25  0,25  0,25  0,75  
Взаємодія з термоелектродами  0,25  0,25  0,75  0,50  
Забруднення органічними або неорганічними 
домішками, присутніми на поверхні чохлів, 0,50  0,50  0,50  0,50  
термоелектродів і т.д.  
Вплив загартовування і залишкових напружень  0,50  0,50  0,50  0,50  
Умовні позначення: 1.00 – основна причина помилки; 0,75 – відносно велика 
похибка; 0,50 – помітна похибка; 0,25 – можлива помилка; 0 – з цієї причини 
помилки немає.   
 З таблиці 1.3.1 видно, що для кожної термопари похибка, пов'язана з 
нестабільністю показань термопари, виникає внаслідок впливу сукупності факторів 
(один з них, як правило, відіграє вирішальну роль).   
Схильність деяких металів до сублімації. При виникненні цього ефекту 
продукти сублімації одного з електродів можуть відкладатися на спареному 
термоелектроді і надавати на нього «легуюче» дію. Процес сублімації зазвичай 
супроводжується поглинанням тепла (див. Табл. 1.3.2), що може привести до 
ефекту відведення тепла, про який піде мова нижче [7].   
 Таблиця 1.3.2. Питома теплоємність сублімації неблагородних металів 
використовується при виготовленні термопар [2]  
No п/п  Найменування металу  Теплота сублімації, кДж/моль  
1  Алюміній  230,3  
2  Мідь  340,0  
3  Залізо  393,6  
4  Платина  531,7  
5  Молібден  669,9  
6  Вольфрам  879,3  
  
3) Одним з основних зовнішніх факторів, що впливають на похибку 
вимірювання температури за допомогою датчиків термопари, є їх тепловий контакт 
з об'єктом (поверхнею агрегату або блоку, трубопроводами та іншими елементами 
теплоелектростанції) вимірювання [9]. Цей вид похибки, як правило, супроводжує 
всі вимірювання поверхні незалежно від технологічного об'єкта [9]. Варіанти 
виконання вимірювань поверхні [4] показані на рисунку 1.3.3.   
  
Рисунок 1.3.3. Способи установки перетворювачів температури на технологічне 
обладнання [4]:  
а – пайка місця з'єднання емальованих термоелектродів з поверхнею; б –  
пайка місця з'єднання емальованих термоелектродів з контактною пластиною; з –  
місце з'єднання ізольованих кульками електродів забивається в отвір звареної до поверхні 
пластини; д – промислова поверхнева термопара, що фіксується за допомогою зварних хомутів; 
в – монтаж промислової поверхні ТПЕ  
  
 Неповний (недосконалий) тепловий контакт обумовлений також установкою 
термоелектричного перетворювача в захисну втулку (рисунок 1.3.4).  
1 5 4 3 
7 
2 6 
   
Рисунок 1.3.4. Кріплення датчика температури в захисній втулці:  
1 – місце з'єднання термопар; 2 – термоелектроди; 3 – ізоляційні керамічні кульки; 4 – порошок 
оксиду алюмінію; 5 – захисна металева кришка; 6 – матеріал,  
наповнення захисної втулки; 7 – захисна втулка  
Типові приклади установки датчиків температури на теплових 
електростанціях показані на рис. 1.3.5.  
  
   
Рисунок 1.3.5. Приклади установки датчика температури на ТЕЦ 
 
Ефект неідеального контакту неможливо компенсувати після отримання 
результатів вимірювань. У зв'язку з цим під час вимірювання бажано звести його 
до мінімуму. Оскільки в разі термодинамічної рівноваги системи 
термоелектричний перетворювач - об'єкт вимірювання вплив неідеального 
контактного фактора мінімальний, то одним із шляхів мінімізації розглянутого виду 
похибки може бути контрольоване (прогнозоване) збільшення тривалості 
вимірювання.  
5) Одним з факторів, що негативно впливають на точність вимірювання будь-
якої конструкції датчика і різних умов вимірювання, є вплив розсіювання тепла від 
переходу термопари. Відтік тепла може здійснюватися електродами (в разі, коли 
довжина термоелектродів значно перевищує діаметр чутливого елемента 
(переходу) [4], температурний градієнт знижується досить швидко і температура 
переходу термопари стає рівною вимірюваної) ), корпусом ТЕП, захисною втулкою 
і матеріалом, що заповнює захисну втулку [8]. Значну увагу слід приділити похибці 
в разі інтенсивного відведення тепла від місця з'єднання термопари, в тих випадках, 
коли довжина термоелектродів не дозволяє вирівняти температуру з'єднання з 
вимірюваною температурою і в разі застосування захисних рукавів.  
При розгляді питань мінімізації похибок вимірювання температури 
термоелектричними перетворювачами важливо враховувати конструкцію 
використовуваного датчика, умови вимірювання (умови установки, абсолютне 
значення температури та інші ефекти) [8]. У даній роботі зроблена спроба вивчити 
виправні помилки ТПЕ при їх використанні на теплових електростанціях.  
Нормативне функціонування теплових і атомних електростанцій у складі 
систем теплопостачання в багатьох країнах, в тому числі і в Україні, є 
найважливішою складовою життєзабезпечення населення, соціальних об'єктів і 
виробництв [59-63]. Однією з основних умов забезпечення безпечної і надійної 
роботи атомних і теплових електростанцій, а також системи теплопостачання в 
цілому є точна і безперебійна робота систем управління технологічними 
процесами, захистів і блокувань на об'єктах енергетики [6].  
Обсяг оснащення основних вузлів і вузлів атомних і теплових електростанцій 
системами контролю і управління визначається відповідно до рекомендацій [6]. 
Аналіз цих нормативних документів дозволив виявити ряд найбільш часто 
використовуваних параметрів в автоматизованих системах контролю і управління - 
температуру (більше 40%), тиск, витрату, механічні величини. Перелік пунктів для 
зняття вимірювальної інформації про поточне значення температури на теплових 
електростанціях відповідно до «Методичних вказівок» [10] і характеристичні 
значення вимірюваних температур [7] наведені в таблицях 1.3.3-1.3.7.  
  
Таблиця 1.3.3 Перелік контрольованих значень температур на теплових 
електростанціях в розрізі газотурбінних двигунів [10]  
Ні  Діапазон вимірюваних 
Найменування параметра  
п/н  температур, К  
1.  Газотурбінний двигун (ГТД) багатовального перетворення  
1.1  Температура паливного газу на вході в газотурбінний 290–420  
двигун  
1.2  Температура рідкого палива на вході в газотурбінний 310–340  
двигун  
1.3  Температура газів перед вільною турбіною  1400–1900  
1.4  Температура газів за вільною турбіною  570–720  
1.5  Температура масла на вході в газотурбінний двигун  280–330  
1.6  Температура  Олія  на  Вихід  від  Безкоштовні 
380–400  
опори турбін  
1.7  Температура масла в головному масляному баку  < 340  
1.8  Температура бабіта підшипників GTE  330–340  
1.9  Температура повітря перед компресором  220–330  
1.10  Температура повітря в газотурбінних моторних відсіках  520–620  
1.11  Температура  Охолодження  Вода  за  
305–320  
Охолоджувач масла газотурбінного двигуна  
2.  Одновальний силовий газотурбінний двигун  
2.1  Температура бабіту підшипників, турбінного компресора, 330–340  
коробки передач  
Ні  Діапазон вимірюваних 
Найменування параметра  
п/н  температур, К  
2.2  Температура повітря перед компресором  220–330  
2.3  Температура повітря після компресора  650–700  
2.4  Температура  Повітря  Поставляється  на  370–720  
Охолодження проточних частин турбіни  
2.5  Температура газів за турбіною  570–720  
2.6  Температура масла після масляних радіаторів  300–320  
2.7  Температура  Олія  на  Лінії  слива  від  310–325  
Підшипники компресора, турбіни та коробки передач  
2.8  Температура  Охолодження  Вода  До масляних 305–310  
радіаторів  
2.9  Температура повітря під кожухом газотурбінного двигуна  350–400  
  
Таблиця 1.3.4. Перелік контрольованих значень температури на ТЕС в розрізі 
відпрацьованих теплових парових котлів  
Ні  Діапазон вимірюваних 
Найменування параметра  
п/н  температур, К  
1  Температура живильної води  500–550  
2  Температура навколишнього середовища за економайзером  560–600  
3  Температура середовища після чистих і солоних відсіків  600–830  
4  Температура металу барабана, вихідної камери пароперегрівача 740–840  
і паропроводів  
5  Температура пара в нагнітальному і подаючому патрубках 720–880  
барабана  
6  Температура металу на виході з окремих котушок в ненагрітій 770–870  
зоні  
Пароперегрівач високого тиску  
7  Температура пари за пароперегрівачем  800–840  
8  Температура  Свіжий  пара  за  Байпас 800–840  
пароперегрівача після впорскування охолоджуючого 
середовища  
9  Температура конденсату на вході в газовий нагрівач  350–400  
10  Температура конденсату на виході з газового нагрівача  420–450  
11  Температура конденсату після байпаса газового підігрівача  430–470  
12  Температура димових газів на виході з котла  410–440  
13  Температура димових газів на вході в котел  970–1320  
14  Температура димових газів за поверхнями нагріву котла  1170–1570  
15  Температура палива перед котлом  400–450  
   
Таблиця 1.3.5. Перелік контрольованих значень температури на теплових 
електростанціях в розрізі паротурбінних установок  
Ні  Діапазон вимірюваних 
Найменування параметра  
п/н  температур, К  
1  Температура бабіта опорних підшипників турбіни  330–360  
2  Температура бабіта опорних підшипників генератора  330–360  
3  Температура завзятого підшипника  330–360  
4  Температура пари під високим тиском  800–840  
5  Температура металу в трубопроводах свіжої пари  810–830  
6  Температура пари в запірній арматурі (HPC) циліндра високого 790–830  
тиску (HPC)  
7  CVD SC Температура металу, глибина  680–840  
8  CVD SC Температура металу, поверхня  680–840  
9  Температура металу регулюючого клапана, поверхні  680–840  
10  Температура металу байпасної труби  680–840  
11  Температура  В  Регулювання  Кроки  (у паровому потоці) 750–830  
ССЗ  
12  Температура  пара  В  міжциліндровий простір ССЗ  550–800  
13  Температура пара після змішування потоків в ССЗ  550–800  
14  Температура металу HPC, верх, поверхня, секція входу пари  680–780  
15  Температура металу CVD, дно, поверхня, секція входу пари  680–780  
16  Температура  Метал  ССЗ,  Фланець  лівий, поверхневий  680–780  
17  CVD Температура металу, фланець, правий, поверхня  680–780  
18  Температура  Метал  ССЗ,  Фланець  лівий, глибокий  680–780  
19  CVD Температура металу, фланець, правий, глибина  680–830  
20  Температура металу внутрішнього циліндра ССЗ  680–830  
21  Температура пари на вихлопі CVD  540–750  
22  Температура пари сепаратора за ССЗ  530–600  
23  Температура пари низького тиску  540–600  
24  Температура металу в паровій магістралі низького тиску  690–790  
25  Температура пари в СК циліндра середнього тиску (КСД)  570–670  
26  Температура металу SC CSD, поверхня  530–740  
27  Температура металу SC CSD, глибина  525–735  
28  Температура металу переливної труби КСД  500–710  
29  Температура металу CDD в зоні входу пари, зверху, на поверхні  500–710  
Ні  Діапазон вимірюваних 
Найменування параметра  
п/н  температур, К  
30  Температура металу CSD в зоні входу пари, дно, на поверхні  500–710  
31  Температура пара на вихлопі КСД  430–500  
32  Температура пари на вихлопі циліндра низького тиску (ЛПЦ)  320–340  
33  Температура пари в колекторі нагріву фланця та шпильки  330–380  
34  Температура масла для мастила  305–315  
35  Температура масла після масляного радіатора  300–320  
36  Температура масла на зливній магістралі підшипника турбіни  310–325  
37  Температура  Олія  на  Лінії  слива  від  310–325  
Підшипники генератора  
38  Температура пари на ущільнювачах в «гарячому» колекторі  440–470  
39  Температура конденсату перед конденсатним електричним 290–320  
конденсатним насосом (LEN)  
40  Температура бабіта підшипників KEN  350–375  
41  Температура конденсату після парового конденсатора 295–305  
ущільнення (ЦП)  
42  Температура конденсату після підігрівача низького тиску (ПВД) 305–315  
парового сепаратора  
43  Температура  мережа  Вода  Перед опалювальними 330–350  
приладами  Мережа  по горизонталі (ПСЖ)  
44  Температура мережевої води за ПСЖ  370–423  
45  Температура конденсату на лінії скидання СПГ  330–360  
46  Температура підшипника дренажного насоса PSG  350–375  
47  Температура  Охолодження  Вода  Перед конденсатором  273–306  
48  Температура  Охолодження  Вода  Після конденсатора  298–316  
49  Температура охолоджувальної води перед масляними 305–310  
радіаторами  
50  Температура  Охолодження  Вода  Після масляного 315–330  
радіатора  
  
Таблиця 1.3.6. Перелік контрольованих значень температури на ТЕС в 
загальному блоковому складі  
Ні  Діапазон вимірюваних 
Найменування параметра  
п/н  температур, К  
1  Температура пари високого тиску перед головною 800–840  
паровою засувкою (GTF)  
2  Температура пари за високошвидкісним блоком 480–650  
редукування та охолодження (BROUGH)  
3  Температура пари низького тиску перед GTF  750–790  
Ні  Діапазон вимірюваних 
Найменування параметра  
п/н  температур, К  
4  Температура пари за редукційно-охолоджувальною 550–580  
установкою (DOC) для власних потреб  
5  Температура допоміжного колектора, встановленого на 350–400  
полозах  
6  Температура  В  Всмоктування  Колектор  420–450  
Живильний електричний насос (PEN)  
7  Температура масла для мастила PEN високого тиску  300–320  
8  Температура  Поведінка  ПАН  Високий тиск  335–340   
9  Температура конденсату PEN ущільнювального 420–450  
конденсату високого тиску  
10  Температура  Поведінка  ПАН  низький тиск  335–340   
  
Таблиця 1.3.7. Перелік контрольованих значень температури на ТЕС в розрізі 
паливних об'єктів  
Ні  Діапазон вимірюваних 
Найменування параметра  
п/н  температур, К  
1  Рідке паливо    
1.1  Температура рідкого палива на виході з кожного резервуара 340–360  
для зберігання рідкого палива  
1.2  Температура рідкого палива перед підігрівачем рідкого 340–400  
палива  
1.3  Температура  Рідина  Паливо  після  350–410  
Підігрівач на рідкому паливі  
1.4  Температура рідкого палива на стороні нагнітання кожного 350–410  
насоса для скидання  
1.5  Температура рідкого палива в напірних паливопроводах до 350–410  
газотурбінної установки (КУ)  
1.6  Температура  Рідина  Паливо  В  Кожний  310–370  
накопичувальний бак на трьох рівнях  
1.7  Температура  Рідина  Паливо  В  Прийом  310–370  
Потужності на трьох рівнях  
1.8  Температура пари, що гріє подається на паливний об'єкт  410–470  
1.9  Температура підшипників двигуна насоса  340–360  
1.10  Температура палива в баку присадки  350–410  
2  Газоподібні палива    
2.1  Температура газу до і після ГТС  290–295  
2.2  Температура підшипника компресора  340–360  
2.3  Температура підшипника мультиплікатора  340–360  
2.4  Температура повітря на вході в компресор  300–400  
2.5  Температура газу після холодильника  270–295  
2.6  Температура масла в колекторі мастила  310–325  
2.7  Температура  Повітря  В  Блок-контейнер  230–330  
компресорна установка  
Ні  Діапазон вимірюваних 
Найменування параметра  
п/н  температур, К  
2.8  Температура повітря в блок-контейнері  230–330  
2.9  Температура масла в масляному баку  310–325  
2.10  Температура на лінії відбору ущільнювального газу  270–300  
2.11  Температура  Поведінка  Головний електродвигун  340–360  
2.12  Температура  Газ  на  Бік  Розвантаження 270–295  
компресора  
  
На рисунку 1.3.6 показаний фрагмент функціональної схеми системи 
управління і сигналізації парового котла типу П-50.  
  
   
Рисунок 1.3.6. Фрагмент функціональної схеми системи автоматичного управління і сигналізації парового котла типу П-
50  
 
 
 
Наведена вище функціональна схема була розроблена відповідно до 
«Методичних вказівок» [7]. Обсяг оснащення об'єкта вимірювальними приладами 
і значення контрольованих параметрів беруться відповідно до [7]. Видно, що 
система автоматичного контролю і сигналізації парового котла включає в себе 16 
систем вимірювання температури із загальним числом вимірюваних параметрів 
(31).  
Контроль температури здійснюється також на обладнанні електричної частини 
установки і в системах водопідготовки.  
Крім контролю (моніторингу) температури на АЕС і ТЕС регулюється також 
температура технологічних середовищ і обладнання (рис. 1.3.7).  
Газотурбінний двигун   40  %    
Котел - Утилізація   23, 1   %    
відходів 
Парова турбіна   16 , 7   %    
Додаткове  27 , 3  %    
обладнання   
0 10 20 30 40 50 
Температура фракції AC  P  
  
Рисунок 1.3.7. Частка автоматизованих систем контролю температури (АСУ) на 
теплових електростанціях  
  
 Аналіз наведеної інформації показує, що частка вимірювань температури в 
системах контролю та управління становить не менше 30% від загального числа 
вимірюваних і регульованих параметрів, а в ряді випадків цей показник може 
досягати 40–50% [10]. Кількість точок для зняття інформації про вимірювання 
температури залежить від великої кількості факторів, включаючи тип енергетичної 
установки, її технологічну схему, використовуване паливо і обладнання [10].   
Температура є одним з основних параметрів, що характеризують перебіг 
технологічних процесів, і може служити показником стану технологічного 
обладнання [9] і основою забезпечення безпеки установки в цілому. Необхідність 
достовірних вимірювань [9], а також максимально швидкого і точного контролю  
обумовлює необхідність особливої уваги до вибору, установки та експлуатації 
датчиків температури.  
 
Висновки по розділу  
1. Розглянуто фактори, що впливають на надійність і безпеку експлуатації 
агрегатів, агрегатів, трубопроводів і установок теплових електростанцій. На 
 
підставі аналізу нормативних документів встановлено залежності між 
експлуатаційним ресурсом обладнання та температурним режимом роботи.  
2. Проаналізовано основні причини виникнення похибок у вимірюваннях 
температури термоелектричними перетворювачами. Такі фактори, як 
неоднорідність матеріалів електродів, схильність металу до сублімації та наявність 
сторонніх струмів у ланцюзі термопари, є внутрішніми факторами і не можуть бути 
оцінені та компенсовані (або взагалі усунені) під час вимірювання. Умови 
теплового контакту і похибка, обумовлена ефектом розсіювання тепла 
термопарного переходу, можуть бути компенсовані під час вимірювання.  
3. Помилки в датчиках температури в системах управління, захисту і 
блокування є основними причинами не менше 15% всіх аварій або аварійних 
ситуацій на теплових електростанціях. Вони можуть призвести до значних 
наслідків, у тому числі до відсутності відповідних сигналів для зупинки агрегатів у 
аварійній ситуації.   
4. Для того щоб внести необхідні корективи в процес вимірювання, слід 
попередньо оцінити компенсований негативний коефіцієнт. Таку оцінку доцільно 
виконувати шляхом моделювання процесу теплообміну в чутливому елементі 
термоелектричного перетворювача.  
5. Існують теоретичні роботи, пов'язані з аналізом похибки вимірювання 
температури термоелектричними перетворювачами, які враховують різні джерела 
похибки, в тому числі недосконалість самого датчика, а також умови теплового 
контакту. Однак запропоновані раніше підходи не дозволяють оцінити вплив 
конструктивних особливостей термоелектричних перетворювачів і таких зовнішніх 
умов, як, наприклад, наявність захисних рукавів, на похибку вимірювання 
температури.  
6. Застосування термопарних датчиків в системах контролю і 
регулювання температури на теплових електростанціях пов'язане зі значними 
навантаженнями на чутливий елемент датчика, що визначає наявність захисного 
кожуха і, в деяких випадках, захисних рукавів під час роботи датчиків. У зв'язку з 
цим утруднено використання моделей [12], в яких враховуються тільки 
характеристики з'єднання термопари і термоелектродів. Це обумовлює 
необхідність розробки більш повних моделей теплообміну для термоелектричних 
перетворювачів, що застосовуються в трактах і вузлах теплових електростанцій, в 
тому числі поміщених в захисні рукави.  
     
