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Norma Italiana

N O R M A IT A L I A N A CEI

CNR CONSIGLIO NAZIONALE DELLE RICERCHE • AEI ASSOCIAZIONE ELETTROTECNICA ED ELETTRONICA ITALIANA

Data Pubblicazione Edizione

Classificazione Fascicolo

COMITATOELETTROTECNICO

ITALIANO

Titolo

Title

CEI EN 60953-2

1996-05 Seconda

5-3/2 2777

Prove termiche di accettazione delle turbine a vaporeParte 2: Metodo B Ð Ampia gamma di precisione per vari tipi e dimensioni di turbine

Rules for steam turbine thermal acceptance testsPart 2: Method B Ð Wide range of accuracy for various types and sizes of turbines

APPARECCHIATURE ELETTRICHE PER SISTEMI DI ENERGIA E PER TRAZIONE

NORMA TECNICA

© CEI - Milano 1996. Riproduzione vietata. Tutti i diritti sono riservati. Nessuna parte del presente Documento pu� essere riprodotta o diffusa con un mezzo qualsiasi senza il consenso scritto del CEI.Le Norme CEI sono revisionate, quando necessario, con la pubblicazione sia di nuove edizioni sia di varianti. é importante pertanto che gli utenti delle stesse si accertino di essere in possesso dellÕultima edizione o variante.

SOMMARIOLa Norma tratta le prove termiche sulle turbine a vapore: in proposito esistono due metodi.Il metodo A, destinato alle turbine di grandi centrali, � caratterizzato da unÕalta precisione delle misure.Il metodo B, destinato alla generalit� delle turbine, prevede una diversa e pi� ßessibile metodologia diprove.La presente Parte 2 della Norma tratta il suddetto metodo B, essendo inteso che dalla Norma vanno trattequelle prescrizioni che meglio si attagliano alla speciÞca turbina in prova.Sono anche comprese misure e procedure per determinare lÕentalpia speciÞca nella regione dÕumidit� in-teressata, tenendo conto anche dei requisiti di sicurezza necessari per gli operatori di sala prova.Nonostante la variet� del campo di applicazione, il pregio della Norma � di consentire una uniÞcazionedei criteri di preparazione, esecuzione e valutazione della prova.

DESCRITTORI ¥ DESCRIPTORSTurbina ¥ Turbine; Apparecchiatura a vapore ¥ Steam apparatus; Prova termica ¥ Thermal test; Prova di accettazione ¥ Acceptance test; Precisione ¥ Accuracy ; Tecnica di misura ¥ Measurement technology; Rendimento termico ¥Thermal efÞciency.

COLLEGAMENTI/RELAZIONI TRA DOCUMENTINazionali

Europei (IDT) EN 60953-2:1995-12

Internazionali (IDT) IEC 953-2:1990-12

Legislativi

INFORMAZIONI EDITORIALINorma Italiana CEI EN 60953-2 Pubblicazione Norma Tecnica Carattere Doc.

Stato Edizione In vigore Data validità 1996-7-1 Ambito validità Europeo

Ed. Prec. Fasc. 223 (1967)

Comitato Tecnico 5-Turbine a vapore

Approvata dal Presidente del CEI in Data 1996-5-8

CENELEC in Data 1995-5-15

Sottoposta a inchiesta pubblica come Documento originale Chiusa in data 1995-3-31

Gruppo Abb. 3 Sezioni Abb. B

ICS 27.040 CDU

LEGENDA(IDT) La Norma in oggetto � identica alle Norme indicate dopo il riferimento (IDT)

CENELEC members are bound to comply with theCEN/CENELEC Internal Regulations which stipulatethe conditions for giving this European Standard thestatus of a National Standard without any alteration.Up-to-date lists and bibliographical references con-cerning such National Standards may be obtained onapplication to the Central Secretariat or to anyCENELEC member.This European Standard exists in three official ver-sions (English, French, German).A version in any other language and notified to theCENELEC Central Secretariat has the same status asthe official versions.CENELEC members are the national electrotechnicalcommittees of: Austria, Belgium, Denmark, Finland,France, Germany, Greece, Iceland, Ireland, Italy, Lu-xembourg, Netherlands, Norway, Portugal, Spain,Sweden, Switzerland and United Kingdom.

I Comitati Nazionali membri del CENELEC sono tenu-ti, in accordo col regolamento interno del CEN/CENE-LEC, ad adottare questa Norma Europea, senza alcunamodifica, come Norma Nazionale.Gli elenchi aggiornati e i relativi riferimenti di tali Nor-me Nazionali possono essere ottenuti rivolgendosi alSegretario Centrale del CENELEC o agli uffici di qual-siasi Comitato Nazionale membro.La presente Norma Europea esiste in tre versioni uffi-ciali (inglese, francese, tedesco).Una traduzione effettuata da un altro Paese membro,sotto la sua responsabilità, nella sua lingua nazionalee notificata al CENELEC, ha la medesima validità.I membri del CENELEC sono i Comitati ElettrotecniciNazionali dei seguenti Paesi: Austria, Belgio, Danima-rca, Finlandia, Francia, Germania, Grecia, Irlanda, Is-landa, Italia, Lussemburgo, Norvegia, Olanda, Porto-gallo, Regno Unito, Spagna, Svezia e Svizzera.

© CENELEC 1995 Copyright reserved to all CENELEC members. I diritti di riproduzione di questa Norma Europea sono riservati esclu-sivamente ai membri nazionali del CENELEC.

Comitato Europeo di Normalizzazione Elettrotecnica European Committee for Electrotechnical Standardization

Comit� Europ�en de Normalisation ElectrotechniqueEurop�isches Komitee f�r Elektrotechnische Normung

C E N E L E CSecr�tariat Central:

rue de Stassart 35, B - 1050 Bruxelles

Europ�ische Norm ¥ Norme Europ�enne ¥ European Standard ¥ Norma Europea

EN 60953-2Dicembre1995

Prove termiche di accettazione delle turbine a vaporeParte 2: Metodo B Ð Ampia gamma di precisione per vari tipi e dimensioni di turbine

Rules for steam turbine thermal acceptance testsPart 2: Method B Ð Wide range of accuracy for various types and sizes of turbines

R�gles pour les essais thermiques de r�ception des turbines � vapeurPartie 2: M�thode B Ð Pr�cision de divers degr�s pour multiples mod�les et tailles de turbines

Regeln f�r w�rmetechnischen Abnahmemessung an DampfturbinenTeil 2: Methode B Ð Weiter Genauigkeitsbereich f�r unterschiedliche Bauarten und Baugr�§en von Dampfturbinen

CONTENTS INDICE

Rif. Topic Argomento Pag.

NORMA TECNICACEI EN 60953-2:1996-05Pagina iv

INTRODUCTION

1 SCOPE AND OBJECT1.1 Scope ...................................................................................................

1.2 Object .................................................................................................

1.3 Matters to be considered in the contract ..........................

2 UNITS, SYMBOL, TERMSAND DEFINITIONS

2.1 General ...............................................................................................2.2 Symbols, units .................................................................................

2.3 Subscripts, superscripts and definitions .............................

2.4 Definition of guarantee values and test results................................................................................................................

3 GUIDING PRINCIPLES3.1 Advance planning for test ........................................................

3.2 Preparatory agreements and arrangements for tests ...

3.3 Planning of the test ......................................................................3.4 Preparation of the tests ..............................................................

3.5 Comparison measurements ......................................................3.6 Settings for tests .............................................................................

3.7 Preliminary tests ............................................................................

3.8 Acceptance tests ............................................................................

3.9 Repetition of acceptance tests ................................................

4 MEASURING TECHNIQUES AND MEASURING INSTRUMENTS

4.1 General ...............................................................................................4.2 Measurement of power ..............................................................4.3 Flow measurement .......................................................................4.4 Pressure measurement ...............................................................

4.5 Condensing turbine exhaust pressure measurement................................................................................................................

4.6 Temperature measurement ......................................................

4.7 Steam quality measurement .....................................................4.8 Time measurement .......................................................................4.9 Speed measurement ....................................................................

5 EVALUATION OF TESTS5.1 Preparation of evaluation ..........................................................

5.2 Computation of results ...............................................................

6 CORRECTION OF TEST RESULTS AND COMPARISON WITH GUARANTEE

6.1 Guarantee values and guarantee conditions ...................

6.2 Correction of initial steam flow capacity ..........................................................................................................................................

6.3 Correction of maximum output .............................................

6.4 Correction of thermal and thermodynamic efficiency6.5 Definition and application

of correction values .....................................................................

6.6 Correction methods .....................................................................

INTRODUZIONE 1

OGGETTO E SCOPO 5

Oggetto ................................................................................................ 5

Scopo .................................................................................................... 5

Punti da esaminare alla stesura del contratto ................... 6

UNITË DI MISURA, SIMBOLI, TERMINOLOGIA E DEFINIZIONI 6

Generalità ........................................................................................... 6

Simboli e unità di misura ............................................................ 7

Indici, apici e definizioni ............................................................ 9

Definizione dei valori di garanzia e dei risultati di prova ................................................................ 12

PRINCIPI GUIDA 17

Preparazione delle prove in fase di progetto ................. 17

Accordi preliminari e disposizioni per le prove ............ 18

Programmazione delle prove .................................................. 19

Preparazione delle prove .......................................................... 20

Misure comparative ..................................................................... 25

Regolazioni per le prove ........................................................... 26

Prove preliminari .......................................................................... 27

Prove di accettazione .................................................................. 27

Ripetizione delle prove di accettazione ............................ 31

TECNICHE DI MISURA E STRUMENTI DI MISURA 31

Generalità ......................................................................................... 31

Misura della potenza ................................................................... 39

Misura delle portate ..................................................................... 43

Misura della pressione................................................................. 54

Misura della pressione di scarico delle turbine a condensazione ............................................................................... 60

Misura delle temperature .......................................................... 63

Misura del titolo del vapore .................................................... 67

Misura del tempo .......................................................................... 79

Misura della velocità di rotazione ......................................... 79

VALUTAZIONE DELLE PROVE 79

Preparazione della valutazione .............................................. 79

Calcolo dei risultati ...................................................................... 80

CORREZIONE DEI RISULTATI DI PROVA E PARAGONE CON LA GARANZIA 82

Valori e condizioni della garanzia ........................................ 82

Correzione della portata massima di vapore all’ammissione ................................................................................ 83

Correzione della potenza massima ...................................... 83

Correzione del rendimento termico e termodinamico 84

Definizione e applicazione dei valori di correzione .............................................................. 85

Metodi di correzione ................................................................... 86

NORMA TECNICACEI EN 60953-2:1996-05

Pagina v

6.7 Variables to be considered in the correction ..................

6.8 Guarantee comparison ...............................................................

6.9 Deterioration of turbine performance .................................

7 MEASURING UNCERTAINTY7.1 General ...............................................................................................7.2 Determination of measuring uncertainty of steam and

water properties .............................................................................

7.3 Calculation of measuring uncertainty of output ............

7.4 Determination of measuring uncertainty of mass flow7.5 Calculation of measuring uncertainty of results .............

APPENDIX/APPENDICE

A FEEDWATER HEATER LEAKAGE AND CONDENSER LEAKAGE TESTS

A.1 Feedwater heater leakage tests ......................................................................................................................................................

A.2 Condenser leakage tests ............................................................

APPENDIX/APPENDICE

B THROAT TAP NOZZLE B.1 Design and manufacture ............................................................

B.2 Flow section .....................................................................................

B.3 Calibration .........................................................................................

APPENDIX/APPENDICE

C EVALUATION OF MULTIPLE MEASUREMENTS, COMPATIBILITY

APPENDIX/APPENDICE

D MASS FLOW BALANCES (SEE 5.2.3.3)

APPENDIX/APPENDICE

E TYPICAL GENERALIZED CORRECTION CURVES FOR CORRECTION OF TEST RESULTS ACCORDING TO GUARANTEE CONDITIONS

E.1 GENERAL

APPENDIX/APPENDICE

F SHORT-STATISTICAL DEFINITION OF MEASURING UNCERTAINTY AND ERROR PROPAGATION IN ACCEPTANCE TESTS

APPENDIX/APPENDICE

G CALCULATION OF MEASURING UNCERTAINTY OF OUTPUT Ð ELECTRICAL MEASUREMENT

G.1 Introduction ......................................................................................

G.2 Formulae ............................................................................................

ANNEX/ALLEGATO

ZA Normative references to International Publications with their corresponding European Publications

Variabili da considerare nella correzione ......................... 90

Paragone con la garanzia ......................................................... 93

Deterioramento delle prestazioni della turbina ............ 96

INCERTEZZA DI MISURA 97

Generalità ......................................................................................... 97

Determinazione dell’incertezza di misura delle proprietà del vapore e dell’acqua ............................................................. 98

Calcolo dell’incertezza di misura della potenza .......... 100

Determinazione dell’incertezza di misura della portata 102

Calcolo dell’incertezza di misura dei risultati ............... 103

CONTROLLO DELLE PERDITE NEI RISCALDATORI DELLÕACQUA DI ALIMENTO E NEL CONDENSATORE 107

Controllo delle perdite nei riscaldatori dell’acqua di alimento .......................................................................................... 107

Controllo delle perdite nel condensatore ...................... 107

BOCCAGLI CON PRESA DI PRESSIONE IN GOLA 109

Progettazione e costruzione .................................................. 109

Elemento di misura ................................................................... 111

Taratura ........................................................................................... 113

VALUTAZIONE DI MISURE MULTIPLE, COMPATIBILITË 115

BILANCI DI PORTATA IN MASSA (VEDI 5.2.3.3) 116

CURVE DI CORREZIONE TIPICHE GENERALIZZATE PER LA CORREZIONE DEI RISULTATI DI PROVA CONFORMEMENTE ALLE CONDIZIONI DI GARANZIA 119

GENERALITË 119

BREVI DEFINIZIONI STATISTICHE DELLÕINCERTEZZA DI MISURA E DELLA PROPAGAZIONE DELLÕERRORE NELLE PROVE DI ACCETTAZIONE 148

CALCOLO DELLA INCERTEZZA DI MISURA DELLA POTENZA Ð MISURE ELETTRICHE 152

Introduzione ................................................................................. 152

Formule ........................................................................................... 153

Riferimenti normativi alle Pubblicazioni Internazionali con riferimento alle corrispondenti Pubblicazioni Europee 160

NORMA TECNICACEI EN 60953-2:1996-05Pagina vi

FOREWORDThe text of the International StandardIEC 953-2 (1990), prepared by IEC TC 5, Steamturbines, was submitted to the formal vote andwas approved by CENELEC as EN 60953-2 on1995/05/15 without any modification.