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
РОЗДІЛ 2. АНАЛІЗ ВПЛИВУ ПОМИЛОК НА ВИМІРЮВАНН ТЕМПЕРАТУРИ 
ДЛЯ НАДІЙНОСТІ ТА ТЕРМІНУ ЕКСПЛУАТАЦІЇ ВУЗЛІВ ТА АГРЕГАТІВ ТЕЦ   
МКР 25.144.87 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 Розроб. Зибін  Літ. Арк. Акрушів 
РОЗДІЛ 2 
 Перевір. Чичужко   
 Реценз.  
 Н.  Контр.  ЧДТУ, МТЕ-45 
 Затверд. Калейніков 
РОЗДІЛ 2. АНАЛІЗ ВПЛИВУ ПОМИЛОК НА ВИМІРЮВАНН 
ТЕМПЕРАТУРИ ДЛЯ НАДІЙНОСТІ ТА ТЕРМІНУ ЕКСПЛУАТАЦІЇ ВУЗЛІВ 
ТА АГРЕГАТІВ ТЕЦ  
  
Аналіз періодичних видань останніх років з проблеми, сформульованої в 
другому і першому розділах, показав, що однією з основних причин похибки 
вимірювання температури в умовах експлуатації багатьох вузлів і агрегатів 
теплових електростанцій (чи не найбільш істотною) є інерційність термопар. 
Одним з можливих варіантів мінімізації похибок вимірювання температури за 
рахунок інерції ТПЕ є зменшення розмірів з'єднання. Але в теплоенергетиці 
використання такого підходу часто є неможливим через нормативні обмеження [2, 
11].  
У той же час у багатьох випадках вимірювання температури не можуть тривати 
нескінченно (наприклад, в системах контролю за передумовами аварій) [2]. Тому 
першочерговим завданням даного дослідження було визначення необхідних 
(мінімальних) напрацювань ТПЕ, що забезпечують задовільні похибки 
вимірювання температури в найбільш типових умовах експлуатації таких засобів 
діагностики на теплових електростанціях (з урахуванням впливу вищезазначених 
найбільш значущих факторів).  
  
2.1. Вплив повітряного прошарку між термоелектричним перетворювачем і 
поверхнею колекторів пароперегрівачів теплових електростанцій на похибки 
вимірювань температури  
  
Одним з найважливіших елементів парових котлів теплових електростанцій є 
пароперегрівачі, що представляють собою пакети змійовиків, що складаються з 
паралельних труб з внутрішнім діаметром від 20 мм до 60 мм (рис. 2.1.1). Труби 
пароперегрівача схильні до поступового руйнування, в основному в результаті 
експлуатації при високих температурах: відбуваються зміни в структурі металу, в 
результаті чого з'являються і поступово розвиваються тріщини і в трубах 
з'являються розриви.   
 
  
Рисунок 2.1.1. Умовна схема односторонньої вертикалі  
пароперегрівач  
  
 Середній час напрацювання на відмову для пароперегрівачів парових котлів 
коливається від 12 000 до 20 000 годин [2, 166], але тривала робота при підвищених 
температурах призводить до зниження надійності [2, 11].  Діапазон температур 
пари, при яких працюють пароперегрівачі котлових установок, зазвичай перевищує 
723 К. В процесі експлуатації при високих температурах труби і колектори 
пароперегрівачів схильні до дефектів: деформації (вигини, вихід з ряду), 
витончення стінок, появи свищів, тріщин та інших пошкоджень. Якщо температура 
димових газів при роботі пароперегрівача становить від 1173 К до 1323 К, то 
можливе нерівномірне стоншення труб, внаслідок чого різниця між мінімальною і 
максимальною товщиною стінки труби може становити більше 0,5 мм, що значно 
знижує надійність пароперегрівача в цілому [16].  
Аналіз показує, що залежності In(T) можуть змінюватися при ненадійних 
вимірюваннях температури. Але характер впливу температури на In(T) не 
зміниться. Інтервальні значення постійної V і m визначалися виходячи із заданих 
умов: середній час між відмовами обладнання становить To1 при нормативному 
значенні робочих температур теплоносія Т1 (частота відмов в даному випадку 
становить In1), при підвищенні температури до значення Т2 час між відмовами 
зменшується, а частота відмов зростає і становить In1. На підставі даних, наведених 
у джерелах [13], для розрахунків беруться значення констант V і m, представлені 
нижче.  
Виходячи з наведених вище даних [14], можна визначити діапазони значень 
коефіцієнтів V і m рівняння (1.2.1) для різних видів обладнання. Орієнтовні 
значення постійної V в умовах роботи пароперегрівача при температурах 818–828 
 
К можна визначити з залежностей, наведених на рисунку 2.1.2. Значення m в цьому 
випадку знаходяться в межах 5, 79... 5,87.  
V ,   -2 2 
·10 
818 
  Д
о 
823 
 Д 
о 
828 
  Д
о 
До,   Тис .  
Годин 
   
Рисунок 2.1.2. Величина постійної V (рівняння 1.2.1) для пароперегрівачів в 
залежності від робочої температури пари Забезпечення стандартного режиму 
роботи пароперегрівачів визначається якістю роботи систем управління, а також 
систем теплового захисту і блокування.  
Для контролю температури металу пароперегрівача використовуються 
поверхневі термоелектричні перетворювачі, змонтовані на об'єкті за допомогою 
одного з способів, показаних на рисунку 1.3.3. У разі використання затискачів та 
іншого допоміжного обладнання між нагрітою поверхнею та чутливим елементом 
датчика можуть з'явитися зазори, що може призвести до збільшення інерції 
термопари. Статична характеристика поверхневого термоелектричного 
перетворювача типу К (HA) при наявності повітряного прошарку товщиною 0,25 
мм при вимірюванні температури металу пароперегрівача (823 К) показана на 
рисунку 2.1.3.  
 
T,   Д
о 
823 
821 , 5 
812 , 9 
86 , 4 116 , 4 
t ,  з 
 
Рисунок 2.1.3. Статична характеристика термоелектричного перетворювача  
  
 Видно (рис. 2.1.3), що нагрівання до температури в межах допустимого 
відхилення для хромель-алюмельной термопари 2 класу допуску відбувається 
протягом 116 с. Оскільки теплова інерція термопари з неізольованим переходом 
становить в середньому 30 секунд, розглянемо діапазон можливих змін 
температури в межах цього проміжку часу:  T  823812,9  10,1 K. Тривалість 
реакції термоелектричних перетворювачів на зміну температури буде впливати на 
швидкість корекція регулюючого впливу системи управління і у випадках 
виникнення факторів, що збільшують інерцію датчика, пароперегрівач буде 
працювати тривалий час в умовах підвищених температур.   
 За період експлуатації обладнання загальний час його роботи при підвищених 
(по відношенню до проектних значень) температурах може досягати декількох 
десятків годин. На рисунку 2.1.4 показана відносна зміна швидкості відмов 
пароперегрівача парового котла в залежності від загальної тривалості роботи при 
надмірних температурах.  
 
δВ  , %  
∆ T = 20   К
о 
∆ T = 15  К 
о 
∆ T = 10   К
о 
∆ T = 5   К
о 
t ,  год. 
ина    
Рисунок 2.1.4. Залежність відносного збільшення інтенсивності відмов 
пароперегрівача при роботі в умовах підвищених температур. 
Видно (рис. 2.1.4), що в процесі експлуатації протягом 500 годин при 
температурі, що перевищує проектну температуру на 20 К, зміна інтенсивності 
відмов може досягати 0,4%, за період експлуатації 1000 годин – до 0,85 і т.д 
основного і допоміжного обладнання ТЕС, так як для діючих котельних установок 
з високими показниками виснаженого ресурсу парку навіть невеликі зміни частоти 
відмов істотно підвищують ймовірність виникнення аварійних ситуацій. Це 
пов'язано з тим, що метал конструктивних елементів котла в процесі тривалої 
експлуатації в умовах високих теплових навантажень «накопичує» температурну 
втому, і з'являються ділянки стоншення труб. В таких умовах навіть невелика 
відносна зміна інтенсивності відмов обладнання може призвести до аварій. 
Особливо небезпечні сплески в пароперегрівачах, так як до тих пір, поки не буде 
знижена навантаження або відключений котел (ці процеси не можуть бути виконані 
миттєво), розгерметизована ділянка трубопроводу може істотно пошкодити сусідні 
труби пакета і вивести з ладу весь ступінь пароперегрівача [2].  
У таблицях 2.1.1–2.1.3 наведені значення необхідного (для мінімізації похибки 
вимірювань) часу роботи (інтервалу часу, достатнього для виходу температур у 
межах допустимої похибки) ТЕП – ХА (К), ХК (Л), ПП (С), що визначаються при 
різних значеннях товщини повітряного зазору h.   
 Таблиця 2.1.1. Час спрацьовування (т, с) чутливого елемента термопари типу 
L (ХК) в залежності від розмірів повітряного прошарку і температури, що 
вимірюється, забезпечуючи мінімальну похибку  
Т, К  h=1 мм  h=2 мм  h=3 мм  h=4 мм  h=5 мм  h=6 мм  h=7 мм  
300  50,0  78,5  119,1  179,3  267,6  397,0  586,6  
350  151,0  236,8  359,5  541,7  809,2  1201,5  1776,6  
Т, К  h=1 мм  h=2 мм  h=3 мм  h=4 мм  h=5 мм  h=6 мм  h=7 мм  
450  199,7  313,3  475,6  716,7  1070,9  1590,1  2351,6  
550  223,5  350,5  532,1  801,9  1198,2  1779,2  2631,2  
 
850  234,5  367,4  557,8  840,7  1256,2  1865,4  2758,8  
  
Таблиця 2.1.2. Час роботи (т, с) чутливого елемента термопари типу К (ХА) в 
залежності від розмірів повітряного прошарку і вимірюваної температури з 
мінімальною похибкою  
Т, К  h=1 мм  h=2 мм  h=3 мм  h=4 мм  h=5 мм  h=6 мм  h=7 мм  
300  74,8  117,2  176,3  261,5  382,4  554,1  797,9  
350  176,1  275,7  415,0  615,7  901,0  1305,9  1881,3  
450  225,0  352,3  530,3  786,8  1151,5  1669,2  2404,8  
550  248,8  389,5  586,4  870,1  1273,4  1845,9  2659,4  
850  265,3  415,4  625,4  927,9  1358,1  1968,7  2836,3  
  
Таблиця 2.1.3. Час роботи (т, с) чутливого елемента термопари типу S (ПП) в 
залежності від величини повітряного прошарку і вимірюваної температури, що 
забезпечує мінімальну похибку  
Т, К  h=1 мм  h=2 мм  h=3 мм  h=4 мм  h=5 мм  h=6 мм  h=7 мм  
300  72,4  109,7  159,1  227,0  318,5  441,8  608,8  
350  170,5  274,2  374,8  534,8  750,6  1041,7  1435,6  
450  217,9  330,0  479,0  683,5  959,4  1331,5  1835,1  
550  241,0  364,9  529,7  755,9  1061,0  1472,5  2029,4  
850  277,1  419,7  609,3  869,4  1220,4  1693,7  2334,4  
  
З таблиць 2.1.1–2.1.3 видно, що залежність між товщиною повітряного 
прошарку і необхідною тривалістю вимірювання є нелінійною, що, швидше за все, 
пов'язано з нестаціонарною теплопередачею в ТЕП, що в реальній практиці є 
неоднорідною системою. Виявлений ефект досить добре проявляється при 
порівнянні розподілів температур в області чутливого елемента на початку 
(рисунок 2.1.5, а) і в кінці (рисунок 2.1.5, б) нагріву ТПЕ.   
r 
T , K  
 
 
 
 
 
 
 
 z 
 
 
  
a)  
r 
T ,  K 
 
 
 
 
 
 
 
 z 
   
б)  
Рисунок 2.1.5. Розподіл температури в зоні чутливого елемента ТПЕ типу L (ХK) 
при вимірюванні температури металу циліндра середнього тиску парової турбіни 
680 К: a – t=30 с, б– t=236,3 с  
  
Також за значеннями необхідної тривалості роботи ТПЕ, наведеними в 
таблицях 2.1.1–2.1.3, можна зробити висновок, що збільшення товщини 
повітряного прошарку призводить до збільшення (у 7–8 разів) мінімально 
необхідної тривалості вимірювань датчиками термопари.  
Встановлений ефект обумовлений значно низькою (в порівнянні з матеріалами 
основних елементів ТПЕ) теплопровідністю повітря і, як наслідок, збільшенням 
інерції процесу нагріву чутливого елемента при виконанні вимірювань 
нестаціонарної температури.  
Аналіз таблиць 2.1.1–2.1.3 показує, що короткі (необґрунтовані) терміни 
вимірювання можуть призвести до значного збільшення похибки визначення 
температури. Наприклад, критичними можна вважати значення h≥3 мм, при яких у 
зв'язку з обмеженим часом вимірювання в реальних умовах існує велика 
ймовірність багаторазового збільшення похибок [16].  
На рисунку 2.1.6 показані залежності відносної похибки вимірювань від 
тривалості роботи термопари типу L (CC) до температури 550 К і різних значень 
величини повітряного зазору в умовах поверхневих вимірювань температури 
металу колекторів пароперегрівачів парових котлів теплових електростанцій.  
 
δT ,  %  
1 
2 
3 
4 
t , з  
   
Рисунок 2.1.6. Залежність відносної похибки вимірювання температури від 
тривалості роботи термопари типу L (CC) від температури  
550 К: 1 – 3 мм повітряний зазор, 2 – 2 мм повітряний зазор, 3 – повітряний прошарок  
1 мм, 4 – допустима похибка  
  
Рисунок 2.1.6 ілюструє, що необхідний час роботи термопари може підвищити 
точність вимірювання. Величина повітряного зазору має значний вплив на похибку 
вимірювання в разі короткого часу роботи термопари.  
На рисунку 2.1.7 показана відносна похибка вимірювання різних температур 
при товщині повітряного прошарку в 1 мм між термопарою і вимірюваним 
об'єктом.  
 
δT ,  %  
1 
2 
3 
t,  з  
   
Рисунок 2.1.7. Залежність відносної похибки від тривалості роботи термопари 
типу L (CC) в умовах повітряного прошарку 1 мм при температурах: 1 – 700 К, 
2 – 550 К, 3 – 350 К  
  
Залежності, представлені на рисунку 2.1.7, показують, що при повітряному 
прошарку між термопарою і вимірюваним об'єктом похибка може бути зменшена, 
якщо термопара відповідає всім технічним вимогам шляхом обґрунтованого вибору 
тривалості її роботи.  
Слід зазначити, що похибки вимірювання температури в залежності від об'єкта 
контролю можуть чинити негативний вплив на ряд факторів. Зокрема, 
використання в системах управління температури, виміряної з великими 
похибками, наприклад, [13], в якості керуючих сигналів може привести до 
помилкової установки контрольного параметра. Останній, у свою чергу, може 
спричинити перевитрату палива, пошкодження технологічного обладнання та інші 
негативні наслідки [16]. Зокрема, пошкодження пароперегрівачів при роботі при 
підвищених температурах обумовлено збільшенням температурного навантаження 
на метал, з якого виготовлені бухти.  
 
2.2. Аналіз впливу повітряного прошарку між термоелектричним 
перетворювачем з ізольованим переходом і підшипниками тягодуттєвих 
машин парових котлів теплових електростанцій на похибку вимірювань 
температури  
  
Аналіз теплового захисту парових котлів теплових електростанцій [6] показує, 
що однією з потенційних причин відмов обладнання може бути займання 
повітронагрівачів. Пошкодження сталевих повітронагрівачів, як і пошкодження 
економайзерів, може бути викликано зносом через золу, корозію, займання 
поверхонь нагріву та іншими факторами.  
 
 Основним фактором, що викликає загоряння в повітронагрівачах, є займання 
відкладень у вигляді дрібних частинок незгорілого палива або сажі в газоходах 
котла [17]. Найчастіше перегорання пароперегрівачів виникають в газомасляних 
котлах в перехідних режимах (старт/стоп) роботи котла. Ознакою загоряння в 
газоході і сигналом до включення протипожежного захисту є різке підвищення 
температури димових газів, що відходять. Оскільки для вимірювання їх 
температури використовуються термопари з ізольованим переходом, то для 
своєчасного спрацьовування протипожежного захисту необхідно враховувати 
динамічні характеристики термоелектричних перетворювачів із захисним 
керамічним ковпачком.  У цьому розділі проаналізовано вплив наявності 
керамічного наконечника з'єднання термопари на зміну індексу інерції термопар.  
Статична характеристика поверхневого ТПЕ з ізольованим з'єднанням 
показана на рис. 2.2.1.  
T ,  Д
о 
t , з  
   
Рисунок 2.2.1. Статична характеристика термоелектричного перетворювача з 
ізольованим переходом  
  
 Середнє середнє напрацювання на відмову для вентиляторів дуття 
коливається від 23 тисяч годин до 26 тисяч годин, для димососів - в діапазоні від 11 
тисяч годин до 14 тисяч годин. Це пов'язано з тим, що димососи, що працюють з 
димовими газами з температурою від 423 К до 473 К, знаходяться в більш «важких» 
умовах в порівнянні з дуттєвими вентиляторами.  
На рисунку 2.2.2 показана відносна зміна частоти відмов тягодуттєвих машин 
(димососів і дуттєвих вентиляторів) парових котлів в залежності від загальної 
тривалості роботи при надмірних температурах робочого середовища.  
 
δВ  ,  % 
∆T  = 20   Д
о 
∆ T = 15   Д
о 
∆ T=  10   Д
о 
∆ T=  5   Д
о 
t,  г од. 
ина    
Рисунок 2.2.2. Залежність від відносного збільшення частоти відмов тягучих 
машин при роботі при підвищених температурах  
  
Видно (рисунок 2.1.2), що в процесі експлуатації протягом 600 годин при 
температурі, що перевищує проектну на 20 К, збільшення частоти відмов може 
досягати 0,35%. Тому одним з основних джерел виходу з ладу тягодуттьових машин 
є перегрів підшипників. Основними причинами перегріву підшипників є 
недостатня кількість (або невідповідний тип) мастила, недостатня витрата 
охолоджуючої води. Своєчасне виявлення перегріву підшипників запобіжить 
руйнування обладнання [17]. Наприклад, попереджувальна сигналізація 
спрацьовує при підвищенні температури підшипників на 5 К (при номінальному 
значенні 353 К). Аварійні уставки (заздалегідь встановлені граничні значення 
контрольованого параметра), як правило, визначаються експлуатуючим 
персоналом ТЕС на підставі емпіричних даних або випробувань обладнання.  
Термоелектричні перетворювачі з ізольованим переходом використовуються в 
металевих системах контролю температури запірної арматури, циліндрів, 
паропроводів та інших компонентів турбін. Точність таких вимірювань особливо 
важлива при перехідних процесах (пуск і зупинка агрегату). Наприклад, при пуску 
турбінних установок з номінальними параметрами живої пари (температура 813 К, 
тиск 13 МПа) у всіх режимах різниця температур між металевим ГПК і ЦСК в зоні 
входу пари не повинна перевищувати 50 К, різниця температур між внутрішньою і 
зовнішньою поверхнями стінки корпусу ГПК не повинна перевищувати 35 К. При 
стаціонарній експлуатації різниця температур між металом правої і лівої запірної 
арматури (при наявності двох паропроводів) не повинна перевищувати 30 К.  
 
різниця температур металу, виміряна поверхневими термопарами у верхній частині 
корпусу автоматичного затвора високого тиску і в зоні подачі пари, не повинна 
перевищувати 100 К і т. Д. Отримані залежності і апроксимаційні вирази 
дозволяють прогнозувати і своєчасно запобігати недостовірним змінам і 
відхиленню відповідних температур від стандартних діапазонів.  
Залежності тривалості роботи термопар трьох зазначених вище типів (з 
ізольованими і неізольованими переходами), встановлені за результатами 
чисельного моделювання, наведені в таблицях 2.2.1–2.2.3.  
 
Таблиця 2.2.1. Залежність необхідної тривалості (t, c) роботи термопари типу L 
(CC) від вимірюваної температури і величини повітряного прошарку  
h=1 мм  h=2 Мм  h=3 мм  
Т, К  
І.С.  Н.С.  І.С.  Н.С.  І.С.  Н.С.  
300  52,4  50,0  83,6  78,5  127,2  119,1  
350  158,0  151,0  252,2  236,8  384,0  359,5  
400  189,7  181,3  302,9  273,7  461,1  416,5  
450  209,0  199,7  333,7  313,3  508,1  475,6  
500  223,0  213,1  355,9  321,7  541,9  487,8  
550  233,9  223,5  373,3  350,5  568,4  532,1  
600  243,8  233,0  389,1  351,7  592,6  533,5  
650  243,7  233,4  389,8  352,3  592,3  534,5  
700  244,5  233,7  390,4  352,8  594,4  536,8  
750  244,8  233,9  390,8  353,2  595,0  537,4  
800  246,0  234,3  391,1  353,4  595,5  537,9  
850  245,2  234,5  391,4  353,7  596,0  538,2  
  
Таблиця 2.2.2. Залежність необхідної тривалості (t, c) роботи термопари типу K 
(HA) від вимірюваної температури і величини повітряного прошарку  
h=1 Мм  h=2 Мм   h=3 мм  
Т, К  
І.С.  Н.С.  І.С.  Н.С.  І.С.   Н.С.  
300  78,4  74,8  124,9  117,2  188,6   176,3  
350  184,4  176,1  293,8  275,7  444,1   415,0  
400  216,2  206,5  344,5  311,3  520,8   469,8  
450  235,6  225,0  374,2  352,3  567,5   530,3  
500  249,5  238,3  397,6  359,4  601,2   542,2  
550  260,4  248,8  415,1  375,1  627,5   575,1  
600  269,4  257,4  429,4  398,0  649,2   585,5  
 
650  276,8  264,4  441,1  398,6  666,9   601,5  
700  277,1  264,7  441,6  399,1  667,7   602,2  
750  277,4  265,0  442,0  399,5  668,3   602,8  
800  277,6  265,2  442,4  399,8  668,8   603,3  
850  277,8  265,3  442,7  400,0  669,2   603,6  
  
 Таблиця 2.2.3. Залежність необхідної тривалості (t, c) роботи термопари типу S 
(PP) від вимірюваної температури і величини повітряного прошарку  
h=1 Мм  h=2 Мм  h=3 мм  
Т, К  
І.С.  Н.С.  І.С.  Н.С.  І.С.  Н.С.  
300  75,3  72,4  116,3  109,7  170,7  159,1  
350  177,2  170,5  278,8  274,2  402,0  374,8  
400  807,8  200,0  321,1  290,5  471,5  421,8  
450  226,5  217,9  349,9  330,0  513,7  479,0  
500  239,9  230,8  370,7  335,0  544,2  486,9  
550  250,4  241,0  387,0  350,0  568,1  508,3  
600  259,0  249,3  400,3  361,7  587,7  252,8  
650  266,4  256,3  411,6  372,3  604,4  540,7  
700  272,7  262,5  421,5  381,2  618,8  552,7  
750  278,4  267,9  430,2  389,1  631,6  564,2  
800  283,4  272,7  438,0  396,2  643,0  575,3  
850  288,0  277,1  445,0  419,7  653,4  584,6  
  
На підставі аналізу таблиць 2.2.1–2.2.3 можна зробити висновок, що з 
підвищенням температури нагрівача час, необхідний для нагріву чутливого 
елемента ТЕП, нелінійно збільшується. У той же час для термопар з ізольованим 
з'єднанням мінімально необхідний час вимірювання дещо відрізняється від такого 
для термопар з неізольованим з'єднанням (на 5-10% в залежності від значення 
вимірюваної температури).   
Крім конструкції термопари, помітний вплив на тривалість вимірювання надає 
умова контакту термопари з поверхнею середовища, в якій проводяться 
вимірювання. При цьому можливі різні варіанти при появі повітряного прошарку 
між чутливим елементом і поверхнею вимірюваного об'єкта.   
Залежності мінімально необхідного часу роботи термопар з ізольованим 
з'єднанням в умовах повітряного прошарку різної товщини наведені на рисунках 
2.2.3–2.2.5.  
 
t,   з 
1 
2 
3 
4 
5 
h ,  Мм 
   
Рисунок 2.2.3. Залежність необхідного часу вимірювання для термопари типу L 
(CC) від товщини повітряного прошарку між ТПЕ і об'єктом при різних 
температурах: 1 – 850 К; 2 – 550 К; 3 – 450 К; 4 – 350 К; 5 – 300 К  
 
t,  з  
1 
2 
3 
4 
5 
h,  М м    
Рисунок 2.2.4. Залежність необхідного часу вимірювання для термопари типу К 
(СА) від товщини повітряного прошарку між ТПЕ і об'єктом при  
різні температури: 1 – 850 К; 2 – 550 К; 3 – 450 К; 4 – 350 К; 5 – 300 К  
  
На рисунках 2.2.3-2.2.5 досить наочно показаний визначальний вплив 
температури об'єкта (наприклад, температури металу циліндрів високого і 
середнього тиску турбінних установок, металу поверхонь нагріву або барабана 
котлових агрегатів) на характерні часи (необхідні тривалості) вимірювань. 
Аналогічний висновок можна зробити і по відношенню до основного 
досліджуваного фактору – величині повітряного прошарку. Нелінійна залежність 
часу вимірювання від характерного розміру повітряного прошарку обумовлена 
значною (кратною) різницею значень теплофізичних характеристик повітря, 
припою, ізоляційного ковпачка, порошку і захисного кожуха.  
Похибки вимірювань в залежності від тривалості роботи ТПЕ аналогічні 
залежностей, наведеним на рисунках 2.1.4 і 2.1.5 [17].  
 
 
t ,  з 
1 
2 
3 
4 
5 
h ,  Мм 
   
Рисунок 2.2.5. Залежність необхідного часу вимірювання для термопари типу S 
(PP) від товщини повітряного прошарку між ТПЕ і об'єктом при  
різні температури: 1 – 850 К; 2 – 550 К; 3 – 450 К; 4 – 350 К; 5 – 300 К  
  
 
2.3. Вивчення закономірностей впливу методу установки занурювальних 
термоелектричних перетворювачів на похибки вимірювань температури 
пари в циліндрах турбіни теплових електростанцій і живильної води  
  
Занурювальні термоелектричні перетворювачі на теплових електростанціях, 
що застосовуються для контролю температури середовищ високого тиску (понад 10 
МПа), монтуються на об'єкті вимірювання в захисних рукавах. Таким чином 
встановлюються датчики температури пари в турбінах, температури перегрітої 
пари в паропроводах ТЕС, температури живильної води і т.д.  
Інтенсивність пошкодження турбін [13] серед теплового і механічного 
обладнання теплових електростанцій значно нижча, ніж цей показник для парових 
котлів. Середнє середнє напрацювання на відмову для турбін знаходиться в межах 
4-7 тисяч годин, в той час як для котельних установок може бути в 3-5 разів нижче 
[9, 11]. Однак висока вартість ремонту, а також втрати від простоїв обладнання 
вимагають особливої уваги до надійності парових турбін [17]. Відомо [17], що 
основною причиною відмов турбін є ерозійно-корозійні пошкодження елементів 
проточних частин турбіни. Найчастіше ризику піддаються турбінні ступені типів 
 
К, Т, ПТ, розташовані в зоні фазового переходу (ПФП) пари від перегрітої до 
насиченої. У таблиці 2.3.1 наведено число ступенів турбіни, розташованих в зоні 
фазового переходу [13].  
  
Таблиця 2.3.1. Кількість ступенів турбіни в ЗФП  
Тип турбіни  Кількість ступенів (циліндр)  
4 (КСД П)  
Т-250/300-240  
4 (CND)  
Т-185/220-130  5 (КСД)  
Т-100-120/130  6 (КСД)  
ПТ-135/165-130/15  5 (CNDC)  
ПТ-50/60-130/7  5 (CNDC)  
Т-50/60-130  6 (CNDC)  
К-1200-240  4 (CND)  
К-800-240  4 (CND)  
К-500-240  4 (CND)  
К-300-240  4 (CND)  
К-200-130  2 (ЛПК)  
Т-180/215-130  2 (ЛПК)  
ПТ-60-90/13  3 (CNDC)  
ПТ-60-130/13  3 (CNDC)  
Тип турбіни  Кількість ступенів (циліндр)  
ПТ-80-130/13  4 (CND)  
1 (ССЗ)  
К-100-90-6  
2 (CND)  
К-500-240  3 (CND)  
К-300-240  3 (CND)  
К-160-130   3  (CND)  
  
Збільшення числа ерозійних і корозійних пошкоджень обумовлено в першу 
чергу температурним режимом роботи ТЕС. Відомо [19], що підвищення 
температури первинного конденсату в зоні фазового переходу активізує корозійний 
процес на ділянці потоку турбіни. Підвищення температури середовища з 343 К до 
413 К призводить до збільшення швидкості росту тріщин в дисках майже на два 
порядки. Це пов'язано з тим, що при підвищенні температури середовища 
посилюються корозійні процеси на поверхні металу. Встановлено [16], що 
зниження температури середовища на 10 К збільшує тривалість роботи обладнання 
майже в 2 рази до появи корозійних тріщин на дискових сталях. Це пов'язано з тим, 
що при низьких температурах підвищується мінімально необхідна концентрація 
агресивних компонентів розчину, що викликають корозійне розтріскування.   
 
 Вимірювання температури середовищ високого тиску в парових котлах 
теплових електростанцій в основному представлені системами контролю 
температури живильної води і перегрітої пари. Температура живильної води 
вимірюється в основному для визначення техніко-економічних показників роботи 
обладнання [18], так як пошкодження економайзерів котлової води в основному 
пов'язане з корозійним і ерозійним зносом через «стирання» труб золою, 
частинками палива і шлаку, що містяться в димових газах [17].  
Контроль температури перегрітої пари є одним з найважливіших завдань 
автоматизованої системи контролю та управління технологічними процесами 
парових котлів на теплових електростанціях. Згідно з Правилами технічної 
експлуатації [14], відхилення температури перегрітої пари в меншу сторону 
допускається не більше ніж на 10 К, в більшу – не більше ніж на 5 К. Це пов'язано 
не тільки з забезпеченням ефективності роботи обладнання (ефективність циклу), 
але і з вимогами до надійності роботи, так як перевищення температури пара 
призводить до зниження термостійкості трубних матеріалів і появи тріщин. У свою 
чергу, зниження температури пара може привести до його значного зволоження, що 
є причиною ерозійного руйнування лопатевого апарату турбін ТЕС [18].  
На рисунку 2.3.1 показані залежності відносного зростання інтенсивності 
відмов пароперегрівачів при тривалому підвищенні температури перегрітої пари до 
10 К.  
δ В ,  % 
∆ T = 10   Д
о 
∆ T = 7 ,5    Д
о 
∆ T = 5  Д 
о 
∆ T = 2 , 5  Д 
о 
t,   год. 
 
ина   
Рисунок 2.3.1. Залежність відносного збільшення частоти відмов 
пароперегрівача при роботі в умовах тривалих перевищень температури перегрітої 
пари  
  
Видно, що сумарний час роботи 1000 годин роботи пароперегрівачів в умовах 
підвищених температур призводить до відносного збільшення частоти відмов до 
0,5%. Такі ситуації можуть виникати через високу інерційність термоелектричних 
 
перетворювачів, встановлених в захисних рукавах, що призводить до несвоєчасної 
реакції систем управління на впорскування охолоджуючого середовища 
(живильної води, «свого» конденсату).  Незважаючи на відносно низькі значення 
збільшення частоти відмов (менше 1%), підвищення температури пара вкрай 
небажано, тому що призводить до наступних наслідків: перевитрата палива, 
погіршення стану обладнання, вимушена робота систем теплового захисту.   
Перевитрата палива при позаплановому підвищенні температури пара 
викликаний тим, що система контролю витрати палива котельної установки, 
пов'язана з системою контролю температури перегрітої пари, буде формувати 
сигнал на збільшення витрати палива для підтримки поточної температури пара.  
Зниження експлуатаційних характеристик обладнання пов'язане з 
температурними залежностями показників надійності елементів обладнання, що 
обумовлено зниженням жароміцності сталі (п. 1.2), накопиченням температурної 
втоми металів та іншими факторами, які в сукупності можуть сприяти виникненню 
аварійних ситуацій. Отримані значення визначаються виходячи з прогнозу роботи 
обладнання в зоні «позапланових» температур протягом 1000 годин, тоді як на 
практиці, при експлуатації обладнання на подовженому ресурсі флоту, це значення 
може досягати 3-4 тисяч годин і більше. У цьому випадку відносне збільшення 
відсотка відмов складе 1-2%.  
Зокрема, несвоєчасна або неправильна реакція систем контролю температури 
перегрітої пари в складі автоматизованої системи управління процесом 
парогенератора призводить до позапланового підвищення або зниження 
температури пари перед турбіною. Згідно з «Правилами технічної експлуатації» 
[14], температура пари перед турбіною є одним із сигналів, за якими виконується 
повна зупинка турбінної установки. Наприклад, для турбінної установки з 
номінальною температурою живої пари 828 К другим уставом зниження 
температури, як правило, є 781 К, для підвищення - 848 К. Захист від підвищення 
температури живої пари призначена для захисту центрального двигуна 
внутрішнього згоряння турбіни і паропроводів від пошкоджень, пов'язаних з 
високими температурами пари. Захист спрацьовує за схемою два з двох при 
надходженні сигналу від датчиків температури пари, розташованих в запірному 
клапані і кожній паропроводі. При підвищенні температури гарячої пари в 
запірному клапані і одному з паропроводів до другого уставки спрацьовування з 
часом витримки до 3 хв подається світловий і звуковий сигнал «підвищення 
температури гарячої пари» і виконуються операції по зупинці турбіни. Захист, що 
діє при зниженні температури пара, призначена для захисту останніх ступенів ЛПК 
турбіни від ерозії, а також осьових сил на ротор за рахунок зволоження парою. Для 
його активації використовуються ті ж датчики, що і для захисту від підвищення 
температури, захист також працює за схемою «два з двох», а при зниженні 
температури живої пари в запірній арматурі і одному з паропроводів до другого 
уставки виконуються операції по зупинці турбінного агрегату.  
 
2.3.1. Дослідження впливу захисної втулки на похибку вимірювання 
температури технологічних середовищ ТЕС під тиском   
 
 
Дослідження інтегральних характеристик процесу вимірювання проводилося 
для випадків зміни вимірюваної температури (робочої температури для 
технологічного обладнання теплових електростанцій [4]) в діапазоні 0–10 % від 
температур 370 К, 520 К і 820 К для трьох типів ТЕП: К (XA), L (HK), E (HKn). 
Висота та радіус змодельованого перерізу TPE становив 5 мм. Товщина нижньої 
стінки корпусу приймалася рівною 2,5 мм, товщина бічної стінки приймалася 
рівною 1 мм. Кільцевий зазор між чутливим елементом ТПЕ і захисною втулкою 
приймався рівним 1 мм, вертикальний зазор між ТПЕ і дном корпусу становив 1,5 
мм.  
Для оцінки впливу термогільзи на процес теплообміну при вимірюванні 
температури за допомогою ТПЕ були визначені температурні поля в чутливому 
елементі ТПЕ (рис. 2.3.2).  
r 
T,  K  
 
 
 
 
 z 
   
a)  
 
r 
T,  K  
   
   
 
 
 
 
 
z 
   
b)  
Рисунок 2.3.2. Розподіл температури в чутливому елементі TPE  
(час вимірювання – 5 секунд): а – без захисної втулки; б – із захисним кожухом   
  
Аналіз рисунка 2.3.2 показує, що термогільза має значний вплив на процес 
теплообміну в чутливому елементі ТЕП. Через 5 секунд після початку вимірювання 
без захисної втулки (рисунок 2.3.2, а) температура з'єднання термопари 
відрізняється від зовнішньої не більше ніж на 3 К. При наявності захисної втулки 
через 5 секунд закінчується нагрівання самої втулки, а елемент датчика ТПЕ має 
початкову температуру. Такий розподіл (рисунок 2.3.2, б) дозволяє зробити 
висновок, що для зменшення похибки вимірювань доцільно збільшити тривалість 
вимірювання. Залежності відносної похибки ТПЕ від тривалості вимірювань 
різних типів ТПЕ і діапазонів зміни робочих температур показані на рисунках 2.3.3–
2.3.5.  
 
δ T  ,  % 
δ , % 1 
1 
2 
3 
2 4 
5 
3 
t ,  з 
4 
5 
t ,  з 
   
Рисунок 2.3.3. Залежність відносної похибки термопари типу К  
(СА) за тривалістю вимірювання при зміні робочої температури Т=520 К в 
діапазоні: 1 – 10%; 2 – 8 %; 3 – 6 %; 4 – 4 %; 5 – 2 %  
δ T  , %  
1 
2 
3 
4 
5 
t , з  
   
Рисунок 2.3.4. Залежність відносної похибки термопари типу Е  
(HKn) на тривалість вимірювання при зміні робочої температури  
Т=820 К в діапазоні: 1 – 10%; 2 – 8%; 3 – 6%; 4 – 4%; 5 – 2%  
 
δT   , %  
1 
2 
3 
4 
5 
t,   з  
Рисунок 2.3.5. Залежність відносної похибки термопари типу L  
(КК) по тривалості вимірювання при зміні робочої температури Т=370 К в 
діапазоні: 1 – 10%; 2 – 8 %; 3 – 6 %; 4 – 4 %; 5 – 2 %  
  
Для досліджуваних термопар, що відповідають типовим агрегатам, вузлам і 
агрегатам теплових електростанцій, отримані аналогічні залежності зміни 
відносної похибки для всіх значень початкових температур. Такі результати 
дозволяють зробити висновок, що час роботи термоелектричних перетворювачів, 
встановлених в рукаві і забезпечують мінімальні похибки, практично не залежить 
від вимірюваної температури і типу термопари.  
 Необхідна тривалість роботи ТЕП може бути визначена як за допомогою 
розробленої моделі, так і апроксимаційних виразів виду: 
 (2.3.1)  
де t - необхідна тривалість роботи, с; δT – відхилення температури від 
початкового значення, %; A, B, C, D - коефіцієнти, які залежать від матеріалу 
заповнення рукава, типу ТПЕ, а також від співвідношення розмірів чутливого 
елемента і захисної втулки. Коефіцієнти апроксимації виразу (2.3.1), визначені для 
термопари типу К при початкових температурах в діапазоні від 300 К до 550 К при 
розглянутих досить типових умовах установки ТПЕ в захисну втулку, наведені в 
таблиці 2.3.1.  
  
Таблиця 2.3.1. Коефіцієнти апроксимаційних виразів для типу K (HA) TPE  
Т, К  A  B  C  D  
300  0,0384  -1,0023  10,5910  -0,8140  
320  0,0384  -1,0023  10,5910  0,2510  
340  0,0384  -1,0023  10,5910  1,2520  
360  0,0384  -1,0023  10,5910  2,1950  
 
380  0,0384  -1,0023  10,5920  3,0874  
400  0,0384  -1,0025  10,5910  3,9340  
420  0,0384  -1,0023  10,5910  4,7390  
440  0,0384  -1,0023  10,5910  5,5070  
460  0,0384  -1,0022  10,5900  6,2418  
480  0,0384  -1,0023  10,5910  6,9430  
500  0,0384  -1,0023  10,5910  7,6170  
520  0,0384  -1,0023  10,5910  8,2640  
540  0,0384  -1,0023  10,5910  8,8870  
  
З таблиці 2.3.1 видно, що початкова температура робочого середовища 
практично не впливає на коефіцієнти А, В, С виразу (2.3.1). Тривалість 
вимірювання визначається вільним доданком D, який, ймовірно, характеризує 
вплив повітряного прошарку [15].  
Отримані залежності тривалості нагріву, необхідної для достовірних 
вимірювань датчиків температури NSH K (XA), L (HK), E (HKn) при різних 
значеннях зазору між нижньою поверхнею чутливого елемента TPE і захисною 
втулкою наведені на рисунках 2.3.6–2.3.8 відповідно.  
tH  , з  
1 
2 
3 
tH  ,  з 4 5 
6 
T , Д 
о 
T ,  Д
о    
Рисунок 2.3.6. Залежності тривалості роботи ТПЕ ТИПУ К (HA) TPE від 
температури при використанні трансформаторного масла (1–3) та мідної стружки 
(4–6), з різними розмірами зазорів: 1, 4 – 3 мм; 2, 5 – 2 мм; 3, 6 – 1 мм  
 
t H,  з  
1 
2 
3 
t H,  з  4 5 
6 
T ,  Д
о 
T,   Д
 
о   
Рисунок 2.3.7. Залежності тривалості роботи ТПЕ ТИПУ L (HK) від 
температури при використанні трансформаторного масла (1–3) та мідної стружки 
(4–6), з різними розмірами зазорів: 1, 4 – 3 мм; 2, 5 – 2 мм; 3, 6 – 1 мм  
t H , з  
1 
2 
3 
tH  ,  з 4 5 
6 
T ,  Д
о 
T ,  Д
   о 
Рисунок 2.3.8. Залежності тривалості роботи TPE (HCn) типу E від 
температури при використанні трансформаторного масла (1–3) та мідної стружки 
(4–6), з різними розмірами зазорів: 1, 4 – 3 мм; 2, 5 – 2 мм; 3, 6 – 1 мм  
  
 
На рисунках 2.3.6–2.3.8 видно, що необхідна тривалість вимірювань при 
заповненні простору між вкладишем і чутливим елементом ТПЕ 
трансформаторним маслом значно вища, ніж у разі заповнення мідними стружками. 
При використанні для заповнення простору в рукаві трансформаторним маслом 
зазор dH може мати значний вплив на час нагріву. Триразове збільшення 
характерного розміру зазору призводить до збільшення часу нагріву на 25-30%. У 
разі використання мідних стружок час нагріву при аналогічному збільшенні 
розміру зазору збільшиться на 5%.  
При установці ТПЕ в гільзу методом пайки велика ймовірність наявності 
кільцевих зазорів. Отримані залежності тривалості нагріву для декількох типів ТПЕ 
при різних значеннях кільцевого зазору в тих випадках, коли простір корпусу 
заповнений мідними стружками і залишається незаповненим (присутнє повітря), 
наведені в таблицях 2.3.2–2.3.4.  
  