The following dates were fixed:n latest date by which the EN has to be

implemented at national level bypublication of an identical nationalStandard or by endorsement(dop) 1996/07/01

n latest date by which the nationalStandards conflicting with the ENhave to be withdrawn(dow) 1996/07/01

Annexes designated “normative” are part of thebody of the Standard.Annexes designated “informative” are given forinformation only.In this Standard, Appendices B, F, G andAnnex ZA are normative and Appendices A, C,D and E are informative.Annex ZA has been added by CENELEC.

ENDORSEMENT NOTICEThe text of the International Standard IEC 953-2(1990) was approved by CENELEC as a Europe-an Standard without any modification.

PREFAZIONEIl testo della Pubblicazione IEC 953-2 (1990), ela-borato al Comitato Tecnico 5 della IEC, è stato sot-toposto al voto formale e approvato dal CENELECcome EN 60953-2 il 15 maggio 1995 senza alcunamodifica.

Le date di applicazione sono le seguenti:n data ultima entro cui la EN deve essere

applicata a livello nazionale mediante pubblicazione di una Norma nazionale identica o mediante adozione(dop) 1996/07/01

n data ultima di ritiro delle Normenazionali contrastanti

(dow) 1996/07/01

Gli allegati indicati come “normativi” sono parteintegrante della Norma.Gli allegati indicati come “informativi” vengonoforniti a solo titolo d’informazione.Nella presente Norma, le Appendici B, F, G e l’Al-legato ZA sono normativi, mentre le Appendici A,C, D ed E sono informative.L’Allegato ZA è stato aggiunto dal CENELEC.

AVVISO DI ADOZIONE Il testo della Pubblicazione IEC 953-2 (1990) è sta-to approvato dal CENELEC come Norma Europeasenza alcuna modifica.


Pagina 1 di 162

INTRODUCTION

The rapid development of measuring tech-niques, the increasing capacity of steam tur-bines and the introduction of nuclear powerplants necessitated a revision of IEC Publication46 (1962) regarding acceptance tests.Since all the needs of the power industry in thedifferent parts of the world could not be satis-fied by one single publication, the completestandard is divided into two parts, describingtwo different approaches for conducting andevaluating thermal acceptance tests of steamturbines and which can be used separately:a) Method A, which is Part 1 of the Standard

(IEC 953-1), deals with thermal acceptancetests with high accuracy for large condens-ing steam turbines.

b) Method B, which is Part 2 of the Standard(IEC 953-2), deals with thermal acceptancetests with a wide range of accuracy for vari-ous types and sizes of steam turbines.

1) Basic philosophy and Þgures on uncertaintyPart 1 provides for very accurate testing ofsteam turbines to obtain the level of perform-ance with minimum measuring uncertainty. Theoperating conditions during the test are strin-gent and compulsory.Method A is based on the exclusive use of themost accurate calibrated instrumentation andthe best measuring procedures currently availa-ble. The uncertainty of the test result is alwayssufficiently small that it normally need not betaken into account in the comparison betweentest result and guarantee value. This uncertaintywill not be larger than about 0,3% for a fossilfired unit and 0,4% for a nuclear unit.The cost for instrumentation and the efforts forpreparing and conducting the tests will general-ly be justified economically for large and/orprototype units.Method B provides for acceptance tests of steamturbines of various types and capacities with ap-propriate measuring uncertainty. Instrumentationand measuring procedures have to be chosen ac-cordingly from a scope specified in the standardwhich is centred mainly on standardized instru-mentation and procedures, but may extend even-tually up to very high accuracy provisions requir-ing calibration. The resulting measuringuncertainty of the test result is then determined bycalculating methods presented in the standard andnormally, if not stated otherwise in the contract,taken into account in the comparison betweentest result and guarantee value. The total cost ofan acceptance test can therefore be maintained in

INTRODUZIONE

Il rapido sviluppo delle tecniche di misura, l’au-mento di potenza delle turbine a vapore e l’intro-duzione delle centrali nucleari hanno reso necessa-ria una revisione della Pubblicazione IEC 46 (1962)per quanto riguarda le prove di accettazione.Poiché tutte le necessità dell’industria elettricanelle diverse parti del mondo non possono esseresoddisfatte da una sola pubblicazione, la normacompleta è divisa in due parti che descrivono duemodi diversi di condurre e valutare le prove ter-miche d’accettazione delle turbine a vapore e chepossono essere utilizzate separatamente:a) Il metodo A, che è la Parte 1 della Pubblica-

zione (IEC 953-1), si occupa delle prove ter-miche di accettazione ad alta precisione pergrandi turbine a vapore a condensazione.

b) Il metodo B, che è la Parte 2 della Pubblicazio-ne (IEC 953-2), si occupa delle prove termichedi accettazione con gradi diversi di precisioneper tener conto della molteplicità delle tipolo-gie e delle taglie delle turbine a vapore.

1) Principi fondamentali Ð Stima dellÕincertezzadi misuraLa Parte 1 prevede prove molto precise per turbi-ne a vapore per ottenere il livello di prestazionecon il minimo di incertezza di misura. Le condi-zioni operative nel corso della prova sono rigoro-se e obbligatorie.Il metodo A si basa sull’uso esclusivo di strumentitarati con la massima precisione e delle miglioriprocedure di misura esistenti. L’incertezza (errore)dei risultati di prova è sempre abbastanza piccolada poter essere normalmente trascurata nel para-gone tra i risultati di prova e il valore garantito.Questa incertezza non supererà lo 0,3% circa perunità a combustibile fossile e lo 0,4% per unitànucleari.Il costo della strumentazione e l’impegno neces-sario per la preparazione e l’esecuzione delle pro-ve saranno in genere giustificati economicamentesolo per grandi unità o/e unità prototipo.Il metodo B prevede prove di accettazione di turbi-ne a vapore di vari tipi e varie grandezze conun’incertezza di misura adeguata. La strumentazio-ne e le procedure di misura devono essere sceltesulla base degli obiettivi fissati dalla norma, che èincentrata principalmente su metodi e strumenta-zione normalizzati, ma che può estendersi a pre-scrizioni di alta precisione che richiedano la taratu-ra degli strumenti. La conseguente incertezza dimisura del risultato di prova è pertanto determinatadai metodi di calcolo indicati nella norma e, se nondiversamente specificato nel contratto, è general-mente conteggiata nel raffronto tra il risultato diprova e il valore garantito. Il costo totale di unaprova di accettazione può essere perciò mantenuto

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168

270.000

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relationship with the economic value of the guar-antee values to be ascertained.The specifications of the operating conditionsduring the test are somewhat more flexible inthis method; furthermore, procedures are rec-ommended for treating cases where these spec-ifications cannot be met.When good-standardized instrumentation andprocedures are applied in a test, the measuringuncertainty of the result will usually amount to0,9% to 1,2% for a large fossil fuel fired con-densing unit, to 1,1% to 1,4% for a nuclear unitand to 1,5% to 2,5% for back pressure, extrac-tion and small condensing turbines. It is possi-ble to reduce these values by additional im-provement in instrumentation, primarily byadditional measurements of primary mass flowsand/or calibration of measuring devices for pri-mary mass flow.