Таблиця 2.3.2. Залежності тривалості (t, c) роботи ТПЕ типу К (СА),  достатніх для 
достовірних вимірювань 
Розмір кліренсу dR, мм  
Наповнення мідними Без наповнення рукава  
Т, К  
стружками  
1  2  3  1  2  3  
300  2,00  2,11  2,20  3,99  4,01  4,05  
400  4,54  4,69  4,84  10,33  10,47  10,52  
500  5,39  5,55  5,70  12,38  12,52  12,58  
600  5,78  5,94  6,10  13,36  13,51  13,57  
700  5,82  5,97  6,13  13,45  13,60  13,66  
800  5,83  5,98  6,14  13,47  13,62  13,68  
900  5,84  5,99  6,15  13,48  13,63  13,69  
1000  5,84  6,00  6,16  13,49  13,64  13,70  
  
Таблиця 2.3.3. Залежності тривалості (t, c) роботи ТПЕ типу L (CC),  достатньої 
для достовірних вимірювань 
Розмір кліренсу dR, мм  
Наповнення мідними Без наповнення рукава  
Т, К  
стружками  
1  2  3  1  2  3  
300  2,00  2,11  2,20  3,92  4,00  4,04  
400  4,72  4,87  5,06  10,71  10,84  10,90  
500  5,36  5,52  5,71  12,35  12,49  12,55  
600  5,77  5,92  6,08  13,38  13,53  13,59  
700  5,73  5,94  6,10  13,41  13,57  13,63  
 
800  5,79  5,95  6,11  13,44  13,59  13,65  
900  5,80  5,96  6,12  13,45  13,60  13,66  
1000  5,81  5,96  6,12  13,45  13,61  13,67  
  
 Таблиця 2.3.4. Залежності тривалості нагріву (t, c) ТПЕ типу Е (HKn),  
достатні для достовірних вимірювань 
Розмір кліренсу dR, мм  
Наповнення мідними Без наповнення рукава  
Т, К  
стружками  
1  2  3  1  2  3  
300  1,89  2,00  2,10  3,80  3,88  3,92  
400  4,46  4,62  4,77  10,46  10,59  10,65  
500  5,07  5,23  5,39  12,07  12,12  12,27  
600  5,43  5,59  5,76  13,03  13,18  13,25  
700  5,46  5,62  5,79  13,11  13,27  13,33  
800  5,47  5,63  5,80  13,14  13,29  13,35  
900  5,48  5,64  5,81  13,15  13,30  13,36  
1000  5,49  5,65  5,82  13,15  13,31  13,37  
  
З таблиць 2.3.2-2.3.4 видно, що в разі установки ТПЕ в гільзу методом пайки 
кільцевий зазор не робить істотного впливу на час нагріву. За відсутності матеріалу 
для наповнення рукава час нагріву також відносно короткий. Можна зробити 
висновок, що при пайці ТПЕ до нижньої частини корпусу використання матеріалу, 
що наповнює гільзу, недоцільно. Однак встановити ТПЕ в гільзу методом пайки 
часто не виходить. Порівняльний аналіз результатів, отриманих при моделюванні 
умов установки ТПЕ в гільзу, наведений на рисунку 2.3.1, показує, що заповнення 
гільзи мідними стружками дозволяє отримати тривалість нагріву, порівнянну з 
часом нагріву при пайці ТПЕ на дно корпусу. Ці результати доцільно враховувати 
при проектуванні і монтажі контрольно-вимірювальних систем у великій групі 
енергоблоків, агрегатів і агрегатів теплових електростанцій [18].  
  
2.3.2. Вплив теплофізичних характеристик матеріалів, що наповнюють 
захисну рукав, на задовільну тривалість вимірювань температури пари, 
живильної та мережевої води теплових електростанцій  
  
Особливий інтерес (з точки зору впливу типу матеріалів основних елементів 
ТПЕ) представляє матеріал, що наповнює рукав, так як рукава використовуються 
для захисту занурювальних термопар в багатьох моментах технологічного процесу 
на теплових електростанціях: при вимірюванні температури перегрітої пари, 
живильної води, мережевої води і т.д. Агрегати ТЕС при підвищених температурах 
розглядаються в п. 2.1.  
 
Температура середовища, в яку був занурений ТПЕ, коливалася в діапазоні від 
300 К до 450 К (що відповідає технологічним середовищам мережевих установок 
ТЕС) при вивченні процесу теплообміну в випадках заповнення рукава 
кремнійорганічною теплопровідною пастою (далі - термопаста), рідкими і 
сипучими матеріалами, і в межах від 600 К до 850 К (температури таких середовищ, 
як свіжий пар і живильна вода) у випадках заповнення рукава сипучими 
матеріалами. Висота модельованого перерізу становила Н=10 мм, радіус – R=8,5 
мм (рисунок 2.3.2, а). Товщину нижньої стінки корпусу прийняли рівною 2,5 мм, 
товщину бічної стінки – 1 мм.  
Залежності тривалості роботи ТПЕ в термогільзі з різним наповнювачем 
матеріалу для термопар типів K (XA), L (HK), E (HKn), встановлені в результаті 
чисельного моделювання, наведені в таблицях 2.3.5–2.3.7 відповідно.  
  
 Таблиця 2.3.5. TPE типу K (CA) необхідні для надійних вимірювань 
тривалості (t, c) роботи  
 Пломбувальний матеріал Thermowell   
Т,  Мідна 
До  Силіконова Трансформаторне Кварцовий 
Термопаста  стружка 
олія  мастило  пісок  (70%)  
300  148,5  134,8  29,1  40,6  2,4  
325  334,1  304,3  62,4  92,3  4,3  
350  404,7  368,6  74,9  112,0  5,0  
375  449,2  409,2  83,1  124,4  5,5  
400  481,7  438,8  88,9  133,5  5,8  
425  507,4  462,2  93,5  140,6  6,1  
450  528,6  481,6  97,3  146,5  6,3  
  
Таблиця 2.3.6. Необхідна для достовірних вимірювань тривалості (t, c) ТПЕ 
типу L (CC)  
 Пломбувальний матеріал Thermowell   
Т,  Мідна 
До  Силіконова Трансформаторне Кварцовий 
Термопаста  стружка 
олія  мастило  пісок  (70%)  
300  148,3  134,7  29,1  40,5  2,3  
325  333,8  304,0  62,4  92,2  3,9  
350  404,4  368,3  75,0  111,9  4,5  
375  448,8  408,8  83,0  124,3  4,9  
400  481,3  438,4  88,9  133,3  5,2  
425  507,0  461,3  93,5  140,5  5,4  
450  528,2  481,1  97,3  146,4  5,6  
  
 
Таблиця 2.3.7. Необхідна для достовірних вимірювань тривалості (t, c) роботи 
Е типу TEC  (HKn)  
 Пломбувальний матеріал Thermowell   
Т,  Мідна 
До  Силіконова Трансформаторне Кварцовий 
Термопаста  стружка 
олія  мастило  пісок  (70%)  
300  147,5  134,0  28,8  40,2  2,2  
325  332,6  302,3  62,0  91,6  3,8  
350  402,1  366,2  74,6  111,9  4,3  
375  446,3  406,5  82,5  123,4  4,7  
 Пломбувальний матеріал Thermowell   
Т,  Мідна 
До  Силіконова Трансформаторне Кварцовий 
Термопаста  стружка 
олія  мастило  пісок  (70%)  
400  478,7  436,0  88,4  132,4  4,9  
425  504,2  459,2  92,9  139,5  5,1  
450  525,3  478,4  96,7  145,3  5,3  
  
З таблиць 2.3.5-2.3.7 видно, що необхідна тривалість вимірювання 
температури збільшується для всіх ТПЕ при заповненні рукава відповідними 
рідинами. Ця характеристика процесу з силіконовим маслом на 9-11% вище, ніж з 
трансформаторним. Мінімально необхідна (задовільна) тривалість роботи ТПЕ за 
умови заповнення захисної втулки термопастою в 5 разів менше середнього 
показника для масел. Це пов'язано з тим, що теплопровідність термопасти набагато 
вище, ніж теплопровідність масел. Однак застосування термопасти ускладнюється 
температурними обмеженнями і часто досить коротким терміном служби [18]. 
Наприклад, термопасту можна використовувати для вимірювання температури до 
450 К, а масла можна використовувати для вимірювання температури до 550-570 К, 
в залежності від їх марки. Серед сипучих матеріалів, які можуть бути використані 
для заповнення корпусу, найкоротший необхідний час вимірювання відповідає 
мідним стружкам [18].  
Коли ТПЕ використовується для вимірювання високих температур (понад 600 
К), захисна гільза заповнюється кварцовим піском або мідною стружкою [14]. 
Типова тривалість роботи ТПЕ, при якій похибка вимірювань не буде перевищувати 
значень, що відповідають нормам ТЕС, показані на рисунках 2.3.9 і 2.3.10.  
 
  
Рисунок 2.3.9. Залежність тривалості роботи ТПЕ (розглядаються три види 
НШ) при заповненні захисної рукава кварцовим піском: 1 – К (ХА), 2 – L (ХА), 3 – 
К (ХКn)  
  
  
  
Рисунок 2.3.10. Залежність тривалості роботи ТПЕ при заповненні захисної 
втулки мідними стружками: НСХ К (ХА) 1 – ρот=0,7, 2 – ρот =0,8, 3 – ρот =0,9; НСХ 
L ({K) 4 – ρот =0,7, 5 – ρот =0,8, 6 – ρот =0,9; НCХ Е (ХКn) 7 – ρот =0,7, 8 – ρот =0,8, 
9 – ρот =0,9  
На рисунках 2.3.9 і 2.3.10 видно, що мідна стружка навіть при низькій 
відносній щільності (70%) має непропорційно короткий необхідний час 
 
вимірювання в порівнянні з альтернативними матеріалами. У той же час 
теплофізичні характеристики кварцового піску близькі до аналогічних параметрам 
термопасти. Але мідні стружки мають істотні недоліки (високий коефіцієнт 
теплового розширення, висока щільність). Слід зазначити, що рівень заповнення 
корпусу (незалежно від матеріалу) повинен бути відносно невеликим 
(перевищувати рівень стику не більше ніж на 10 мм), тобто охоплювати тільки 
активну частину чутливого елемента. Це пов'язано з можливою похибкою у 
визначенні температури через «відтік» тепла від чутливого елемента TPE [25, 28].  
З рисунків 2.3.9 і 2.3.10 видно, що при вимірюванні високих (наприклад, 600-
850 К) температур необхідна тривалість вимірювання розглянутого ТПЕ істотно не 
збільшується при тому ж наповненні захисної втулки. При вимірюванні температур 
600-625 К залежності для термопар типів E (HCn) і K (XA) досить істотно 
відрізняються від залежностей для термопари типу L, що пояснюється межею 
допустимої похибки. Для ТПЕ типів Е (HKn) і K (HA) 2-го класу допуску 
максимальна похибка при вимірюванні температур до 606 К постійна і становить 
2,5 К, а для ТПЕ типу L (HC) допустима похибка залежить від вимірюваної 
температури [14]. Порівняння рисунків 2.3.9 і 2.3.10 дозволяє зробити висновок, що 
при вимірюванні відносно низьких (до 450 К) і досить високих (600-850 К) 
температур застосування мідних стружок дозволяє значно знизити інерційність 
реакції термопари на зміну температури в широкому діапазоні. Залежності, 
наведені на рисунку 2.3.10, дозволяють зробити висновок, що щільність мідних 
ошурків не робить істотного впливу на необхідну і достатню тривалість 
вимірювань. В основному це пов'язано з тим, що теплопровідність міді у багато 
разів вище, ніж у повітря [18].  
  
2.3.3. Особливості впливу відведення тепла через матеріал, що наповнює 
рукав, на похибки вимірювань температури перегрітої пари, живильної та 
мережевої води ТЕС  
  
Специфіка технологічних процесів на теплових електростанціях полягає у 
великій кількості точок вимірювання температури [10, 14]. При цьому необхідно 
дотримуватися особливих умов експлуатації датчиків температури через високі 
значення тиску контрольованого середовища [24]. Часто на теплових 
електростанціях установка первинних перетворювачів вимагає застосування 
захисних рукавів, що впливає на процеси теплообміну в ТПЕ [16], а, отже, і на 
характеристики температурних вимірювань (тривалість, похибка і т.д.).   
Основними джерелами похибок термопар при використанні термопар є ті, що 
викликані недосконалим контактом чутливого елемента з вимірюваним 
середовищем і розсіюванням тепла матеріалом, що заповнює гільзу [18]. 
Недосконалий контакт термоелектричного перетворювача з вимірюваним 
середовищем може бути компенсований збільшенням тривалості вимірювання [19]. 
Загальна похибка включатиме помилки радіатора в електродах термопари, корпусі 
та гільзі перетворювача, а також матеріалі, що заповнює рукав.  
Процес розсіювання тепла на матеріалі, що заповнює рукав, відбувається при 
заповненні вільного простору між внутрішньою стінкою рукава і поверхнею 
 
чутливого елемента датчика буферним матеріалом. Заповнення рідкими 
матеріалами здійснюється в основному при вимірюванні температури мережевої 
води, магістрального конденсату та інших середовищ, що характеризуються 
температурою не більше 473 К.  
Термогільзи використовуються [14] для вимірювання температури середовищ 
під тиском або з високою швидкістю (наприклад, перегрітої пари, живильної води, 
водопровідної води).  
Температура основного конденсату перед деаератором в більшості випадків 
знаходиться в діапазоні від 400 К до 450 К, вимірювання проводиться технічними 
термоелектричними перетворювачами, встановленими в захисних рукавах. 
Температура основного конденсату, так само як і швидкість його потоку, є одним з 
основних збурюють впливів, що впливають на тиск пари в деаераторі [23]. 
Залежність тиску в деаераторі від температури основного конденсату на вході в 
нагрівач показана на рисунку 2.3.11.  
P D,   Мпа 
T ГАР,  Д
АЗД   о  
Рисунок 2.3.11. Залежність тиску в деаераторі теплової електростанції від 
температури основного конденсату на вході [14]  
  
Позапланове підвищення температури основного конденсату перед 
деаератором до значень, близьких до температури насичення при номінальному 
тиску в деаераторі, може привести до незадовільної вентиляції деаераційної 
колонки [18]. Порушення вентиляції в деаераторі призводить до зниження 
ефективності деаерації через неповне видалення газів, що виділяються [18]. 
Надмірне зниження температури основного конденсату за останнім нагрівачем 
низького тиску може привести до недогріву води в деаераторі через неможливість 
збільшення витрати гріючої пари з точки зору надійності обладнання та 
запобігання гідроударів. При цьому, щоб уникнути зниження якості дегазації води, 
 
навантаження (водою) деаератора зменшують [18]. При недостатній деаерації води 
в останніх затримуються кисень і вуглекислий газ, які сприяють активізації корозії 
конструкційних матеріалів.  
Крім того, різке падіння температури основного конденсату перед деаератором 
свідчить про позапланову роботу системи регенерації (відкриття зворотних 
клапанів на відборах турбіни, рівень конденсату в нагрівачах і т.д.). Своєчасне і 
точне вимірювання температури основного конденсату є однією з умов надійної 
роботи деаератора і всієї системи деаерації на ТЕС.  
Рівень заповнення гільзи теплопровідним матеріалом часто вибирають 
емпіричним шляхом, при цьому не враховують вплив відтоку тепла від місця 
з'єднання термопари на матеріал, що заповнює термопару. Розроблена модель (п. 
2.4) дає можливість кількісно оцінити вплив рівня заповнення рукава 
теплопровідним матеріалом на похибку вимірювань і визначити характер впливу 
цього фактора і оптимальне значення рівня теплопровідного матеріалу в рукаві, при 
якому негативний вплив радіатора на якість вимірювання буде мінімальним.  
Залежності мінімально необхідної тривалості вимірювань ТПЕ для різних 
температур і типів ТПЕ показані на рисунках 2.3.12 і 2.3.13 відповідно.  
t ,  з 
1 
2 
Хв 
3 
ДГ,  Мм  
Рисунок 2.3.12. Мінімально необхідна тривалість роботи TPE  
(температура 350 К) для NSH HCn (1), HC (2), HA (3)  
  
 
t,  з  
1 
2 
Хв 
3 
ДГ, М м  
Рисунок 2.3.13. Мінімально необхідна тривалість роботи TPE  
(термопара типу ХА): 1 – 550 К; 2 – 450 К; 3 – 550 К  
  
З рисунків 2.3.12 і 2.3.13 видно, що при недостатньому рівні заповнення 
захисної втулки «буферним» матеріалом (в даному випадку до 8 мм) необхідний час 
вимірювання збільшується зі зменшенням рівня заповнення в зв'язку з недостатньо 
сприятливими умовами інтенсивного теплообміну в чутливому елементі. При 
переповненні рукава (в даному випадку більш ніж на 8 мм) буде відбуватися «відтік 
тепла» від місця з'єднання термопари по матеріалу, що наповнює рукав, що 
призведе до збільшення необхідної тривалості нагріву пропорційно рівню 
заповнення.  
 На рисунку 2.3.14 показана залежність мінімально необхідного часу 
вимірювання від рівня заповнення захисної гільзи трансформаторним маслом.  
 
t,   з 
3 
Хв 
2 
Хв 
1 
Хв 
ДГ,  Мм 
   
Рисунок 2.3.14. Необхідна тривалість вимірювання ТПЕ при різних рівнях 
заповнення захисної втулки трансформаторним маслом: 1 – прийняті значення 
кільцевих і вертикальних зазорів; 2 – збільшення кільцевого зазору на 1 мм; 3 – 
збільшення вертикального кліренсу на 1 мм  
  
 З рисунка 2.3.14 видно, що при прийнятих значеннях вертикальних і 
кільцевих зазорів оптимальне значення рівня заповнення захисної втулки 
знаходиться від 4 мм до 12 мм вище рівня з'єднання термопари (мінімальний час 
нагріву виходить на рівні 8 мм). Зі збільшенням рівня заповнення необхідний час 
вимірювання буде збільшуватися за рахунок ефекту відведення тепла від з'єднання 
термопари по матеріалу термопари. У разі збільшення кільцевого зазору величина 
мінімального рівня заповнення захисної втулки зміщується в бік зменшення і 
знаходиться на рівні місця з'єднання термопари. При збільшенні щодо прийнятого 
вертикального зазору величина рівня заповнення вкладиша зміщується в більшу 
сторону. Такий характер залежностей обумовлений декількома наслідками. Зі 
збільшенням кільцевого зазору збільшується товщина «буферного матеріалу», що 
дозволить скоротити мінімально необхідний час вимірювання. У разі збільшення 
вертикального проміжку буде спостерігатися і «ефект розсіювання тепла», т. Е. 
Відтік тепла від місця з'єднання термопари в напрямку Or (рис. 2.4.1, б).   
 