2) Main differences between Methods A and BIn Method A, much more detailed informationconcerning the preparation and conduct of thetests and the measuring techniques are con-tained for guidance of the parties to the testthan in Method B. In Method B, the detailedtreatment of the objectives is left somewhatmore to the discretion and decisions of the par-ticipants and necessitates sufficient experienceand expertise on their part.

3) Guiding principlesThe requirements concerning the preparationand conditions of the test and especially suchconditions of the test as duration, deviationsand constancy of test conditions and acceptabledifferences between double measurements aremore stringent in Method A.The test should be conducted preferably withineight weeks after the beginning of the opera-tion. It is the intent during this period to mini-mize performance deterioration and risk ofdamage to the turbine.Preliminary tests including enthalpy drop testsshould be made during this period to monitorHP and IP turbine section performance. How-ever, these tests do not provide LP sectionperformance and for this reason it is impera-tive to conduct the acceptance tests as soon aspracticable.

Whatever the case, when using Method A, if anenthalpy drop test indicates a possible deterio-ration of the HP or IP section, or if the plantconditions require that the tests be postponedmore than four months after the initial start,then the acceptance tests should be delayed.

in relazione al valore economico dei valori garantitida verificare.In questo metodo, le specifiche relative alle con-dizioni di funzionamento durante la prova sonoun po’ più flessibili; inoltre, sono raccomandateprocedure per trattare quei casi in cui queste spe-cifiche non possono essere soddisfatte.Quando una prova è realizzata con procedure estrumentazione adeguatamente normalizzate, l’in-certezza di misura del risultato sarà normalmente tralo 0,9 e l’1,2% per unità a condensazione di grandepotenza, a combustibile fossile, tra l’1,1 e l’1,4% perunità nucleari e tra l’1,5 e il 2,5% per turbine a con-tropressione, turbine ad estrazione e turbine a con-densazione di piccola potenza. È possibile ridurrequesti valori con miglioramenti supplementari dellastrumentazione, soprattutto con misure supplemen-tari delle portate principali e/o con la taratura deglistrumenti di misura delle portate principali.

2) Principali differenze tra i metodi A e BSulla preparazione e la conduzione delle prove,così come sulle tecniche di misura, il metodo Aprevede, rispetto al metodo B, un maggior nume-ro di istruzioni dettagliate che devono essere ri-spettate da tutte le parti interessate. Nel metodoB, il dettaglio dei mezzi atti a conseguire gli obiet-tivi è lasciato maggiormente alla discrezione e alledecisioni dei partecipanti e implica una sufficienteesperienza e competenza da parte loro.

3) Principi guidaNel metodo A le prescrizioni relative alla prepa-razione delle prove e alle relative condizionisono più rigorose, in particolare quelle relativealla durata, alle deviazioni e alla costanza dellecondizioni di prova e agli scarti ammissibili tradoppie misure.La prova deve essere eseguita preferibilmente en-tro otto settimane dall’inizio del funzionamento.Si cerca, con la scelta di questo periodo, di rende-re minimo il degrado delle prestazioni e il rischiodi danno alla turbina.Nel corso di questo periodo devono essereeseguite prove preliminari che includano quel-la della caduta di entalpia per controllare leprestazioni delle sezioni di alta pressione (HP)e di pressione intermedia (IP). Tuttavia, questeprove non permettono di dedurre le prestazio-ni della sezione a bassa pressione (LP) e è per-tanto imperativo eseguire la prove di accetta-zione non appena possibile.In ogni caso, usando il metodo A, se la prova dicaduta di entalpia indica un possibile deteriora-mento della sezione ad alta pressione o a pressio-ne intermedia, o se le condizioni di impianto indi-cano che le prove devono essere rinviate per piùdi quattro mesi dal primo avviamento, si devono ri-tardare le prove di accettazione.


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An adjustment of the heat rate test results tostart-up enthalpy drop efficiencies or for the ef-fects of ageing is not permitted when usingMethod A.If the test has to be postponed, Method A pro-poses that the test be carried out after the firstmajor internal inspection; several methods areproposed for establishing the approximate con-dition of the turbine prior to the tests.

4) Instruments and methods of measurementa) Measurement of electrical power

In addition to the conditions required forthe measurement of electric power, whichare similar in both methods, Method A re-quires a check of the instruments by a com-parison measurement after each test run;the permissible difference between doublemeasurements is limited to 0,15%.

b) Flow measurementFor the measurement of main flows the use ofcalibrated pressure difference devices is re-quired in Method A. The application of a de-vice not covered by international standardiza-tion, the throat-tap nozzle, is recommendedtherein and details of design and applicationare given.The calibration of these devices shall be con-ducted with the upstream and downstreampiping and flow-straightener. Methods for thenecessary extrapolation of the discharge coef-ficient from the calibration values are given.

In Method B standardized pressure-differencedevices are normally applied for flow measure-ment. Calibration is recommended where a re-duction of overall measuring uncertainty is de-sirable. Double or multiple measurement ofprimary flow is recommended for the reductionof measuring uncertainty and a method forchecking the compatibility is described.c) Pressure measurement

The requirements and recommendations forpressure measurements are essentially simi-lar. Only the methods for the measurementof exhaust-pressure of condensing turbinesdiffer to some extent.

d) Temperature measurementThe requirements are essentially similar inboth methods. However detail requirementsare more stringent in Method A:n calibration before and after the test,n double measurement of the main temper-

ature with 0,5 K maximum difference, n thermocouples with continuous leads,

n required overall accuracy.e) Steam quality measurements

Methods A and B are identical.

Quando si usa il metodo A, non è ammessa unacorrezione dei risultati di prova in base ai rendi-menti di caduta entalpica all’avviamento o in baseagli effetti dell’invecchiamento.Se la prova deve essere rimandata, il metodo Apropone di eseguire la prova dopo la prima con-sistente ispezione interna; si propongono diversimetodi per determinare approssimativamente lacondizione della turbina prima delle prove.

4) Strumenti e metodi di misuraa) Misura della potenza elettrica

In aggiunta alle condizioni richieste per la mi-sura della potenza elettrica, che sono similinei due metodi, il metodo A richiede un con-trollo degli strumenti per mezzo di una misu-ra comparativa dopo ciascuna prova; la diffe-renza ammissibile tra le misure doppie èlimitata allo 0,15%.

b) Misura della portataIl metodo A impone l’utilizzo, per la misuradelle portate principali, di dispositivi tarati apressione differenziale. Raccomanda l’usodel boccaglio con presa di pressione in gola,dispositivo che non è oggetto di norme inter-nazionali, e fornisce dettagli per la relativa re-alizzazione ed il relativo utilizzo.La taratura di questi dispositivi deve essereeseguita con le tubazioni a monte e a valle econ un raddrizzatore di flusso. Sono dati i me-todi per la necessaria estrapolazione del coef-ficiente di scarico dai valori di taratura.

Nel metodo B, per la misura delle portate, nor-malmente si applicano dispositivi normalizzati apressione differenziale. La taratura è raccomanda-ta quando si desidera ridurre l’incertezza di misu-ra globale. Per ridurre questa incertezza si racco-mandano misure doppie o multiple della portataprincipale e viene descritto un metodo per verifi-carne la compatibilità.c) Misura delle pressioni

Le prescrizioni e le raccomandazioni per lamisura delle pressioni sono praticamenteidentiche. Sono in qualche modo diversi soloi metodi per la misura della pressione di scari-co delle turbine a condensazione.

d) Misura delle temperatureLe prescrizioni sono praticamente identichecon entrambi i metodi. Tuttavia, nel dettaglio,le prescrizioni del metodo A sono più severe:n taratura prima e dopo la prova;n doppia misura della temperatura principa-

le con una differenza massima di 0,5 K;n termocoppie a linea continua (in unica

pezzatura);n prescrizioni per la precisione d’insieme.

e) Misure del titolo del vaporeI metodi A e B sono identici.