2.3.4. Оцінка впливу режимів підвищення температури переходу 
термоелектричного перетворювача на похибку його вимірювань  
  
Застосування занурювальних термоелектричних перетворювачів без захисних 
рукавів допускається для вимірювання температур технологічних середовищ, тиск 
яких не перевищує 6-10 МПа (в залежності від модифікації ТПЕ) [14]. До таких 
контрольних точок ТЕС відносяться, наприклад, температура вторинної пари (на 
 
енергоблоках з проміжним паровим перегрівом), температура повітря і димових 
газів. При моделюванні умов вимірювання температури занурювальними ТПЕ без 
застосування захисних рукавів, тобто в безпосередньому контакті з вимірюваним 
середовищем, а також при моделюванні умов повітряного прошарку при 
поверхневих вимірюваннях дослідження інтегральних характеристик процесу 
теплообміну в чутливому елементі ТПЕ проводилися з використанням граничних 
умов II і III видів.   
Залежності мінімально необхідної тривалості роботи термоелектричного 
перетворювача від теплових потоків різних величин показані на рисунку 2.3.15.  
Необхідна (задовільна) тривалість роботи ТПЕ при вимірюванні температури 
350 К для НШ К (ХА), Л (HK), Е (HK) наведені в таблиці 2.3.8.  
 
t ,  з 
1 
2 
3 
2 
q ,  Квт / m 
   
Рисунок 2.3.15. Залежність мінімально необхідної тривалості роботи ТПЕ при 
вимірюванні температур 850 К (1), 550 К (2), 350 К (3) від теплового потоку q до 
зовнішніх меж чутливого елемента  
  
Таблиця 2.3.8. Залежності необхідної тривалості (t, c) роботи ТПЕ при 
вимірюванні температури від величини теплового потоку q  
Тепловий потік q, Дле фективність роботиП , с  
кВт/м2  паливно-енергетичної 
системи 
ХА (С)  HC (Л)  HKn (E)  
10  26,0  26,0  25,7  
20  13,5  13,5  13,4  
30  9,4  9,4  9,2  
40  7,3  7,3  7,2  
50  6,1  6,1  6,0  
60  5,2  5,2  5,1  
70  4,7  4,6  4,5  
 
80  4,2  4,2  4,1  
90  3,9  3,9  3,8  
100  3,6  3,6  3,5  
  
З рисунка 2.3.15 і таблиці 2.3.8 видно, що при збільшенні інтенсивності нагріву 
(в разі збільшення теплового потоку) час на установку показань датчика 
температури значно скорочується. При значенні теплового потоку q=100 кВт/м2 
мінімально необхідна тривалість роботи ТПЕ порівнянна зі значеннями, 
отриманими в умовах дії на зовнішніх кордонах чутливого елемента r=R і z=0 
постійної температури T=350 К. Розподіл температури в чутливому елементі TPE 
для граничних умов I і II типу наведено на рисунку 2.3.16.  
T,  K  
T , K  
r,  Мм 
5 
4 
3 
 r,  
2 Мм 
1 5 
1 2 3 4 5 z,  1 
Мм 2 3 4 5 z ,М м 
 
      a)             b)  
Рисунок 2.3.16. Температурне поле в термоелектричному перетворювачі типу 
К (СА) при вимірюванні температури поверхні зразка 550 К: а – у разі встановлення 
температури на зовнішніх межах ТЕП; б – у разі встановлення теплового потоку на 
зовнішніх межах ТПЕ  
  
З рисунка 2.3.16 видно, що якщо розподіл температури задано на кордонах 
чутливого елемента (рисунок 2.6.2, а), то нагрівання даної області відбувається 
практично рівномірно в напрямках r і z.  
Інтегральні характеристики теплопередачі в ТПЕ, отримані з використанням 
граничних умов типу III, показують, що навіть за реальних умов теплообміну із 
зовнішнім середовищем (зміна коефіцієнта теплопередачі α в межах 0,1–30 
Вт/(м2·К) необхідна тривалість роботи ТПЕ може бути дуже тривалою при 
неідеальному контакті з'єднання термопари з поверхнею вимірюваного об'єкта.  
  
2.4. Вплив теплофізичних характеристик матеріалів елементів 
термоелектричних перетворювачів на похибку визначення температури 
поверхні технологічних вузлів та робочих середовищ теплових 
електростанцій  
  
 
Розроблені моделі (п. 2.1–2.5) ґрунтуються на припущенні, що теплофізичні 
характеристики (теплопровідність, щільність, теплоємність) елементів зони 
розв'язання задачі є постійними (без урахування змін із підвищенням температури). 
Використовувані значення теплофізичних властивостей отримують шляхом 
усереднення значень в діапазоні розглянутих температур. На практиці в широкому 
діапазоні температурних змін значення теплофізичних характеристик можуть 
змінюватися. Залежно від розв'язуваної задачі (наприклад, для описаних у розділах 
2.1-2.3) визначення необхідного часу реакції термоелектричного перетворювача на 
зміну температури може зажадати максимальної точності.  
Для оцінки методологічної похибки в розрахунку інтегральних характеристик 
процесу нагріву термоелектричного перетворювача була вирішена задача 
визначення мінімально необхідної тривалості роботи датчика для отримання 
достовірних результатів вимірювання температури (з урахуванням наближення 
теплофізичних характеристик).  
Залежності теплофізичних характеристик елементів області розв'язку задачі 
(п. 2.2 без урахування повітряного прошарку) наведені в таблиці 2.4.1.  
  
Таблиця 2.4.1. Теплофізичні характеристики елементів предметної області 
розв'язання задачі [27]  
Коефіцієнт 
Питома теплоємність s, Густота  
Т, К  3 теплопровідності λ,  
Дж / (кг·K)  ρ, кг/м  Ж/(м·К)  
 Термопарний перехід  типу K  
(CA)  
293  451,5  8825  22,2  
473  474,5  8825  25,55  
673  499,5  8825  30,8  
873  524,5  8825  35,4  
1073  550  8825  39,35  
 Захисний ковпачок   
573  775  3970  40  
673  959  3961  28  
773  1050  3951  21  
873  1105  3941  15,7  
973  1143  3931  12,5  
 Порошок оксиду алюмінію   
573  856,04  2779,18  28,01  
673  991,65  2772,86  19,62  
773  1062,48  2765,84  14,72  
873  1107,99  2758,82  11,01  
 
973  1141,19  2751,81  8,75  
 Захисний металевий корпус   
393  462  7900  16  
493  496  7900  18  
593  517  7900  19  
693  538  7900  21  
793  550  7900  23  
893  563  7900  25  
  
Апроксимація залежностей теплофізичних характеристик від температури 
проводиться методом найменших квадратів.   
Апроксимаційні вирази для: теплопровідності термопарного переходу:  
 
Теплова ємність термопарного переходу  
 
Теплопровідність керамічного ковпачка  
;  
Керамічний ковпачок Теплова ємність  
 
Щільність керамічного ковпачка  
 
Теплопровідність глиноземного порошку 
 
Теплова ємність порошку оксиду алюмінію  
 
Щільність керамічного ковпачка  
 
Теплопровідність металевого покриття 
 
Теплоємність металевої кришки  
 
 
На рисунку 2.4.1 показані залежності мінімально необхідного часу роботи 
елемента датчика датчика для отримання достовірних результатів вимірювань.  
tH  ,  з 
9, 7   %  
1 
28, 8  %  2 
 
T ,  Д
о    
Рисунок 2.4.1. Залежності необхідної тривалості вимірювання від вимірюваної 
температури з використанням постійних (1) і температурно-залежних 
теплофізичних характеристик (2)  
 
З рис. 2.4.1 показує, що максимальне відносне відхилення результатів 
становить не більше 30%. Використання апроксимаційних виразів дозволяє 
підвищити точність обчислень, але при цьому значно збільшується тривалість і 
трудомісткість обчислень. Тому при прогнозуванні основних параметрів 
дослідження можна застосовувати припущення про сталість теплофізичних 
характеристик матеріалів основних елементів термоелектричних перетворювачів в 
першому наближенні.  
  
2.5. Вплив радіаційного та конвективного типів теплопередачі на необхідну 
тривалість вимірювання температури термоелектричним перетворювачем  
  
2.5.1. Вплив радіаційного теплообміну на похибки вимірювання температури 
димових газів у газоходах парових котлів теплових електростанцій  
Відомо, що при підвищенні температури контрольованого середовища 
тепловіддача значно збільшується за рахунок радіаційної складової [19]. Цей ефект 
більш помітний в діапазоні вимірюваних температур, що перевищують 750 К. 
Оскільки теплові електростанції вимірюють температури в цьому діапазоні, то 
необхідно враховувати вплив радіаційної (променистої) теплопередачі на 
інтегральні характеристики процесу нагріву чутливого елемента 
термоелектричного перетворювача.   На теплових електростанціях, обладнаних 
газотурбінними установками, вимірювання високої температури пов'язане з 
контролем параметрів димових газів на вході в котел і за поверхнями нагріву котла, 
а також параметрів газів перед вільною турбіною [10]. Температура димових газів 
 
на вході і виході з котла строго контролюється, так як перевищення встановлених 
значень може привести до збільшення навантажень на метал поверхонь нагріву 
котла, що призводить до зниження надійності роботи обладнання (п. 2.1).  
Розглянемо модель (п. 2.5) теплопередачі в чутливому елементі 
термоелектричного перетворювача з неізольованим переходом в інтервалі 
температур вище 700 К.  
Еквівалентний тепловий потік на зовнішніх кордонах визначається як сума 
конвективного теплового потоку і теплового потоку за рахунок променистої 
теплопередачі:  
q  q qk   л.  
  
 Розподіли температур по чутливому елементу термоелектричного 
перетворювача при вимірюванні температури 1000 К з урахуванням радіаційного 
теплообміну і без нього показані на рис. 2.5.1.  
T,  Д 
T,  Д о 
о 
5 
1 4 
2 3 1 2 
3 2 3 4 
4 5 
5 1 
і ) B)   
Рисунок 2.5.1. Розподіл температур по чутливому елементу 
термоелектричного перетворювача при вимірюванні температури 1000 К з 
урахуванням (а) і без урахування (б) радіаційного теплообміну  
  
Видно, що при однакових умовах вимірювання до температури 1000 К 
інтенсивність нагріву чутливого елемента датчика з урахуванням випромінювання 
теплопередачі (рис. 2.5.1, б) вище.  
Залежності мінімально необхідних часів нагріву чутливого елемента ТПЕ, 
отриманих з урахуванням тільки конвективної та еквівалентної теплопередачі, 
показані на рисунку 2.5.2.  
 
t ,  з 
1 
2 
T ,  Д    
Рисунок 2.5.2. Залежності необхідної триов алості нагріву датчика без 
урахування (1) і з урахуванням (2) впливу променистого теплообміну  
  
 З рисунка 2.5.2 видно, що ефект променистого теплообміну скорочує 
необхідну тривалість нагріву до 30% за рахунок збільшення еквівалентного 
теплового потоку.  
  
2.5.2 Вплив вільної конвекції на необхідну тривалість вимірювання 
температури термоелектричним перетворювачем  
  
Розроблені моделі (п. 2.1–2.5) припускають рівномірний розподіл температури 
на межах розглянутої області. Це пов'язано з тим, що моделюються умови, при яких 
чутливий елемент розміщується в області з рівномірною температурою через 
відносно невеликих розмірів чутливого елемента. Однак в описаних в моделях 2.4, 
2.5 можливий вплив вільної конвекції.   
Згідно [19], теплопередача через шари, заповнені рідиною, описується 
рівняннями теплопровідності для суцільних стінок, але з заміною коефіцієнта 
теплопровідності λ на еквівалентний коефіцієнт теплопровідності λE:  
 (2.5.1)  
де m, n, S - коефіцієнти, що визначаються геометричними розмірами і формою 
щілини, заповненої рідиною; Gr – число Грасгофа, Pr – число Прандтля.  
Тоді відносне відхилення еквівалентного коефіцієнта теплопровідності від 
коефіцієнта теплопровідності рідини визначається виразом:  
 (2.5.2)  
 
Виходячи з того, що відносне відхилення еквівалентного коефіцієнта 
теплопровідності з урахуванням впливу вільної конвекції від коефіцієнта 
теплопровідності рідини досить малий (менше 1%), то вільною конвекцією в 
рідинах (наповнювачах ТЕП) можна знехтувати.  
  
2.6. Експериментальне визначення температурних полів термоелектричними 
перетворювачами  
  
Для оцінки адекватності результатів чисельного моделювання (п. 2.1–2.5) були 
проведені експериментальні дослідження в лабораторних умовах.  
Визначення часу роботи ТПП проводилося на стенді, схема якого наведена на 
рисунку 2.6.1. Випробувальний стенд включає в себе дослідний зразок TPE типу L 
(HK) 1, термокалібратор (нагрівач) 2 і багатофункціональний калібратор 3.  
4 
1 
2 
3 
   
Рисунок 2.6.1. Схема експериментального стенду:  
1 – ТПЕ, 2 – сухоблоковий калібратор температури, 3 – багатофункціональний 
калібратор, 4 – секундомір  
  
Сухоблоковий калібратор 2 (рисунок 2.10.1) являє собою моноблок, що 
включає в себе термостат і прецизійний вимірювач контролю температури. 
Термостат виготовлений з бронзи і має форму циліндра, обмеженого зверху і знизу 
захисними дисками, які виконують роль теплових екранів. Для зниження 
температурних перепадів термостат і захисні диски захищені теплоізоляційним 
матеріалом. Межа допустимої основної абсолютної похибки при відтворенні 
температур калібратора визначається виразом:  
 
 (2.6.1)  
  де Т – значення відтвореної температури, К [16].  
Переносний калібратор 3 (рисунок 2.6.1) призначений для вимірювання і 
відтворення сигналів напруги постійного струму і сигналів електричних термопар. 
Калібратор використовується як еталонний вимірювальний прилад для повірки, 
калібрування та налагодження засобів вимірювальної техніки. Межа допустимої 
основної похибки калібратора при вимірюванні вихідного сигналу від типу L TPE 
(CC) в діапазоні вимірювання температури від 273 К до 1063 К становить 0,3 К 
[196].  
Експериментальне визначення часу, необхідного для досягнення переходом 
ТПЕ температури, достатньої для отримання задовільної похибки, проводилося в 
діапазоні від 400 К до 800 К. Для зменшення випадкової похибки була проведена 
серія з 10 експериментів в ідентичних умовах. Результати теоретичних та 
експериментальних досліджень наведені на рисунку 2.6.2.  
t d,   с 
1 
Т, К 
 
Рисунок 2.6.2. Залежність необхідної тривалості роботи ТПЕ типу L (ХК) від 
величини вимірюваної температури:  
1 – теоретична залежність з використанням моделі (2.1.1)–(2.1.4),  
● – Експериментальні значення часів ТД  
  
Встановлено, що відносне відхилення теоретичних значень td від 
експериментальних значень не перевищує 5% у всьому діапазоні зміни 
температури.   
Перевірка відповідності розробленої моделі експериментальним даним 
проводилася за допомогою критерію Фішера [19].  
 
За допомогою тесту Фішера було визначено експериментальне значення 
критерію KfE та теоретичне значення (прийняте з довірчою ймовірністю Pd = 0,95) 
– KfT.  
Експериментальний критерій Фішера розраховувався за формулою:  
 (2.6.1)  
Dcp, де Da – дисперсія адекватності, Dcp – середня дисперсія експерименту.  
Дисперсія адекватності або залишкова дисперсія обчислювалася як:  
 (2.6.2)  
де Yit – теоретичне значення параметра Yi, отримане за допомогою 
розробленої моделі (див. Таблицю 2.7.1),  1=n – d – кількість ступенів свободи, 
n=6 – кількість експериментів, d=4 – кількість коефіцієнтів у обраній  моделі, Yie – 
середнє значення в серії m=2 вимірів (див. Таблицю 2.10.1),  
 Дані для визначення експериментальної проби Фішера за результатами 
проведених дослідів (рисунок 2.6.2) наведені в таблиці 2.6.1.  
  
Таблиця 2.6.1. Перевірка адекватності моделі теплообміну в чутливому 
елементі TPE  
Мінімально необхідна тривалість 
Виміряна роботи датчика, с  
температура,  Середня експериментальна 
До    
Теоретична (Yij)  (Yіє )  
400  181,3  188,6  53,0  
450  199,7  195,5  18,1  
500  213,1  222,0  79,1  
550  223,5  216,0  55,9  
600  232,0  239,8  61,7  
650  233,4  242,2  78,7  
700  233,7  242,6  80,0  
750  233,9  243,0  81,8  
800  234,3  244,3  99,1  
 Адекватність дисперсії Da  303,690  
 Середня дисперсія Dcp  121,476  
 Експериментальний критерій Фішера KfE  2,5  
  
 
Згідно з таблицею критеріїв Фішера [19], при рівні значущості 5% і заданих 
значеннях числа ступенів свободи більшої і меншої дисперсії, табличне значення 
проби Фішера становить: KfT = 5,14. Оскільки 2,5<5,14, тобто K fe <K ft, модель є 
адекватною з довірчою ймовірністю 95% з рівнем значущості 0,05.  
Отримані результати дозволяють зробити висновок про правомірність 
висновків, зроблених вище з використанням даних чисельного моделювання.  
  
Висновки по розділу  
1. Проведені дослідження дозволили визначити характерні залежності зміни 
показників надійності роботи для основних вузлів і елементів обладнання 
теплових електростанцій. Проведено моделювання характерних умов 
вимірювання температури термоелектричними перетворювачами у складі 
систем управління, захисту та блокування агрегатів та установок ТЕС.  
2. Результати чисельного моделювання теплопередачі при вимірюванні 
температури з поверхневим ТПЕ показують, що значний вплив на результати 
температурних вимірювань має величина зазору між нагрівачем і поверхнею 
чутливого елемента термоелектричного перетворювача. Збільшення зазору 
більш ніж на 3 мм викликає майже багаторазове (в 7-8 разів) збільшення 
необхідної тривалості вимірювання. В результаті появи повітряного прошарку 
між ТПЕ і об'єктом вимірювання утворюється «буферний» шар з низькою 
теплопровідністю. Це призводить до збільшення інерції його нагріву і, як 
наслідок, пайки ТПЕ. Оскільки в реальній практиці складно (іноді неможливо) 
забезпечити ідеальний тепловий контакт між ТПЕ і об'єктом вимірювання, то 
використовуючи результати чисельних досліджень і розроблену в роботі модель 
теплопередачі, можна мінімізувати як характеристичні (задовільні) терміни 
(тривалості) вимірювань, так і їх похибки.  
3. Результати, отримані в ході чисельних досліджень інтегральних характеристик 
процесу вимірювання з термопарами з ізольованим переходом, можуть бути 
поширені і на датчики, конструкція яких не передбачає використання захисного 
керамічного ковпачка. Це пов'язано з тим, що відносні відхилення отриманих 
даних для цих структур не перевищують 10%.  
4. При виконанні вимірювань термогільза має значний вплив на процес 
теплообміну в системі «рукав – чутливий елемент TPE». При коливаннях 
вимірюваної температури в межах ±10% від її абсолютного значення були 
отримані практично однакові залежності необхідної тривалості нагріву від 
похибки вимірювання для трьох типів найбільш типових термопар і трьох 
значень робочих температур: 370 К, 520 К, 820 К. Для прийнятих співвідношень 
геометричних розмірів системи "Захисна втулка – термоелектричний 
перетворювач" час, достатній для отримання відносної похибки δT <1%, 
становив 60 сек.   
5. Найбільша теплова інерція була зафіксована в разі заповнення гільзи рідкими 
матеріалами (маслами), найнижча - в разі мідних стружок і установки ТПЕ в 
захисну втулку методом пайки. Встановлено, що при використанні сипучих 
матеріалів (мідної стружки або кварцового піску) для заповнення рукава 
мінімально необхідна тривалість вимірювання може бути зменшена в 3,5 рази в 
 
порівнянні з рідинами. Фактична щільність тирси (досліджувалися значення від 
70% до 90%) не робить істотного впливу на необхідну тривалість вимірювання. 
Вплив термогільзи на похибку вимірювання температури можна звести до 
прийнятної за рахунок збільшення часу вимірювання.   
6. Встановлено вплив зміни зазорів між чутливим елементом TPE і термогільзою 
на похибку вимірювання. Показано, що при використанні трансформаторного 
масла збільшення вертикального зазору призведе до збільшення необхідної 
тривалості нагріву на 25–30%.  
7. Виконане числове моделювання дозволило встановити залежності, на підставі 
яких можна визначити оптимальний рівень наповнення захисної рукава, при 
якому буде спостерігатися ефективний теплообмін і мінімальний негативний 
ефект від «переповнення» захисної втулки. Показано, що перевищення 
рекомендованого рівня заповнення рукава на 12 мм призведе до збільшення 
необхідної тривалості нагріву більш ніж на 6 %.  
  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
РОЗДІЛ 3. ЗАСТОСУВАННЯ РЕЗУЛЬТАТІВ РОБОТИ НА ТЕПЛОВИХ 
ЕЛЕКТРОСТАНЦІЯХ 
  
МКР 25.144.87 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 Розроб. Зибін  Літ. Арк. Акрушів 
РОЗДІЛ 3 
 Перевір. Чичужко   
 Реценз. 
  