5) Evaluation of testsThe preparatory work for the evaluation and calcula-tion of the test results is covered in a very similarmanner in Methods A and B. However, quantitativerequirements are more stringent in Method A.Method B contains some proposals for handlingcases where some requirements have not beenmet to avoid rejection of the test.In addition, Method B contains detailed meth-ods for calculation of measuring uncertaintyvalues of measured variables and tests results.Method B recommends other methods for con-ducting and evaluating of the tests after the speci-fied period and without a previous inspection.

6) Correction of test results and comparison with guarantees

The correction of test results to guaranteeconditions is covered in both Methods Aand B.Method A provides for the comparison of testresults to guarantee without consideration ofmeasuring uncertainty.Method B gives a broader spectrum of correc-tion procedures. Furthermore, the measuringuncertainty of the result is taken into account inthe guarantee comparison.

7) Proposals for applicationSince the acceptance test method to be appliedhas to be considered in the details of the plantdesign, it should be stated as early as possible,preferably in the turbine contract, which meth-od will be used.Method B can be applied to steam turbines ofany type and any power. The desired measur-ing uncertainty should be decided upon suffi-ciently early, so that the necessary provisionscan be included in the plant.If the guarantee includes the complete powerplant or large parts thereof, the relevant parts ofeither method can be applied for an acceptancetest in accordance with the definition of theguarantee value.

5) Valutazione delle proveIl lavoro preparatorio per la valutazione e il calco-lo dei risultati di prova è trattato in modo assai si-mile nei metodi A e B. Tuttavia, le prescrizioniquantitative sono più rigorose nel metodo A.Il metodo B contiene alcune proposte per trattarei casi in cui alcune prescrizioni non siano statesoddisfatte al fine di evitare il rifiuto della prova.In aggiunta, il metodo B contiene metodi dettagliatiper il calcolo dei valori di incertezza nelle misuredelle variabili misurate e dei risultati di prova.Il metodo B raccomanda altri metodi per condur-re e valutare le prove dopo un periodo di tempospecificato e senza un’ispezione preliminare.

6) Correzione dei risultati di prova e confronto con le garanzieLa correzione dei risultati di prova per ricondurlialle condizioni di garanzia è trattata in entrambi imetodi A e B.Il metodo A permette il confronto dei risultati diprova con i valori garantiti senza tener contodell’incertezza di misura.Il metodo B presenta una scelta di procedure dicorrezione più ampia. Inoltre, nel confronto con ivalori garantiti, è presa in considerazione l’incertez-za di misura.

7) Proposte dÕapplicazionePoiché il metodo per la prova di accettazione daapplicare deve essere considerato nei dettagliprogettuali dell’impianto, si deve precisare, quan-to prima possibile, di preferenza nel contratto del-la turbina, quale metodo sarà utilizzato.Il metodo B si può applicare a turbine a vapore diqualsiasi tipo e potenza. L’incertezza di misuradesiderata deve essere decisa sufficientementeper tempo per tenerne conto nel progetto dell’im-pianto.Se la garanzia include la totalità o una grande par-te della centrale, le parti corrispondenti di uno deimetodi si possono applicare per una prova di ac-cettazione conformemente alla definizione del va-lore garantito.


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1 SCOPE AND OBJECT

1.1 ScopeThe rules given in this standard are applicableto thermal acceptance tests covering a widerange of accuracy on steam turbines of everytype, rating and application. Only the relevantportion of these rules will apply to any individ-ual case.The rules provide for the testing of turbines,whether operating with either superheated orsaturate steam. They include measurements andprocedures required to determine specific en-thalpy within the moisture region and describeprecautions necessary to permit testing whilerespecting radiological safety rules in nuclearplants.Uniform rules for the preparation, carrying, out,evaluation, comparison with guarantee and cal-culation of measuring uncertainty of acceptancetests are defined in this standard. Details of theconditions under which the acceptance testshall take place are included.Should any complex or special case arise whichis not covered by these rules, appropriateagreement shall be reached by manufacturerand purchaser before the contract is signed.

1.2 ObjectThe purpose of the thermal acceptance tests ofstream turbines and turbine plants described inthis Standard is to verify guarantees given bythe manufacturer of the plant concerning:

a) turbine plant thermal efficiency or heatrate;

b) turbine thermodynamic efficiency or steamrate or power output at specified steamflow conditions;

c) main steam flow capacity and/or maximumpower output.

The guarantees with their provisions shall beformulated completely and without contradic-tions (see 2.4). The acceptance tests may alsoinclude such measurements as are necessary forcorrections according to the conditions of theguarantee and checking of the results.

OGGETTO E SCOPO

OggettoLe regole fissate dalla presente Norma si applicanoprincipalmente alle prove termiche di accettazionecon diversi gradi di precisione per turbine a vapore diogni tipo, di tutte le potenze e per ogni applicazione.A ciascun singolo caso si devono applicare solo leparti delle regole che ad esso fanno riferimento.Queste regole prevedono le prove di turbine fun-zionanti con vapore surriscaldato o saturo. Esseincludono le misure ed i procedimenti necessariper determinare l’entalpia specifica del vaporeumido e descrivono le precauzioni necessarie apermettere la realizzazione di prove nel rispettodelle regole di radioprotezione in vigore nellecentrali nucleari.La presente Norma definisce le regole di base perla preparazione, l’esecuzione, la valutazione, ilconfronto con la garanzia e il calcolo dell’incer-tezza di misura delle prove di accettazione. Sonoinclusi dettagli sulle condizioni in cui le prove diaccettazione devono avere luogo.Se un caso speciale o complesso non trattato da que-ste regole dovesse presentarsi, si devono prendereaccordi tra il costruttore e l’acquirente prima della fir-ma del contratto.

ScopoIl fine delle prove termiche di accettazione delleturbine a vapore e degli impianti comprendentiturbine descritti nella presente Norma è la verificadell’assolvimento delle garanzie specificate dalcostruttore dell’impianto per quanto riguarda:a) il rendimento termico dell’impianto o il suo

consumo specifico di calore;b) il rendimento termodinamico della turbina o il

consumo specifico di vapore oppure la sua poten-za alle condizioni di portata di vapore specificate;

c) la portata massima di vapore principale e/o lapotenza massima.

Le garanzie e le rispettive disposizioni devono es-sere formulate in modo completo e senza ambi-guità (vedi 2.4). Le prove di accettazione possonoanche comportare tutte le misure necessarie aeseguire le correzioni secondo le condizioni dellagaranzia e le necessità di controllo dei risultati.


1.3 Matters to be considered in the contractSome matters in these rules have to be consid-ered at an early stage. Such matters are dealtwith in the following sub-clauses:Sub-clause1.1 (paragraph 4)1.2 (paragraph 2)3.1 (paragraph 3 and 4)3.3.3 (paragraph 1)6.66.86.9 (paragraph 1)

2 UNITS, SYMBOL, TERMSAND DEFINITIONS

2.1 GeneralThe International System of Units (SI) is used inthese rules; all conversion factors can thereforebe avoided.The coherent units for all relevant quantities aregiven in the Table in 2.2. Some conversion fac-tors are given as well for specific heat ratesbased on units other than W/W.