 Н. Контр.  ЧДТУ, МТЕ-45 
 Затверд. Калейніков 
РОЗДІЛ 3. ЗАСТОСУВАННЯ РЕЗУЛЬТАТІВ РОБОТИ НА ТЕПЛОВИХ 
ЕЛЕКТРОСТАНЦІЯХ  
  
 Область застосування розроблених моделей теплообміну і результатів 
досліджень на ТЕС дуже широка: обґрунтований вибір термопарних датчиків і 
допоміжних засобів (захисні клапани, «буферний» матеріал і т.д.) в різних умовах 
вимірювань; прогнозування мінімальних значень часу для досягнення 
термодинамічної рівноваги систем "Об'єкт вимірювання – термоелектричний 
перетворювач", "Термоелектричний перетворювач – захисна втулка – технологічне 
середовище"; розрахунок і проектування автоматизованих систем управління 
технологічними процесами; аналіз причин виникнення позаштатних і аварійних 
ситуацій і т.д. Практичне використання результатів роботи може сприяти 
підвищенню якості та надійності роботи технологічного обладнання теплових 
електростанцій, а також оптимізації техніко-економічних показників роботи 
агрегатів, агрегатів і агрегатів теплових електростанцій. Нижче наведені основні 
напрямки використання результатів роботи в удосконаленні вимірювань 
температури на теплових електростанціях.  
  
3.1. Системи теплового захисту та блокування теплових електростанцій  
  
 Автоматизовані системи управління технологічними процесами відіграють 
найважливішу роль у забезпеченні надійної та безпечної роботи основного та 
допоміжного обладнання на теплових електростанціях. Вирішальну роль в даному 
випадку відіграє безпека процесу, так як аварії на теплових електростанціях 
призводять не тільки до пошкодження обладнання і, в особливо серйозних аваріях, 
до травмування персоналу, а й до значних матеріальних наслідків (припинення 
електро- і теплопостачання підприємств, житлових районів, муніципальних 
установ і навіть населених пунктів і міст). 
У таблиці 3.1.1 наведено перелік декількох аварійних ситуацій (щодо яких дані 
опубліковані у відкритих джерелах) на об'єктах теплоенергетики [19] із 
зазначенням наслідків та причин.  
Автоматичні системи захисту використовуються для контролю найбільш 
важливих параметрів (визначення перебігу технологічних процесів і їх наслідків) 
процесів (температура свіжої пари, частота обертання турбіни, рівень в барабані 
котла і т. Д.), Що є істотним фактором підвищення надійності парових котлів, 
турбін і допоміжного обладнання [20].  
При реалізації системи захисту і блокування реалізуються різні схеми 
логічного захисту:  
1) Використання двох датчиків з однаковими заданими значеннями 
(«АБО»). Контакти таких датчиків з'єднані паралельно один одному відповідно до 
функції «АБО» (тобто схемою «один з двох»). Дана схема часто використовується 
в тих випадках, коли теплове обладнання теплових електростанцій вимагає 
підвищеної надійності системи захисту, а помилкові спрацьовування 
технологічного захисту малоймовірні.  
 
2) Використання двох датчиків з однаковими заданими значеннями ( «І»). 
Контакти таких датчиків підключаються відповідно до функції «І» (т. Е. За схемою 
«два з двох»). Така схема використовується для зниження ймовірності помилкового 
спрацьовування системи захисту.  
3) Використання двох датчиків з різними заданими значеннями ( «І»). Ця 
схема використовується в двоступеневих технологічних системах захисту: 
контактний пристрій другого датчика налаштовується на спрацьовування при 
досягненні параметрів першої аварійної уставки. У цьому випадку захист від 
відключення блоку буде спрацьовувати тільки при замиканні обох контактів [20].  
Як приклад розглянемо системи захисту парового котла на основі 
температурних сигналів.   
Залежно від характеру пошкодження дія автоматичних захистів і блокувань 
викликає: а) зупинку котла;  
б) зниження навантаження на 40%;  
в) локальні операції (рис. 3.1.1) [20, 20].  
   
 
Таблиця 3.1.1 Надзвичайні ситуації (історичний підсумок за останні 25 років) на об'єктах теплоенергетики 
 
Потужність, 
Найменування 
Рік  виведена з Наслідки  Причина  
електростанції  генерації, МВт  
районна Вихід з ладу основного трубопровідного вузла.  Пошкодження лопаткового апарату турбінних 
1990  1200  
електростанція агрегатів.  
Повне відключення опалення в деяких Відмова захисту Аварійна зупинка  
ТЕЦ-1 1994  515  будинках (близько 20%).  ТГ-3 (вихід з ладу конденсатора) з незрозумілих 
причин, знос обладнання.  
Вибух, розгерметизація системи подачі масла, 
ГРЕС-4 2002  900  Зупинка 5 енергоблоків.  
загоряння масла.  
Зруйновано дах турбінного, виникла пожежа. 
Нещасний випадок призвів до загибелі 
Причиною аварії стало різке підвищення тиску 
співробітника ГРЕС, який на момент аварії 
ГРЕС-1 2003  1500  ПВД енергоблоку No3, що призвело до 
перебував у безпосередній близькості від 
скидання «шапки» ПВД.  
підрозділу.  
Сталася масляна пожежа, в результаті якої 
сталася деформація кроквяної балки, 
руйнування зварних швів, що стало причиною 
ГРЕС 2006  2000  Збитки від аварії склали 237 мільйонів рублів.  обвалення блокової ферми і перекриттів 
машинного відділення.  
Обвалилася частина даху впала на корпус 
турбіни, генератор і збудник.  
Зупинка роботи трьох енергоблоків: No 4, 5,  
Пошкодження лопаткового апарату турбінних 
ГРЕС-2 2008  2400  6. Строк локалізації аварії становив 4 дні.  
агрегатів.  
ТЕЦ-1 Збій у теплопостачанні у трьох районах міста з Пошкодження двох турбінних блоків (No 6 та 
2008  157  
населенням 170 тисяч осіб  No 7).  
 
 
Потужність, 
Найменування 
Рік  виведена з Наслідки  Причина  
електростанції  генерації, МВт  
   особа. Збитки від аварії склали  
понад 250 мільйонів рублів.  
ТЕЦ-2 
Аварійне відключення двох Вихід з ладу автоматики на одній з ліній 
2011   Немає даних  
енергоблоків.  електропередач потужністю 330 кВт.  
Котельня Гідравлічні удари в системі 
 2012  --  теплопостачання, 6 обривів в Вихід з ладу системи захисту на котельні.  
теплових мережах.  
Помилкова робота системи автоматизації.  
ТЕЦ 2013  Немає даних  Зупинка котлів на станціях No 1, 2.  
Надмірна або некоректна робота 
ТЕЦ-2 2014  Немає даних  Збої в роботі електрогенератора.  технологічного захисту систем управління 
обладнанням.  
   
 
 
Оновлення до заданого Зниження робочого 
Температура свіжості  значення навантаження 
Пар за котлом 
Пониження рейтингу до 
заданого значення 
Зупинка котла 
Просування до  ІІ  Параметр
Температура  и 
Вторинна пара 
Просування до  ЯП  араметр
и 
Просування до  ІІ  Параметр
Температура  и 
пилоповітряна суміш Місцевий 
Просування до  ЯП  араметр Події 
и 
Різниця температур  
димових газів і  Пониження рейтингу до 
Повітря заданого значення 
 
Рисунок 3.1.1 Робота систем захисту і блокування парових котлів при перепадах 
температур  
  
Після спрацьовування захисту виключається можливість її скасування 
персоналом, а термін дії захисту закінчується після повного виконання всіх заходів 
[202].  
Значне зниження температури перегрітої пари (за схемою «два з двох», логіка 
«І») становить небезпеку для турбіни. В цьому випадку існує ймовірність 
потрапляння частинок води в парові труби і проточну ділянку турбіни. Це може 
призвести до таких наслідків:  
а) випаровування крапель води призводить до підвищення тиску в ССЗ турбіни 
і, як наслідок, до збільшення навантаження на завзятий підшипник, що може 
викликати його руйнування;  
б) попадання води на лопатки проточного тракту турбіни може привести до їх 
пошкодження і навіть поломки.  
Крім того, попадання крапель води в турбіну може привести до наслідків, що 
викликають збільшення осьової сили [23].  
Тому передбачений захист для зупинки парогенератора при зниженні 
температури пари до заданої межі. При роботі парогенератора в моноблочному 
режимі з турбіною в турбіні передбачений захист від зниження температури пара 
(для пиловугільних і газових агрегатів). Захист спрацьовує відразу (без тимчасової 
затримки), так як активація відбувається при температурі значно нижчій за 
номінальну. Також спрацьовує захист відключення парогенератора від турбіни і 
вироблений нею пар через бро відводиться в конденсатор турбіни.  
Наприклад, при зупинці газового котла одночасно виконує дію захисту 
 Наступні  Операція  Самостійно  Від  Положення перемикачів 
палива:  
 
• відключається вплив регулятора на направляючі лопатки вентиляторів дуття 
і димососів;  
• засувки на мазутних трубопроводах, що подають мазут в котел і в сторону від 
котла, закриті, накладається заборона на їх відкриття;  
• запірна арматура на мазутних трубопроводах, що ведуть до котла і від нього, 
закривається, і накладається заборона на їх відкриття;  
• закриття вентилів всіх форсунок мазуту і заборона їх відкриття;  
• закриття швидкісного запірного газового вентиля;  
• закриття засувки на вході газу в котел;  
• закриття вентилів на подачі газу до пальників;  
• закриття загального клапана впорскування;  
• заборона на закриття клапана вторинного повітря до пальників;  
• імпульсне розмикання продувки пароперегрівача  
• імпульсне відкриття клапана на охолоджуючій воді до продувного 
розширювача;  
• пароперегрівач і аварійний злив.  
При спрацьовуванні захистів від відключення котла (при роботі на вугіллі) 
додатково відключаються вентилятори дуття, а дуттьові вентилятори включаються 
автоматично через 2-3 хвилини після відключення. При роботі на газі НВ не 
відключається.  
Після зупинки котла відбувається автоматичне провітрювання печі протягом 
10-15 хвилин. Під час провітрювання печі накладається заборона на відкриття:  
а) електрифіковані запірні пристрої для подачі газу в котел;  
б) електрифіковані запірні пристрої на подачі мазуту в котел і в сторону від 
котла;  
 в) електрифіковані запірні пристрої для подачі газу до запальників.  
Підвищення температури первинної пари на виході з парогенератора (захист 
за схемою «два з двох», логіка «I») понад допустимі межі небезпечно умовами 
міцності трубопроводу. Своєчасний вихід з ладу системи захисту призводить до 
перегорання поверхонь нагріву. Неприпустимий температурний вплив на метал 
викликає зміну його структури, зниження механічних властивостей, що може 
привести до утворення свищів і свищів, при досить великому розмірі яких можна 
«залити» полум'я в печі. Тому існують захисти, які спрацьовують у разі підвищення 
температури пари до заданих значень і переводять парогенератор на знижене 
навантаження. При цьому навантаження парогенератора знижується і він 
залишається в роботі. При цьому виконується наступна послідовність операцій:  
Відключення впливу головного регулятора на регулятор палива  
Підключення до регулятора палива живильника, налаштованого на 56-60%  
Значне зниження навантаження парогенератора часто супроводжується 
порушенням стабільності процесу горіння. Тому одночасно зі зниженням 
навантаження повинні бути включені сопла мазуту (для пиловугільних і газових 
котлів) [201].  
 
Огородження в разі підвищення температури пара працюють з затримкою часу, 
достатнього для проведення заходів щодо зниження температури [22].  
Система захисту вторинної пари від температури виконана в два етапи: при 
підвищенні температури вторинної пари до першого заданого значення tI 
відкривається запірний вентиль на лінії аварійного впорскування. Перевищення 
температури другого заданого значення tII вторинним паром призводить до 
зупинки котла [22].   
Крім описаних, газонафтові парогенератори мають ще один температурний 
захист, яка виконує локальні операції. Це пов'язано з тим, що в деяких режимах 
роботи в газонафтових парогенераторах на поверхнях передпускового підігрівача 
повітря можуть накопичуватися відкладення, які можуть загорітися і вивести з ладу 
повітронагрівач. Сигналом для спрацьовування цього захисту є зменшення різниці 
температур між димовими газами перед підігрівачем повітря і повітрям після 
підігрівача повітря.  
 Парогенератори на пиловугільному паливі мають захист від підвищення 
температури аеросуміші. При підвищенні температури пилоповітряної суміші до 
першої можливої межі (343 К) подається команда на відкриття клапана присадки 
холодного повітря на млини [22, 24].  
Знання динамічних характеристик рівня поля каналів вимірювання 
температури дозволяє реалізувати систему динамічних заданих значень.  Для 
двоступеневих технологічних систем захисту уставка другого датчика змінюється 
в залежності від швидкості зміни параметрів. При цьому, щоб забезпечити надійну 
роботу системи, необхідно достовірно знати інерційні характеристики 
термоелектричного перетворювача – захисних рукавних систем в залежності від 
умов установки датчика. Розроблені моделі (п. 2.2–2.5) дозволяють отримувати 
найбільш точні значення індексу інерції приладів для вимірювання температури. 
Наприклад, при меншій швидкості зміни технологічного параметра система 
захисту спрацьовує при спрацьовуванні верхнього уставки. При більш високій 
швидкості зміни технологічного параметра верхнє уставке значення може бути 
зменшено для більш своєчасної роботи системи захисту, що дозволить запобігти 
виникненню аварійної ситуації.  
  
3.2. Оптимізація техніко-економічних показників ТЕС  
  
 Відома (або прогнозована) характеристика часу нагріву, характерна для 
системи термоелектричний перетворювач або термоелектричний перетворювач – 
термосвердловина, дозволяє мінімізувати похибку вимірювання температури 
поверхні обладнання або технологічних середовищ теплових електростанцій, а 
також отримати максимальну швидкість роботи систем контролю параметрів 
процесу.  
 Функціонування всіх систем контролю і управління на теплових 
електростанціях спрямоване на забезпечення безпечної експлуатації ТЕС і 
оптимізацію техніко-економічних показників їх діяльності. Одним з основних 
показників ефективності роботи ТЕС є оптимальна витрата палива.  Відомо [26], 
 
що вугільні теплові електростанції мають відносно низькі показники ККД. 
Оптимізація роботи систем управління і контролю є одним із шляхів підвищення 
ефективності роботи обладнання і заводу в цілому.  
 В даний час існують підходи, що дозволяють оцінити вплив параметрів 
роботи основного обладнання теплових електростанцій на перевитрату палива [21]. 
У цих роботах відзначається, що вплив початкової температури пари на 
перевитрату палива в контрольний період менше, ніж вплив відхилення тиску пара. 
Однак, як показує практика експлуатації енергоблоків, процес температурних 
коливань має більшу інерційність і складніше піддається ліквідації. Тому при оцінці 
перевитрати палива температура і тиск враховуються в рівній мірі.  
 Результати досліджень [21] показують, що відхилення початкових параметрів 
(температури і тиску) перегрітого пара в межах 5% може викликати відносний 
перевитрата палива до 2-5% (в залежності від навантаження енергоблока) в 
контрольний період.  
 Як приклад розглянемо енергоблок потужністю 200 МВт. Прийнятий питомий 
еквівалентний витрата палива при роботі на різних видах палива наведено в таблиці 
3.2.1.  
  
Таблиця 3.2.1. Прийняті показники питомої еквівалентної витрати палива умовного 
агрегату  
Доплати  Газ  Вугілля  
Потужність, УРУТ, кг  УРУТ, г  УРУТ, кг  УРУТ, г  
%  δbT, δbN, 
з.т./Гкал  еквівалент 
  з.т./Гкал  еквівалент 
% % 
палива/кВт·год  палива/кВт·год  
80  2  2,1  135  370  180  400  
90  1,5  2  135  365  180  390  
100  1,2  1,85  135  360  180  380  
  
 
На рисунку 3.2.1 показана залежність перевитрати палива при відхиленні 
температури і тиску від номінальних значень до 5% з урахуванням значень 
питомих витрат палива, наведених в таблиці 3.2.1.  
 
8, 0 0 
7, 0 0 
6 ,0 0 
5, 0 0 
4 ,0 0 
3 ,0 0 
2, 0 0 
1, 0 0 
0 ,0 0 
80 90 100 
Навантаження на блок, %  
 δbN (газ)  δbN (вугілля)  δbT (газ)  δbT (вугілля)  
  
Рисунок 3.2.1. Залежність перевитрати палива від навантаження силового агрегату  
  
 Розрахункові значення річного перевитрати палива при відхиленні робочої 
температури і тиску свіжої пари від номінальних наведені в таблиці 3.2.2. Для 
розрахунків прийнято: річний запас електроенергії становить 700 млн кВт·год, 
теплової енергії – 2500 тис. еквівалент палива для газу – 1,129; для вугілля – 0,714.  
     
 
Таблиця 3.2.2 – Розрахункові значення річних перевитрат палива  
Перевитрата 
Перевитрата палива на 
палива на подачу відпочинок  Сумарний перевитрата палива  Витрати на паливо  
Потужність, %  теплової енергії  електричної 
енергії  
Т.У.С.  Т.У.С.  Тис. Т.У.С.  Кт (м3) пн.т  Мільйон. Рублів.  
    Газ   
80  6750,00  5439,00  12,19  10,80  54,00  
90  5062,50  5110,00  10,17  9,01  45,07  
100  4050,00  4662,00  8,71  7,72  38,60  
  
  Вугілля   
80  9000,00  5880,00  14,88  20,83  87,49  
90  6750,00  5460,00  12,21  17,09  71,79  
100  5400,00  4921,00  10,32  14,45  60,69  
  
   
 
 З таблиці 3.2.2 видно, що при середній вартості 1 тис м3 природного газу 
становить 5000 рублів, одна тонна вугілля становить 4200 грн за тонну, щорічні 
втрати через перевитрату палива можуть становити 87,5 млн руб.  
Знання динамічних характеристик каналу вимірювання температури дозволяє 
максимально точно визначити фактичну температуру свіжої пари і, як наслідок, 
знизити перевитрату перегрітої пари. Рис. 3.2.2 показана залежність тривалості 
встановлення показань термопари при відхиленні температури свіжої пари в межах 
5% від номінального значення 838 К.  
t ,  з 
δT ,   % 
   
Рисунок 3.2.2. Залежність тривалості показань термопари при відхиленні 
температури свіжої пари  
  
 Ще одним шляхом зниження перевитрати палива, а також підвищення якості 
розрахунку техніко-економічних показників є зменшення «збіжності» 
енергетичних балансів, що виникає через похибку вимірювання технічних і потоко-
динамічних параметрів [22]. За даними [23], «збіжність» енергетичних балансів на 
діючих теплових електростанціях становить 10–20%. У той же час, зменшення 
методологічної похибки при вимірюванні параметрів роботи ТЕС і використання 
методу координації балансів дозволить звести «збіжність» балансу до значень, 
близьких до нуля. Підвищення точності визначення техніко-економічних має 
значний вплив на експлуатацію та експлуатацію теплових електростанцій, оскільки 
на основі їх значень енергопостачальні організації будують тарифну політику і 
прогнозні плани розвитку [22].  Одним з основних показників роботи енергоблоку 
турбінного агрегату є ефективність роботи основного обладнання. Відомо [24], що 
відносний внутрішній ККД циліндра турбіни визначається головним чином:  
характеристики системи розподілу пари;  
тиск на проточну частину;  
 
стан лопаткового апарату і величини протікань через надбандажний і 
діафрагмовий ущільнення.  
Остання характеристика визначається опосередковано шляхом порівняння 
температури пари, що протікає через лопатевий і сопловий апарат, і температури 
пара, що протікає в ущільненнях. Таким чином, похибки вимірювання температури 
визначають точність розрахунку ККД турбінної установки.  
  