Punti da esaminare alla stesura del contrattoAlcuni punti di queste regole devono essere presi inconsiderazione sin dalla fase iniziale del contratto.Questi punti sono trattati nei seguenti paragrafi:Paragrafo1.1 (4° capoverso)1.2 (2° capoverso)3.1 (3° e 4° capoverso)3.3.3 (1° capoverso)6.66.86.9 (1° capoverso)

UNITË DI MISURA, SIMBOLI, TERMINOLOGIA E DEFINIZIONI

Generalit�In queste regole si usa il Sistema Internazionale diUnità di Misura (SI); si possono così evitare tutti ifattori di conversione.Le unità di misura coerenti per tutte le grandezze in-teressate sono indicate nella Tabella di 2.2. Sono in-dicati anche alcuni fattori di conversione per i con-sumi specifici basati su unità diverse da W/W.


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Simboli e unit� di misuraAi fini di queste regole, si devono utilizzare i se-guenti simboli, definizioni e unità di misura:

2.2 Symbols, unitsFor the purpose of these rules the followingsymbols, definitions and units shall be used:

GrandezzeQuantity

SimboliSymbol

Unit� di misuraUnit

Esempi di multipli e sottomultipli

Examples of multiples and sub-multiples

Altre unit� ISO

Other ISO units

PotenzaPower P W kW

PortataFlow rate kg/s

Pressione assolutaPressure, absolute pabs Pa kPa bar 1)

Pressione relativaPressure, gauge pe Pa kPa bar 1)

Pressione ambiente (barometrica)Ambient pressure (barometric) pamb Pa kPa bar 1), mbar

Differenza di pressionePressure difference Dp Pa kPa

Temperatura termodinamicaThermodynamic temperature T, q K

Temperatura CelsiusCelsius temperature t, q ° C

Differenza di temperaturaTemperature difference Dt K

Distanza verticaleVertical distance H m mm

Entalpia specificaSpecific enthalpy h J/kg kJ/kg

Entalpia specifica dell’acqua saturaSpecific enthalpy of saturated water h¢ J/kg kJ/kg

Entalpia specifica del vapore saturoSpecific enthapy of saturated steam h² J/kg kJ/kg

Salto entalpicoSpecific enthalpy drop Dh J/kg kJ/kg

Calore specificoSpecific heat c J/kg×K kJ/kg×K

Titolo (massa del vapore saturo secco per unità di massa del vapore umido)Quality, i.e. dryness fraction of saturated steam by weight

x kg/kg g/g

Velocità di rotazioneRotational speed n s–1 min–1

Velocità lineareVelocity v m/s

DensitàDensity r kg/m3

Volume specificoSpecific volume v m3/kg

DiametroDiameter D m mm

Accelerazione di gravitàAcceleration due to gravity g m/s2

Rendimento termicoThermal efficiency ht W/W kW/kW

Rendimento termodinamicoThermodynamic efficiency htd W/W kW/kW

(1) Ammesso dal CIPM e dallÕISO per uso transitorio solo con i ßuidi.Admitted by CIPM and ISO for temporary use with ßuids only.

mú


Relazione tra il consumo specifico di calore(HR) e il rendimento termico:Unità di misura usate per HR Rapporto

W/W, kW/kW, kJ/kW · s

kJ/kW · h

kJ/MW · s

kcal/kW · h

BTU/kW · h

HR 1ht-----=

HR 3600ht------------=

HR 1000ht------------=

HR 859 845,ht

---------------------=

HR 3412 14,ht

---------------------=

Relation between Heat Rate and thermalefficiency:Units used for HR Relation

W/W, kW/kW, kJ/kW · s

kJ/kW · h

kJ/MW · s

kcal/kW · h

BTU/kW · h

GrandezzeQuantity

SimboliSymbol

Unit� di misuraUnit

Esempi di multipli e sottomultipliExamples of multiples and sub-multiples

Altre unit� ISO

Other ISO units

Consumo specifico di caloreHeat rate HR W/W kW/kW kJ/kW×s,

kJ/kW×hConsumo specifico di vapore

Steam rateSR

kg/W×soppure/or

kg/J

kg/kW×skg/kJ kg/kW×h

Flusso di caloreHeat flow rate J/s kJ/s

Fattore di cavitazioneCavitation factor K 1

Concentrazione

Concentration C

Secondo la natura dell’elementoAccording to

nature of tracerFattore di correzione secondo 6.6a)Correction factor according to 6.6a) F 1

Fattore di correzione secondo 6.6b)Correction factor according to 6.6b) F* 1

Esponente isentropicoIsentropic exponent k

Coefficiente di scaricoDischarge coefficient

Cd

Coefficiente di portataFlow coefficient

a

Grandezza genericaGeneral quantity

x 2)

Coefficiente di peso per il calcolo del valore medioWeight factor for averaging

g

Limite di confidenzaConfidence limit

V

Incertezza relativa di misura di xRelative measuring uncertainty of xTolleranza della tabella del vaporeTolerance of steam table

R

(2) A seconda dellÕapplicazione.According to application.

Qú

txVx

x------=

HR 1ht-----=

HR 3600ht------------=

HR 1000ht------------=

HR 859 845,ht

---------------------=

HR 3412 14,ht

---------------------=


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Indici, apici e deÞnizioni2.3 Subscripts, superscripts and deÞnitions

GrandezzaQuantity

IndiceSubscript

Posizione o deÞnizionePosition or deÞnition

PotenzaPower b Ai morsetti del generatore elettrico

At generator terminals

aAssorbita dagli ausiliari, non azionati dalla turbina (vedi 4.2.3);(vedere anche Pubblicazione IEC 34)Taken by auxiliaries not driven by the turbine (see 4.2.3); (see also IEC 34)

g Potenza netta: Pg = Pb – PaNet power output

c

Al giunto della turbina, diminuita della potenza assorbita dagli ausiliari della turbina, se azionati separatamente (vedi 4.2.3)At turbine coupling, less power required by turbine auxiliaries, if driven separately (see 4.2.3)

i Interno della turbinaInternal to the turbine

mech Perdite meccaniche della pompa e del relativo azionamentoMechanical losses of pump and pump drive

Portata di vapore all’ammissione e

potenzaInitial steam flow rate and

output

max Valori per valvole di regolazione totalmente aperteValues for fully opened control valves

Stato e portata di vapore

Steam condition and fmow rate

1

Direttamente a monte della/e valvola/e di arresto della turbina ad alta pressione (HP) e del/i filtro/i di vapore eventualmente previsti nel contratto della turbinaDirectly upstream of high pressure (HP) turbine stop valve(s) and the stream strainers (if any) that are included in the turbine contract

2 Allo scarico della turbina (HP) verso il risurriscaldatoreAt exhaust of the turbine HP from which steam passes to the reheater

3Immediatamente a monte delle valvole di arresto della turbina a pressione intermedia (IP)Directly upstream of intermediate pressure IP turbine stop valves

4 Allo scarico della/e turbina/e verso il condensatoreAt exhaust of the turbine(s) discharging to the condenser

e Nel punto di estrazione della turbina di estrazioneAt extraction point of extraction turbine