3.3. Рекомендації по використанню результатів робіт на ТЕС  
  
Отримані результати (пункти 3.1–3.7) дозволяють сформулювати такі 
рекомендації щодо використання сформульованого підходу:  
Тип термопари не робить істотного впливу на тривалість вимірювання 
температури. Тим не менш, високотемпературні термопари (наприклад, термопари 
типів ТБП і ТЕС) мають високі значення необхідної тривалості роботи [18]. При 
використанні цих термопар тривалість роботи TPE повинна бути збільшена на 25-
40% в порівнянні з найбільш поширеними термопарами (такими як HK, HA і HKn).  
Мінімальний час роботи ТПЕ нелінійно збільшується зі збільшенням 
вимірюваної температури. Визначення величини мінімально необхідної тривалості 
вимірювання рекомендується проводити за допомогою розроблених моделей 
теплообміну (з урахуванням реальних умов).  
Для термопар з ізольованим з'єднанням мінімально необхідний час роботи 
дещо відрізняється від такого для термопар з неізольованим з'єднанням (5-10% в 
залежності від вимірюваної температури). Тому при плануванні експериментів або 
виконанні технічних вимірювань керамічний ковпачок, що ізолює місце з'єднання 
термопари, не робить істотного впливу на час вимірювання до встановлення 
усталених значень.  
У разі використання захисної втулки для зменшення теплової інерції системи 
«захисний рукав – термоелектричний перетворювач» рекомендується 
встановлювати ТПЕ в гільзу методом пайки.  
При виборі речовини для наповнення захисного рукава рекомендується 
використовувати сипучі середовища для зниження теплової інерції. У разі 
обмежень у використанні таких середовищ рекомендується використовувати 
термопасту або трансформаторне масло (з урахуванням фактичних робочих 
температур цих матеріалів), так як їх застосування при вимірюванні високих 
температур може призвести до закипання матеріалу, що заповнює рукав (масло) або 
затвердіння матеріалу (термопровідна паста).  
На похибку вимірювання температури, крім інших факторів, впливає також 
процес відведення тепла від місця з'єднання уздовж корпусу TPE, захисної втулки, 
а також матеріалу, що наповнює гільзу. Серед цих компонентів радіатора можна 
виправити тільки радіатор за матеріалом захисного рукава. Тому рекомендується 
використовувати розроблену модель теплообміну для визначення оптимального 
значення мінімального часу вимірювання з урахуванням фактичних геометричних 
параметрів системи термоелектричний перетворювач – термогільза.  
Розроблені моделі теплопередачі при вимірюванні температури поверхневими 
ТПЕ дозволяють оцінити достовірність і достовірність вимірювальної інформації 
 
на різних ділянках технологічного шляху (наприклад, вимірювання температури 
перегрітої пари, температури металу колекторів пароперегрівача, металу 
підшипників турбінних установок і т.д.) в реальних умовах використання датчиків. 
Беручи до уваги той факт, що в залежності від величини повітряного прошарку 
необхідна тривалість вимірювання ТПЕ до необхідних значень може досягати 
декількох хвилин [25], а тривалість поширення позаштатних ситуацій в реальних 
виробничих умовах нерідко не перевищує хвилини [25], розроблені моделі 
дозволять прогнозувати наслідки недостовірних вимірювань температури. Моделі 
теплопередачі в ТПЕ з ізольованими і неізольованими переходами можуть бути 
використані в прогнозних оцінках необхідного і достатнього часу вимірювань, що 
проводяться поверхневими ТПЕ при різних умовах їх теплового контакту з 
вимірюваним середовищем (наприклад, при вимірюванні температури живильної 
води, мережевої води, пари, газів та інших середовищ з занурювальними 
термопарами (в тому числі з використанням захисних рукавів), вимірюванні 
температури поверхні технологічного обладнання,  Наприклад, метал циліндрів 
турбін, барабана котлових агрегатів і т.д.).  
Розроблений у роботі  підхід до оцінки достовірності результатів вимірювання 
температури за допомогою термоелектричних перетворювачів дає змогу 
прогнозувати особливості процесу вимірювання (мінімальні тривалості 
вимірювань та похибки).  
Запропонований метод може бути використаний для оцінки заданих 
характеристик як поверхневих, так і занурювальних термоелектричних 
перетворювачів.  
Розроблені моделі охоплюють більшість можливих варіантів використання 
датчиків температури на теплових електростанціях: використання як поверхонь 
теплоенергетичного обладнання для вимірювання температури, так і у випадках 
установки в технологічні трубопроводи (за допомогою рукава).   
Створені фізико-математичні моделі дозволили проаналізувати вплив захисної 
втулки і «буферного» матеріалу на теплову інерцію датчика температури, а також 
отримати апроксимаційні вирази, що дозволяють спрогнозувати мінімальний час 
роботи датчика в заданому діапазоні робочих температур.  
  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
РОЗДІЛ 4.  ОХОРОНА ПРАЦІ ТА БЕЗПЕКА В НАДЗВИЧАЙНИХ 
СИТУАЦІЯХ 
  
МКР 25.144.87 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 Розроб. Зибін  Літ. Арк. Акрушів 
РОЗДІЛ 4 
 Перевір. Цікановський   
 Реценз.  
  Н. Контр.  ЧДТУ, МТЕ-45 
 Затверд. Калейніков 
РОЗДІЛ 4.  ОХОРОНА ПРАЦІ ТА БЕЗПЕКА В НАДЗВИЧАЙНИХ 
СИТУАЦІЯХ 
 
4.1 Вимоги безпечного обслуговування пристроїв теплової 
автоматики, тепломеханічних вимірювань та захистів 
1. Вмикати і вимикати первинні (запірні) вентилі датчиків автоматики, КВП і 
захистів повинні працівники, які обслуговують ТМО. Обслуговувати інші вентилі, 
установлені перед датчиками автоматики, КВП і захистів, а також оглядати 
пристрої цеху ТАВ на ТМО та здійснювати внутрішній огляд теплових щитів, 
панелей тощо повинні працівники цеху ТАВ з відома працівників, які 
обслуговують ТМО. 
2. Огляд, налагоджування, ремонт пристроїв контролю і авторегуляторів, 
установлених на посудинах, трубопроводах і арматурі, необхідно проводити з 
дотриманням вимог пунктів 10.5-10.8, 10.12, 10.13, 10.17, 10.21 розділу IV цих 
Правил. 
3. Комплексне випробування технологічних захистів після капітального 
ремонту або монтажу, налагоджування схем автоматики зі зніманням 
характеристик основного і допоміжного обладнання та випробування комплектів 
автоматики необхідно проводити за спеціальними програмами із зазначенням в них 
заходів, що створюють безпечні умови праці під час проведення цих робіт. 
4. Від'єднувати датчики від трубопроводів (посудин) необхідно шляхом 
перекривання первинних (відбірних) вентилів, установлених на імпульсних лініях, 
без використання важеля. Якщо імпульсні лінії датчика під'єднані до різних 
відбірних пристроїв, необхідно перекрити первинні (відбірні) вентилі на всіх цих 
пристроях. 
Від'єднувати датчики від трубопроводів (посудин) з тиском понад 6 МПа (60 
кгс/кв.см) необхідно шляхом перекривання двох послідовно установлених запірних 
вентилів, один з яких (відбірний) розташований безпосередньо біля трубопроводу 
(посудини), а інший - на імпульсній лінії перед датчиком. 
5. Від'єднувати імпульсні лінії, що виводяться в ремонт, від діючого 
обладнання потрібно двома послідовно установленими вентилями. Між ними 
повинен бути дренажний пристрій, сполучений безпосередньо з атмосферою. 
У разі неможливості здійснити від'єднання імпульсної лінії з тиском понад 6 
МПа (60 кгс/кв.см) двома вентилями трубопровід (посудину) необхідно вивести з 
дії. 
Допускається від’єднувати одним вентилем імпульсні лінії з тиском до 6,0 МПа 
(60 кгс/кв.см). У цьому разі пара не повинна виходити в атмосферу через відкритий 
дренаж на ділянці, що від'єднується. 
6. Якщо трубопровід або посудина, до яких приєднані імпульсні лінії, 
залишаються під тиском, то запірні вентилі імпульсних ліній повинні бути 
перекриті, а на них мають бути вивішені знаки безпеки «Не відкривати! Працюють 
люди». 
7. Відсутність тиску у від’єднаній імпульсній лінії необхідно перевіряти 
шляхом сполучення її з атмосферою. 
Якщо на імпульсній лінії немає продувальних пристроїв, відсутність тиску 
необхідно перевіряти шляхом від'єднання цієї лінії від датчика: накидну гайку, що 
 
приєднує лінію до датчика, потрібно обережно відгвинчувати гайковим ключем 
доти, доки з-під гайки не з’явиться вода, не знизиться тиск у лінії і не зменшиться 
витікання. Через 30 - 40 с треба відгвинтити гайку ще на півоберта-оберт і зняти 
тиск. У міру зниження тиску гайку необхідно відгвинтити ще з таким розрахунком, 
щоб до моменту повної відсутності тиску вона була загвинчена на штуцер в 3-4 
оберти. 
Якщо в міру відгвинчування гайки зі штуцера тиск в лінії не знижується, 
потрібно загвинтити гайку і вжити заходів щодо більш повного від'єднання 
імпульсної лінії. Зазначені операції необхідно проводити в рукавицях. 
Від'єднувати імпульсні лінії води за температури більше +45°C і з тиском понад 
1,2 МПа (12 кгс/кв.см) заборонено. За температури води менше +45°C тиск не 
повинен перевищувати 6,0 МПа (60 кгс/кв.см). 
8. Врізування імпульсних ліній на трубопроводах і посудинах, розбирання 
фланців вимірювальних діафрагм, арматури, врізування гільз термопар, 
установлення чутливих елементів манометричних термометрів повинні проводити 
працівники основних цехів, за якими закріплено обладнання, у присутності 
представника цеху ТАВ. Зазначені роботи потрібно проводити тільки після того, як 
у трубопроводах і посудинах знято тиск, а також у разі відкритих дренажів. 
9. Замінювати, налагоджувати термопари і термометри опору, розміщені у 
важкодоступних місцях і в місцях, де температура перевищує зазначену в пункті 
4.18 розділу IV цих Правил, повинні не менше ніж два працівники з дотриманням 
вимог пункту 9.13 розділу IV цих Правил. 
Проводити роботи у місцях за температури повітря більше +60°C заборонено. 
10. За відсутності спеціальних продувальних пристроїв або у разі засмічених 
продувальних ліній продування імпульсних ліній води за температури більше 
+45°C дозволяється проводити за умови, що тиск не перевищує 1,2 МПа (12 
кгс/кв.см). 
Продування імпульсних ліній води за температури до +45°C допускається 
проводити за умови, що тиск не перевищує 6,0 МПа (60 кгс/кв.см). 
Продування необхідно виконувати за нарядом у такій технологічній 
послідовності: 
від'єднати датчик - для цього спочатку необхідно прикрити плюсовий і 
мінусовий вентилі, а потім повністю відкрити зрівняльний вентиль. Після цього 
повністю закрити плюсовий і мінусовий вентилі; 
один працівник повинен залишатись на місці продування, інший - перекривати 
запірні вентилі у місці приєднання лінії до трубопроводу або апарата, після чого 
подати першому працівникові знак про те, що лінія від'єднана; 
перший працівник повинен відгвинтити гайки, що з'єднують лінію з датчиком, 
стравити через них тиск, а потім відгвинтити їх повністю. Переконавшись у тому, 
що тиск стравлено, лінію відводять від датчика і закріплюють; 
другий працівник повинен поступово повністю відкрити запірний вентиль на 
початку лінії продування. Продування повним струменем необхідно проводити 
протягом 1,2-2 хв., після чого за сигналом першого працівника перекрити запірний 
вентиль. Після закінчення продування однієї із з'єднувальних ліній необхідно 
починати продування другої лінії; 
 
після припинення виходу пари з ліній перший працівник повинен приєднати їх 
до датчика. Накидні гайки у цьому разі повністю не затягують. Запірний вентиль 
на початку лінії відкривають на півоберта; 
після появи води через накидну гайку і видалення повітря з лінії накидні гайки 
необхідно щільно затягнути; 
через 5-10 хв. після приєднання датчика і заповнення імпульсних ліній 
конденсатом запірні вентилі необхідно повністю відкрити; 
продування плюсової і мінусової з’єднувальних ліній необхідно проводити 
окремо. 
На час від'єднування датчика від імпульсної лінії на всіх запірних вентилях лінії 
необхідно вивішувати знаки безпеки «Не відкривати! Працюють люди». 
Якщо продувальні лінії об’єднані на стенді датчиків у дренажний колектор, а 
зливання з нього через відкриту лійку здійснюють у зливний колектор, то під час 
продування імпульсних ліній необхідно дотримуватись застережних заходів. 
Необхідно враховувати, що у разі непрохідності колектора зливу через іржу, 
накип з відкритої лійки може утворюватись зворотний струмінь гарячої води і пари, 
який може травмувати працівників. 
Режим продування імпульсних ліній повинен бути поступовим, вони мають 
продуватись тільки до того стану, коли зливання води відбувається без утворення 
зворотного потоку зі зливальної лійки. 
Під час проведення вищезазначених робіт необхідно користуватись захисними 
щитками і рукавицями. 
11. У випадку виникнення аварійних ситуацій продування імпульсних ліній 
необхідно припинити, а арматуру - перекрити. 
12. Під час проведення робіт на мастильних імпульсних лініях з них необхідно 
повністю злити мастило. 
Зливання мастила повинно здійснюватись шляхом від’єднування лінії біля 
первинного вентиля і приладу через нижню точку. 
Якщо імпульсна лінія біля первинного вентиля приварена і злити з неї мастило 
неможливо, то з боку манометра в лінію необхідно ввести хлорвінілову трубку, 
через яку мастило необхідно відсмоктувати грушею. Довжину трубки потрібно 
вибирати з розрахунку звільнення від мастила ділянки імпульсної трубки до 1,5 м 
від місця зварювання. 
Мастило з трубок необхідно зливати в посудину, щоб уникнути потрапляння 
його на підлогу. 
13. Замінювати манометри, датчики можна тільки після перекривання 
первинних (відбірних) вентилів. 
Накидні гайки манометрів, датчиків потрібно відгвинчувати поступово, як це 
зазначено у пункті 7 цього розділу. 
14. Огляд, налагоджування, ремонт пристроїв контролю і авторегуляторів 
всередині топок котлів, газоходів, повітроводів, барабанів котлів необхідно 
проводити з дотриманням вимог глави 9 розділу IV і пунктів 4.1-4.34 розділу VII 
цих Правил. 
15. Роботи, що потребують розкриття люків бункерів для доступу до датчиків, 
необхідно проводити з дотриманням заходів безпеки, зазначених у пунктах 2.1-2.17 
розділу VII цих Правил. 
 
16. Ремонтувати, усувати дефекти, змащувати пристрої, установлені на 
конвеєрах паливоподавання, необхідно тільки після зупинення конвеєра і зняття 
напруги з його електродвигуна. На вимикальному пристрої потрібно вивісити знак 
безпеки «Не вмикати! Працюють люди». 
Налагоджування, регулювання датчиків, що контролюють наявність вугілля на 
стрічці, сигналізаторів перекосу стрічки, регулювання гальм тощо дозволяється 
виконувати під час роботи конвеєра з дотриманням заходів безпеки, зазначених 
углаві 4 розділу VI цих Правил. 
Працівники, які налагоджують, регулюють датчики, сингалізатори тощо, 
повинні знати місце розташування пристроїв аварійної зупинки конвеєрів і вміти 
ними користуватись. 
17. Під час обслуговування пристроїв ТАВ на обладнанні мазутного 
господарства необхідно дотримуватись вимог пунктів 1.35, 2.23 розділу IV, пунктів 
5.15, 5.22-5.24, 6.1-6.3 розділу VI і глави 9 розділу IV цих Правил. 
18. Під час обслуговування пристроїв контролю і автоматики у газовому 
господарстві необхідно дотримуватись вимог пунктів 1.31, 1.32 розділу IV, пунктів 
3.1-3.5 розділу VII і глави 9 розділу IV цих Правил. 
19. Контрольно-вимірювальні прилади потрібно приєднувати до газопроводів 
тиском більше 0,1 МПа (1 кгс/кв.см) металевими трубками, а у разі тиску газу 
меншого, ніж 0,1 МПа (1 кгс/кв.см), - гумовими трубками завдовжки до 1 м, 
закріпленими хомутами. На відводах до приладів необхідно передбачати 
вимикальні пристрої. 
Після знімання датчиків КВП, автоматики, захистів на від’єднані від датчика 
імпульсні лінії потрібно установлювати заглушки. 
20. На манометрах, установлених на газопроводах, червоною рискою необхідно 
зробити позначку робочого тиску. 
21. Під час проведення робіт в пристроях автоматики, теплотехнічних 
вимірювань і захистів, розміщених на обладнанні хімічного цеху, необхідно 
дотримуватись вимог глав 9 і 10 розділу IV та розділу XI цих Правил. 
22. Імпульсні лінії, арматуру і датчики, що підлягають ремонту і приєднані до 
кислото- та лугопроводів або до резервуарів з кислотами та лугами, необхідно 
звільнити від кислоти або лугу та від’єднати від працюючих трубопроводів і 
резервуарів заглушками. Після цього імпульсні лінії, арматуру, датчики, що 
підлягають ремонту, необхідно ретельно промити водою до нейтральної реакції 
промивальних вод. 
Перед початком проведення робіт працівники цеху ТАВ у присутності 
оперативних працівників зміни хімічного цеху повинні переконатись у тому, що 
імпульсні лінії, які підлягають ремонту, від’єднані від діючого обладнання 
заглушками, а також усунена можливість потрапляння в них кислоти або лугу і 
повністю видалені реагенти. 
23. Роботи на імпульсних лініях та апаратурі цеху ТАВ, установлених в 
хімічному цеху, під час проведення яких можуть трапитись випадкові викиди 
агресивного середовища (кислоти, лугу, коагулянту), необхідно виконувати у 
гумових рукавицях, прогумованому фартусі і захисному щитку. 
 
24. Працівники цеху ТАВ, які виконують роботу у приміщеннях хімічного 
цеху, повинні знати основні властивості реагентів, що використовуються, і правила 
поводження з ними згідно з додатком 8 до цих Правил. 
 
 
4.2 .Вимоги безпечної роботи з ртутними приладами 
1. Під час роботи з ртуттю, її сполуками і приладами із ртутним заповненням 
необхідно дотримуватись вимог «Санитарных правил при работе с ртутью, ее 
соединениями и приборами с ртутным заполнением», затверджених МОЗ СРСР 04 
квітня 1988 року. 
2. Основні роботи з ртутними приладами (зливання і заповнення ртуттю, 
розбирання, збирання, ремонт і очищення ртутних приладів, очищення і фільтрація 
ртуті тощо) необхідно проводити у спеціально відведених для цього ртутних 
кімнатах, ізольованих від інших приміщень. 
3. Обладнання ртутних кімнат, захист їхніх будівельних конструкцій і робочих 
меблів від пари ртуті, вентиляція, опалення, освітлення, водопостачання та 
каналізація, устаткування, утримання побутових приміщень повинні задовольняти 
вимогам «Санитарных правил при работе с ртутью, ее соединениями и приборами 
с ртутным заполнением». 
4. Ртутні кімнати повинні мати таке обладнання: 
стенд для розбирання і складання приладів; 
жолоб з чорного металу під стендом, установлений з нахилом. До жолоба 
повинна бути приварена зливна трубка, під якою розміщують посудину з водою; 
стіл з гладенькою мармуровою або виготовленою з чорного металу похилою 
плитою з жолобами по краях і зливною трубою, під якою установлюють посудину 
з водою. 
5. Усе обладнання і меблі ртутних кімнат (стенди, робочі столи, шафи тощо) 
повинні бути на ніжках заввишки не менше 200 мм. У таких кімнатах 
використовувати м'які меблі, гардини, штори і завіси заборонено. 
Робочі меблі повинні мати яскраве маркування, щоб унеможливити 
використання їх в інших місцях. 
Металеві частини апаратів і приладів (каркаси, підставки, стояки тощо) повинні 
бути гладенькими і пофарбованими нітроемалями і лаками. 
Під робочою поверхнею столів і витяжних шаф для роботи з ртуттю не повинно 
бути шухляд, шаф. 
6. Приміщення, у яких проводять роботу із ртуттю (ртутні кімнати), необхідно 
щотижня перевіряти на вміст пари ртуті у повітрі робочої зони, а результати аналізу 
записувати в журнал реєстрації аналізів довільної форми. 
Виробничі приміщення, у яких установлені прилади і апарати з ртуттю, 
необхідно перевіряти шляхом аналізу повітря не рідше двох разів на рік. 
7. У ртутних кімнатах, крім періодичних перевірок шляхом аналізу повітря, 
потрібно проводити повсякденний контроль повітряного середовища за допомогою 
реактивних папірців, які за наявності у повітрі пари ртуті набувають рожевого 
відтінку. 
 