Stato e portata del condensato e

dell’acqua di alimentoCondensate and feed

water conditions and flow rates

5 All’uscita del condensatoreAt condenser discharge

6 All’aspirazione della pompa estrazione condensatoAt inlet to condensate pump

7 Alla mandata della pompa estrazione condensatoAt discharge from condensate pump

8 Vedi Fig. 1aSee figure 1a

9 All’aspirazione della pompa di alimento della caldaiaAt inlet of boiler feed pump

10 Alla mandata della pompa di alimento della caldaiaAt outlet of boiler feed pump

11 All’uscita del riscaldatore finaleAt outlet of final feed heater

b

Dopo il passaggio attraverso la pompa estrazione condensato e qualsiasi refrigerante (olio, generatore, gas/aria) incluso nel contrattoAfter passage through the condensate pump and any coolers (oil, generator, gas/air) included in the contract

d All’uscita del refrigerante dei drenaggiAt outlet from drain cooler

a All’uscita del condensatore dell’eiettore dell’ariaAt outlet of air ejector condenser

is

Si riferisce all’acqua prelevata dal sistema dell’acqua di alimento e inviata al surriscaldatore per regolare la temperatura del vapore all’ammissioneRefers to water taken from the feed-water system to the super heater for regulation of the initial steam temperature

ir

Si riferisce all’acqua prelevata dal sistema dell’acqua di alimento e inviata al risurriscaldatore per regolare la temperatura del vapore risurriscaldatoRefers to water taken from the feed-water system to the reheater for control of the reheated steam temperature

Condizioni e portata dell’acqua di reintegroMake-up water conditions

and flow rate

m

Misure effettuate in prossimità della flangia di ingresso del circuito del condensato o dell’evaporatoreMeasurements adjacent to the inlet flange of the condensate system or of the evaporator

Condizione e portata del vapore fornito alle

tenute a labirinto

Gland steam conditions and flow rates

g Vapore fornito alle tenute da una sorgente separataSteam supplied to glands from a separate source

glFughe di vapore dalle tenute a labirinto e dagli steli delle valvole reimmesse nel sistema ed incluse nella portata del vapore all’ammissioneLeak-off steam from glands and valve stems returned to the system and included in the measurement of the initial steam flow

q

Portata delle fughe di vapore dalle tenute a labirinto e dagli steli delle valvole, prodotte per ragioni impreviste, provenienti da punti a monte del risurriscaldatore, non reintrodotte nel ciclo ed il cui calore non è ceduto al cicloFlow of leak-off steam from glands and valve stems at inlet end or before a reheater which is led away for any extraneous purpose and and neither it nor its heat is delivered to any part of the turbine cycle

qyPortata di fughe analoghe a q, ma provenienti da parti a valle del risurriscaldatoreLeak-off flows similar to q, but coming from a point or pints downstream of a reheater

Portata principale di vapore e

concentrazioneMain steam flow and

concentration

M

Portata principale all’uscita del reattore

Main steam flow at outlet of reactor

GrandezzaQuantity

IndiceSubscript



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Portata di massa e concentrazione

Mass flow rate and concentration

F Si riferisce all’acqua di alimento per il reattoreRefers to feed-water for reactor

core Si riferisce al fluido intermedio che passa attraverso il nocciolo del reattoreRefers to medium fluid passing through reactor core

cond Si riferisce al vapore condensatoRefers to condensed steam

inj Si riferisce alla soluzione del tracciante iniettatoRefers to injected tracer solution

E All’entrata del nocciolo del reattore PWRAt entry into core of PWR

R Portata dell’acqua di ricircolazione proveniente dal separatore di acquaRecirculated water flow from wate separator

Acqua di raffreddamento del

condensatoreCondenser cooling water

wwi Ingresso condensatore

Condenser inlet

wo Uscita condensatoreCondenser outlet

wio Valore medio tra l’ingresso e l’uscita del condensatoreAverage value between condenser inet and outlet

RendimentoEfficiency

t TermicoThermal

td TermodinamicoThermodynamic

Salto entalpicoEnthalpy drop

s Si riferisce al salto entalpico isentropicoRefers to isentropic enthalpy drop

VelocitàVelocity

throat Alla strozzatura (nella gola) del boccaglio per la misura di portataAt throat of flow-metering nozzle

Pressione staticaStatic pressure

sat Pressione di saturazione dell’acqua per una data temperaturaSaturation pressure of water at pertinent temperature

ConcentrazioneConcentration

wat Nella fase acquaIn water phase

L Nell’anello della pompa del BWRIn pump loop of BWR

B Nell’acqua di estrazione del PWRIn blow-down water of PWR

inj Del tracciante iniettatoOf injected tracer

O Al punto di iniezione prima dell’iniezione del traccianteAt injection point before tracer injection

Risultati di prova e valori garantitiTest results and

guaranteed values

g GarantitoGuaranteed

c CorrettoCorrect

m MisuratoMeasured

Fattore di correzioneF o F*

Correction Factor F or F*

tot Prodotto di tutti i singoli fattori di correzioneProduct of all individual correction factors

1,2,3 Numerazione dei singoli fattori di correzioneNumbering of alla correction factors

h Per la correzione del rendimentoFor correction of efficiency

P Per la correzione della potenzaFor correction of output

Uso generaleGeneral use

i, j Indici numericiNumber of subscripts

GrandezzaQuantity

IndiceSubscript



Per il limite di confidenza V e la relativa incertez-za di misura t, gli indici identici ai simboli relativialle grandezze indicano il limite di confidenza ap-plicabile all’incertezza di misura relativa di questagrandezza.

DeÞnizione dei valori di garanzia e dei risultati di provaPer la descrizione quantitativa delle prestazioni ter-modinamiche di una turbina a vapore o di un im-pianto con turbine a vapore, sono tecnicamente ap-propriati e si applicano generalmente diversiparametri. I valori garantiti sono espressi in funzionedi questi parametri e, di conseguenza, i risultati diprova devono essere espressi nello stesso modo.La definizione generale di questi parametri è qua-si sempre evidente. I dettagli, tuttavia, possonoessere diversi caso per caso e devono essere con-siderati globalmente (vedere anche 1.2).

Rendimento termicoPer una turbina di centrale elettrica con preriscal-damento dell’acqua di alimento, il rendimento ter-mico è il criterio più significativo. Esso è definitocome il rapporto tra la potenza resa dalla turbinae il calore fornito al ciclo da sorgenti esterne.

dove:

sono le portate massiche alle quali il calo-re è fornito

Dhj sono gli incrementi di entalpia risultanti.

Per ciascun caso specifico occorre definire un ci-clo termico di garanzia insieme a parametri termi-nali di garanzia, come base per la definizione del-la garanzia e per la valutazione delle prove. Ciòdeve essere realizzato nel modo più semplicepossibile e nel modo più vicino possibile allaconfigurazione del ciclo da realizzare per la prova(vedere anche 3.4.4).

mú j

For confidence limit V and relative measuringuncertainty t, subscripts which are identical tosymbols for quantities always indicate the confi-dence limit applicable to the relative measuringuncertainty of this quantity.

2.4 DeÞnition of guarantee values and test resultsFor the quantitative description of the thermo-dynamic performance of a steam turbine orsteam turbine plant, several quantities are tech-nically appropriate and generally applied. Guar-antee values are expressed as such quantitiesand, consequently, test results are to be evaluat-ed in the same manner.The general definition of these quantities is al-ways quite obvious. The details, however, maybe different in each case and shall be fully con-sidered (see also 1.2).