Реактивні папірці необхідно підвішувати біля робочих місць на рівні дихання 
працівника (на висоті приблизно 1,5-1,7 м від підлоги) на термін не більше однієї 
доби. 
8. Підрозділи підприємства, працівники якого проводять роботу з ртуттю, 
повинні мати місцеві інструкції щодо заходів безпеки під час роботи з ртуттю, 
складені з урахуванням вимог цих Правил, «Санитарных правил при работе с 
ртутью, ее соединениями и приборами с ртутным заполнением», а також специфіки 
умов праці на цьому підприємстві. 
9. У приміщеннях ртутних кімнат ртуть повинна зберігатись у витяжній шафі в 
скляному посуді з товстими стінками або такому, що не б'ється, з притертими 
пробками (на вакуумній замазці), установленому в амортизаційний футляр на 
металевих піддонах. 
Невеликі кількості ртуті (від 20 до 30 мл) дозволяється зберігати в шафі у 
запаяних скляних ампулах, укладених у пластмасові або металеві футляри. 
Щодня, не менше ніж за 15 хв. до початку проведення робіт, в цих приміщеннях 
необхідно вмикати припливно-витяжну вентиляцію. 
10. Заповнення ртуттю приладів і апаратів та її зливання дозволяється 
проводити тільки у ртутній кімнаті над піддоном з чорного металу під витяжним 
зонтом і за умови увімкненої витяжної вентиляції. 
Розбирати ртутні прилади і апарати необхідно у ртутних кімнатах на піддоні 
або спеціально обладнаному столі. 
Категорично заборонено розбирати ртутні прилади і апарати у виробничих 
приміщеннях. 
У разі пошкодження приладів або апаратів, в інших аварійних випадках та 
надзвичайних ситуаціях допускається зливати ртуть безпосередньо у виробничих 
приміщеннях. 
11. Зливати ртуть з приладів і апаратів як у ртутних кімнатах, так і у виробничих 
приміщеннях допускається тільки в посудини, заповнені водою. 
Усі посудини з водою, призначені для тимчасового приймання ртуті, що 
розлилася або зливається, перед закінченням зміни необхідно звільнити від ртуті і 
знову залити водою. 
Для недопущення розливання ртуті на підлогу посудини з нею необхідно 
установлювати на піддони з чорного металу або емальовані. 
Зважувати, очищати і фільтрувати ртуть дозволяється тільки у ртутних 
кімнатах у витяжній шафі за умови увімкненої витяжної вентиляції, яку 
дозволяється вимкнути лише через 30 хв. після закінчення роботи з ртуттю. 
12. Очищення, дистилювання ртуті, заповнення нею приладів та інші роботи з 
відкритою ртуттю потрібно проводити у хлорвінілових або тонких гумових 
рукавицях, головному уборі і в захисних окулярах. Брати ртуть незахищеними 
руками або відсмоктувати її ротом категорично заборонено. 
Під час розливання ртуті або у разі виходу з ладу місцевої витяжної вентиляції 
необхідно працювати у протигазах з фільтрувальними коробками. 
13. Не допускається стикання з ртуттю деталей приладів з кольорових металів. 
Виявлені під час розбирання приладів і апаратів амальговані деталі зберігати в 
ртутних кімнатах у спеціальних посудинах з водою. 
 
Знімати амальгаму з амальгованих деталей за допомогою нагрівання 
дозволяється тільки всередині витяжної шафи і за умови увімкненої вентиляції. 
14. Щоб уникнути витікання ртуті з посудин, вакуумметрів, необхідно щільно 
закривати ці посудини гумовими пробками з виведенням скляної трубки заввишки 
від 50 до 60 мм, що сполучає посудини з атмосферою. 
15. У робочих приміщеннях не повинні зберігатись прилади та апарати, що не 
застосовуються. У робочих приміщеннях не дозволяється використовувати биті 
прилади та апарати з ртуттю, барометри і вакуумметри, в яких ртуть міститься у 
відкритих посудинах. 
16. У виробничих приміщеннях ртутні прилади з крихкими скляними деталями 
необхідно захищати від ударів. 
17. Установлені у виробничих приміщеннях прилади й апарати з ртуттю 
потрібно обладнати уловлювальними посудинами, щоб не допустити витікання з 
них ртуті у разі випадкового порушення герметичності. 
18. Термометри з ртутним заповненням необхідно зберігати і транспортувати у 
футлярах. 
Термометри, установлені на робочих місцях, повинні мати захисні металеві 
кожухи (оправки). 
19. Продувати, вводити в дію і виводити з дії прилади, заповнені ртуттю, 
потрібно обережно, уникаючи витікання ртуті у трубопроводи або виробничі 
приміщення. 
20. Розлиту ртуть необхідно негайно і ретельно зібрати у герметичний балон, 
емальований або фарфоровий посуд. 
Краплі розлитої ртуті необхідно збирати гумовою грушею або іншим 
пристосуванням з боків забрудненої ділянки у напрямку до центру, щоб запобігти 
проникненню ртуті у підлогу і розповсюдженню її по всьому приміщенню. 
Повноту збирання ртуті перевіряють за допомогою лупи. 
Ртуть, що залишилась, необхідно прибирати з підлоги ганчіркою, змоченою у 
0,2%-ному підкисленому розчині марганцевокислого калію або 20%-ному розчині 
хлорного заліза. 
21. У випадку виявлення ртуті, що витекла у приміщення, працівники, які 
помітили її витікання, повинні негайно доповісти про це керівництву підрозділу 
для вжиття невідкладних заходів. 
Після відповідної обробки зараженої ділянки виробничого приміщення 
необхідно провести аналіз повітря в ньому на вміст пари ртуті, який не повинен 
перевищувати граничних значень. 
22. Спецодяг повинен зберігатись у тому самому приміщенні, у якому 
проводиться робота з ртуттю, в окремих гардеробах, обладнаних індивідуальними 
шафами з місцевою витяжкою. 
Шафи для зберігання одягу повинні виготовлятись з листової сталі і мати 
відділення для зберігання предметів особистої гігієни і засобів захисту. 
23. Відносити спецодяг, у якому виконувались роботи з ртуттю, додому, а 
також ходити у ньому в їдальню заборонено. 
24. Прати спецодяг, у якому виконувались роботи з ртуттю, потрібно щотижня, 
окремо від іншого спецодягу. Прати такий спецодяг у домашніх умовах 
заборонено. 
 
25. Одночасно з пранням спецодягу необхідно промивати шафи, де він 
зберігається, гарячою водою з милом, а потім 0,1%-ним розчином 
марганцевокислого калію. 
26. Спецодяг, у якому виконувались роботи з ртуттю, перед пранням гарячою 
водою (+70-80°C) у мильно-содовому розчині (з розрахунку 4 л розчину на 1 кг 
одягу) повинен бути знепилений і прополосканий у пральній машині холодною 
водою протягом 30 хв. 
Спецодяг необхідно прати двічі. Після першого прання його потрібно 
прополоскати у пральній машині спочатку гарячою, а потім холодною водою для 
видалення лугу, і протягом 30 хв. обробляти 1-2%-ним розчином соляної кислоти. 
Вдруге спецодяг необхідно прати лужним розчином за температури +70-80°C 
протягом 20 хв., потім полоскати в холодній воді, крохмалити, віджимати, сушити 
і прасувати. 
27. Палити, а також зберігати, вживати їжу та пити воду в приміщеннях, де 
проводяться роботи з ртуттю, категорично заборонено. 
28. Працівники, які виконують роботу з ртуттю, повинні дотримуватись таких 
гігієнічних вимог: 
перед вживанням їжі спецодяг та індивідуальні засоби захисту необхідно 
знімати, ретельно мити руки теплою водою з милом і щіткою, прополіскувати рот 
слабким розчином марганцевокислого калію (рожевого кольору). Перед тим, як 
зняти рукавиці з рук, рукавиці необхідно ретельно вимити; 
щодня після закінчення роботи потрібно знімати спецодяг, очищати його і 
прибирати у шафу, ретельно прополіскувати рот слабким розчином 
марганцевокислого калію (рожевого кольору), приймати душ і чистити зуби. 
29. У ртутних кімнатах необхідно щодня проводити вологе прибирання, а один 
раз на місяць обов'язково обмивати теплою мильною водою стелі, стіни, меблі, 
віконні рами, скло та підвіконня, двері тощо. 
Один раз на квартал вищезазначене прибирання необхідно проводити із 
застосуванням засобів хімічної демеркуризації з наступним змиванням розчину з 
підлоги водою. 
30. Інвентар для прибирання приміщень, у яких проводяться роботи з ртуттю, 
не дозволяється використовувати для прибирання інших приміщень. Зазначений 
інвентар необхідно зберігати у металевому ящику, що щільно закривається і має 
пристрій місцевого відсмоктування та пофарбований у яскравий застережний 
колір. На відміну від іншого інвентар для прибирання приміщень, у яких 
проводяться роботи з ртуттю, повинен бути пофарбований у червоний колір. 
Після прибирання інвентар необхідно обробити розчинами демеркуризації. 
31. Біля виходу з приміщень, де проводяться роботи з ртуттю, повинні бути 
килими з рифленої гуми, які необхідно щодня обробляти у піддонах з чорної 
листової сталі розчином марганцевокислого калію, підкисленим соляною 
кислотою. 
32. Виробничі приміщення, де встановлено прилади і апарати з ртуттю, повинні 
відповідати «Санитарным правилам при работе с ртутью, ее соединениями и 
приборами с ртутным заполнением». 
 
33. Матеріал зовнішніх поверхонь виробничого обладнання, де 
використовується ртуть, не повинен абсорбувати ртуть та вступати з нею у хімічну 
взаємодію. 
На цих поверхнях необхідно проводити прибирання і демеркуризацію. 
34. Електродвигуни та електроапаратура, що установлюються в ртутних 
кімнатах або інших приміщеннях, де можливе виділення пари ртуті, за наявності в 
них проводів і деталей з кольорових металів повинні бути покриті речовинами, 
стійкими до ртуті. 
 
 
  
 
ВИСНОВКИ 
1. Розроблено новий підхід до вирішення проблеми підвищення надійності та 
робочого ресурсу вузлів, установок і агрегатів ТЕС за рахунок підвищення точності 
вимірювання температури контактними датчиками. 
2. Розроблено фізичні та математичні моделі теплопереносу в чутливому 
елементі ТЕП з урахуванням конструкції датчика, що дозволяють моделювати 
умови теплового контакту на ТЕС між поверхнею датчика та об'єктом вимірювання 
(поверхні турбоагрегату, колекторів пароперегрівачів парогенераторів, інших 
агрегатів і блоків ТЕС). 
3. Встановлено вплив відхилення експлуатаційних температур робочих 
середовищ в основних вузлах і агрегатах ТЕС на показники надійності та безпеки 
їхньої роботи. 
4. Сформульовано рекомендації для підвищення надійності та робочого 
ресурсу вузлів, установок і агрегатів ТЕС за рахунок підвищення точності 
вимірювання температури контактними датчиками в умовах неповного контакту з 
контрольованим об’єктом, при використанні захисних гільз і різних матеріалів для 
їх заповнення. 
     
 
ЛІТЕРАТУРА  
• 1. Eti, M.C. Integrating reliability, availability, maintainability and supportability 
with risk analysis for improved operation of the Afam thermal power-station / M.C. Eti, 
S.O.T. Ogaji, S. D. Probert // Applied Energy. – 2007. – V. 84, Is. 2. – P. 202–221. (Ориг. 
№ 47) 
• 2. Mohammed, H. The transient response for different types of erodable surface 
thermocouples using finite element analysis / H. Mohammed, H. Salleh, M.Z. Yusoff // 
Thermal science. – 2007. – Vol. 11, № 4. – P. 49–64. (Ориг. № 112) 
• 3. Borovkova, T. V. Mathematical Modeling of Contact Thermocouple / T. V. 
Borovkova, V.N. Yeliseyev, I.I. Lopukhov // Physics of Particles and Nuclei Letters. – 
2008. – Vol. 5, №. 3. – P. 274–277. (Ориг. № 6) 
• 4. Holmsten, M. Inhomogeneity Measurements of Long Thermocouples using a 
Short Movable Heating Zone / M. Holmsten, J. Ivarsson, R. Falk, M. Lidbeck, L.-E. 
Josefson // International Journal of Thermophysic. – 2008. – Vol. 29. – P. 915–925. (Ориг. 
№ 125) 
• 5. Porev, V.A. Measurements of Temperature Distribution in Melting zone / V.A. 
Porev // Russian Journal of Nondestructive Testing. – 2001. – Vol. 5, № 37. – С. 317–
320. (Ориг. № 123) 
• 6. Farahmand, K., Experimental measurement of fine thermocouple response time 
in air / K. Farahmand, J.W. Kaufman // Experimenatal Heat Transfer. – 2001. – №. 14. – 
P. 107–118. (Ориг. № 2) 
• 7. Reznik, S.V. Consideration of the procedural error for measuring contact sensor 
temperature during thermophysical studies / S.V. Reznik, S.A. Anuchin, P.V. Prosuntsov, 
A.V. Shulyakovskii // Refractories and Industrial Ceramics. – 2009. – Vol. 50, №. 2. – P. 
114–117. (Ориг. № 1) 
• 8. Barth, T. Investigations to the response time of a glued thermocouple on the 
basis of experimental and numerical analyses / T. Barth, C. Dankert, G. Von Roden, J.M. 
Schramm // Notes on Numerical Fluid Mechanics and Multidisciplinary Design. – 2010. 
– Vol. 112. – P. 355-363. (Ориг. № 114) 
• 9. Dowell, D. L. Don. A Critical Look at Type T Thermocouples in Low-
Temperature Measurement Applications / D. L. Don Dowell // International Journal of 
Thermophysic. – 2010. – Vol. 31, Is. 8-9. – P. 1527-1532. (Ориг. № 115) 
• 10. Kuznetsov, G.V. Numerical estimation of errors of temperature measurements 
by thermocouples using special glues and pastes / G.V. Kuznetsov, K.M. Mukhammadeev 
// Journal of Engineering Thermophysics. – 2010. – Vol. 19, № 1. – P. 17–22. (Ориг. № 
128) 
• 11. Ongrai, O. Comparative Study of Pt/Pd and Pt–Rh/Pt Thermocouples / O. 
Ongrai, J.V. Pearce, G. Machin, S. J. Sweeney // International Journal of Thermophysic. 
– 2010. – Vol. 31. – P. 1506–1516. (Ориг. № 124) 
• 12. Rychkov, A.D. Estimation of inaccuracies of thermocouple measurements of 
the temperature profile in pyrolyzed solid substances / A.D. Rychkov, V.E. Zarko, V.D. 
Liseikin, A.V. Kofanov // Thermophysics and Aeromechanics. – 2010. – Vol. 17, №. 4. – 
P. 587–594. (Ориг. № 129) 
• 13. Beges, G. Evaluation of Flat Surface Temperature Probes / G. Beges, M. 
Rudman, J. Drnovsek // International Journal of Thermophysics. – 2011. – № 32. – P. 
396–406. (Ориг. № 95) 
 
• 14. Brundage, A.L. Thermocouple Response in Fires, Part 2: Validation of Virtual 
Thermocouple Model for Fire Codes / A.L. Brundage, A.B. Donaldson, W. Gill, S.P. 
Kearney, V.F. Nicolette, N. Yilmaz // Journal of Fire Sciences. – 2011. – №. 29 (213). – 
P. 213–226. (Ориг. № 3 та № 81) 
• 15. Ogura, H., Izuchi M., Tamba J. Stability of Tungsten–Rhenium 
Thermocouples in the Range from 0 ºC to 1500 ºC // International Journal of 
Thermophysic. – 2011. – № 32. – P. 2420–2435. (Ориг. № 117) 
• 16. Rychkov, A.D. The error of temperature measurement by a thermocouple in a 
burning unitary solid propellant / A.D. Rychkov // Russian Journal of Numerical Analysis 
and Mathematical Modelling. – 2011. – Vol. 26, № 1. – P. 75–83. (Ориг. № 130) 
• 17. Shchinnikov P.A., Dvortsevoi A.I. Analyzing the Effect the Control 
Parameters of Cogeneration Have on Overexpenditure of Fuel // Thermal Engineering, 
Is. 58, № 10, 2011. – P. 840–843. (Ориг. № 202) 
• 18. Sloneker, K. C. Life Expectancy Study of Small Diameter Type E, K, and N 
Mineral-Insulated Thermocouples Above 1000 ºC in Air / K.C. Sloneker // International 
Journal of Thermophysic. – 2011. – № 32. – P. 537–547. (Ориг. № 116) 
• 19. Anatychuk, L.I. Semiconductor Thermoelectric Converters with Improved 
Precision / L.I. Anatychuk, V.I. Bodnaruk, D.D. Taschuk // Journal of Electronic 
Materials. – 2012. – Vol. 41, № 6. – P. 1111–1114. (Ориг. № 138) 
• 20. Guo, J. Design of superheated steam temperature control system based on 
ADRC-PID for ultra supercritical unit / J. Guo, X. Jiang // International Journal of 
Advancements in Computing Technology. – 2012. – Vol. 4, № 4. – P. 76–83. (Ориг. № 
99) 
• 21. Liang, G. Control of superheated steam temperature in large-capacity 
generation units based on active disturbance rejection method and distributed control 
system / G. Liang, W. Li, Z. Li // Control Engineering Practice. – 2013. – Vol. 21, Is. 3. 
P. 268–285. (Ориг. № 100) 
• 22. Zabrocki, K. Simulations for the Development of Thermoelectric 
Measurements / K. Zabrocki, P. Ziolkowski, T. Dasgupta, J. De Boor, E. Müller // Journal 
of electronic materials. – 2013. – Vol. 42, № 7. – P. 2402–2408. (Ориг. № 113) 
• 23. Atroshenko, Y.K. Numerical evaluation of the measurement error of 
temperature by surface thermocouples in the conditions of incomplete thermal contact 
with object of measurement / Y.K. Atroshenko, P.A. Strizhak // EPJ Web of Conferences. 
– 2014. – Vol. 76, 01034. (Ориг. № 168) 
• 24. Atroshenko, Y.K. Predictive Modelling of the Warming up Times for 
Thermoelectric Converters / Y.K. Atroshenko, I.P. Ozerova, P.A. Strizhak // Advanced 
Materials Research. – 2014. – V. 1040. – P. 965-968. (Ориг. № 169) 
• 25. Fernelius, M. Thermocouple recovery factor for temperature measurements in 
turbomachinery test facilities / M. Fernelius, S. Gorrell // 52nd AIAA Aerospace Sciences 
Meeting – AIAA Science and Technology Forum and Exposition, SciTech 2014; National 
Harbor, MD; United States; 13 January 2014 through 17 January 2014. – Code 105770. 
(Ориг. № 84) 
• 26. Hayes, A. RTDs vs. Thermocouples / A. Hayes // Flow Control. – 2014. – Vol. 
20, Is. 8. – P. 34–36. (Ориг. № 4) 
• 27. Herring, D. All About Thermocouples (part 2) / D. Herring // Industrial 
Heating. – 2014. – Vol. 82, Is. 4. – P. 18–20. (Ориг. № 5) 
 
• 28. Sylvia, J.I. A novel method for in- situ estimation of time constant for core 
temperature monitoring thermocouples of operating reactors / J.I. Sylvia, S. Clement Ravi 
Chandar, K. Velusamy // Nuclear Engineering and Design. – 2014. – Vol. 275. – P. 154–
162. (Ориг. № 85) 
• 29. Zhang, L. Error analysis of in-pipe temperature measurement by thermocouple 
based on heat transfer computation / L. Zhang, J. Luo, Q. Min, X. Wu // Chinese High 
Technology Letters. – 2014. – Vol.24, Is. 7. – P. 716–720. (Ориг. № 139) 
• 30. Atroshenko, Y.K. Determination of necessary time of measurements of surface 
thermocouples depending on conditions of technological processes / Y.K. Atroshenko, 
P.A. Strizhak, O.S.Yashutina // EPJ Web of Conferences. – 2015. – Vol. 82, 01061. (Ориг. 
№ 172) 
• 31. Sami, I. A. The influence of condenser cooling water temperature on the 
thermal efficiency of a nuclear power plant / I. A. Sami // Annals of Nuclear Energy. – 
2015. – Vol. 80. – P. 371–378. (Ориг. № 48) 
• 32. Atroshenko, Y.K. Influence of Conditions of Heating up on Integral 
Characteristics of Heattransfer in the Sensetive Element of the Thermoconjugate Sensor 
/ Y.K. Atroshenko, A.V. Abramova // MATEC Web of Conferences. – 2016. – Vol. 110, 
01071. (Ориг. № 189)
ChSTU repository

ChSTU repository preserves and enables easy and open access to all types of digital content including text, images, moving images, mpegs and data sets