2.4.1 Thermal efÞciencyFor a power station turbine with regenerative-feed heating, the thermal efficiency is the signif-icant criterion. It is defined as the ratio of pow-er output to heat added to the cycle from exter-nal sources.

(1)

where:

are the mass-flows, to which heat isadded

Dhj are the resulting enthalpy rises.

For each specific case a guarantee heat cycle,together with the guarantee terminal parameter,has to be declined as a basis for guarantee defi-nition and test evaluation. It should be as sim-ple as possible and as near as practicable to thecycle configuration to be realized for the test(see also 3.4.4).

GrandezzaQuantity

ApiceSuperscript

DeÞnizioneDeÞnition

RendimentoEfficiency

/ Valore di riferimento del rendimento calcolato con il calcolatore elettronicoReference value of computer-calculated efficiency

GeneraleGeneral

— Valore medioAverage value

~ Valore medio ponderatoWeighted average value

htP

mú jDhj( )å-------------------------=

mú j


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Una definizione pratica per un impianto con turbinea singolo risurriscaldamento e preriscaldamentodell’acqua di alimento secondo la Fig. 1a è quindi:

Schema per lÕinterpretazione di simboli e indici

Turbina a riscaldamento intermedio e condensazionecon preriscaldamento dellÕacqua di alimento

LEGENDA

GC =Refrigerante dei gas del generatore elettricoOC =Refrigerante dellÕolioDC =Refrigerante dei drenaggiEC =Condensatore dellÕeiettore dÕariaIl numero dei punti resta invariato per le stesse posi-zioni di qualsiasi altro tipo di turbina: per es., il pun-to 9 é l’ingresso della pompa di alimento, il punto 8può essere dovunque a valle tra i punti 6 e 11.

A practical definition for a turbine plant withsingle reheat and feed heating according to Fig-ure 1a is then:

(2)

Fig. 1Diagram for interpretation of symbols and subscripts

Fig. 1aReheating regenerative condensing turbine withfeed-water heating

CAPTION

GC =Generator gas coolerOC =Oil coolerDC =Drain coolerEC =Air ejector condenserThe point number remains the same for item ofany other turbine type: for example, point 9 willbe at the inlet of the feed pump, point 8 may beanywhere between downstream of point 6 andpoint 11.

htPb oppure/ or Pg oppure/ or Pc( )*

mú1 h1 h11Ð( ) mú3 h3 h2Ð( )+-----------------------------------------------------------------------------------------------=

*According to contract specification. *In base alle specifiche di contratto.


Turbina a condensazione o a contropressione senzapreriscaldamentodellÕacqua di alimento

Turbina di estrazione a condensazione o a contro-pressione senza preriscaldamento dellÕacqua di ali-mento

Qualsiasi portata supplementare di calore e/o dimassa aggiunta o sottratta dal ciclo, per es. l’acquadi reintegro mm, l’acqua di desurriscaldamento miso mir o il vapore spillato per alimentare il preriscal-datore d’aria, deve essere conteggiata nella valuta-zione con una correzione appropriata del risultato diprova (vedi art. 6). Le perdite non sono incluse inquesta definizione, ma sono trattate secondo 5.2.3.4.Per limitare il peso delle correzioni, può essere ragio-nevole includere nella definizione della garanzia, me-diante termini aggiuntivi, le principali portate di calo-re e di massa, presenti per ragioni tecniche nellaconfigurazione del ciclo durante la prova (per es. por-tata di desurriscaldamento, spurgo del reattore, ecc.).Ciò, tuttavia, modifica anche il carattere termodina-mico della definizione e i valori del rendimento ter-mico che ne risultano non sono direttamente para-gonabili a quelli indicati dalla formula (2). Inoltre, inquesto modo la procedura di correzione non potràessere totalmente evitata perché è improbabile che ivalori di queste portate supplementari durante laprova coincidano esattamente con quelli indicatinella definizione della garanzia modificata.

Fig. 1b Straight condensing or back-pressure turbine withoutfeed-heating

Fig. 1cExtraction condensing or back-pressure turbinewithout feed-heating

Any additional heat and/or mass flows added toor subtracted from the cycle e.g., by make-upflow mm spray attemperator flow mis or mir oradditional extraction for steam air preheater hasto be accounted for in the evaluation by an ap-propriate correction of the test result (seeClause 6). Losses are not included in this defini-tion, but treated according to 5.2.3.4.To keep the sum of corrections small, it may bereasonable to include in the guarantee defini-tion, by means of additional terms, importantheat and mass flows present in the cycle config-uration for the test for technical reasons (e.g.,spray attemperator, reactor blow down, etc.).This, however, also modifies the thermodynam-ic character of the definition and the resultingvalues of the thermal efficiency are not directlycomparable with those according to formula(2). Furthermore, the correction procedure willnot be avoided altogether in this way, becauseit is improbable that the values of these addi-tional flows during the test will coincide exactlywith those in the amended guarantee definition.


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È impossibile, in pratica, descrivere in queste re-gole tutte le variazioni possibili dei cicli di turbi-na. In caso di deviazioni complicate della confi-gurazione del ciclo di prova dalla definizionedella garanzia, si consiglia di utilizzare la proce-dura di correzione secondo 6.6.1.

Consumo speciÞco di caloreTradizionalmente, il consumo specifico di calore èstato (ed è tuttora) utilizzato con gli stessi obiettivi delrendimento termico, che si applica in queste regole.In un sistema coerente di unità (SI):

L’unità del consumo specifico di calore così calco-lata è kW/kW = kJ/kW · s.I valori di consumo specifico di calore espressi inaltre unità possono essere facilmente convertiti invalori di rendimento termico, tenendo conto deifattori di conversione appropriati (vedi 2.2).

Rendimento termodinamicoPer una turbina che riceve tutto il vapore in una solacondizione iniziale del vapore e che scarica tutto ilvapore a una pressione inferiore (turbina a condensa-zione o a contropressione senza preriscaldamento ri-generativo dell’acqua di alimento e senza risurriscal-damento) il rendimento termodinamico è la misurapiù appropriata delle prestazioni. Esso è definitocome il rapporto tra la potenza fornita e la potenzaisentropica (prodotto della portata massica di vaporee per il salto entalpico isentropico tra la condizionedel vapore all’ammissione e la pressione allo scarico):

Il valore numerico del rendimento termodinamiconon dipende dalle condizioni del vapore all’am-missione e allo scarico, ma indica solo il rendi-mento dell’espansione.La formula che definisce il rendimento termodina-mico per una turbina a condensazione diretta,senza preriscaldamento dell’acqua di alimento,conformemente alla Fig. 1b è allora:

dove:

Dhs1,4 è il salto entalpico isentropico tra la con-dizione iniziale del vapore al punto 1 e lapressione al punto 4.

It is impracticable to describe in these rules allthe possible variations in turbine cycles. In cas-es of complicated deviations of test eyelet con-figuration from guarantee definition, it is advisa-ble to use the correction procedures accordingto 6.6.1.

2.4.2 Heat rateThe heat rate traditionally has been used (and isstill used) for the same objective as thermal effi-ciency, which is applied in these rules.In a coherent unit system (SI):

(3)

The unit of the so calculated heat rate iskW/kW = kJ/kW · s.Heat rate values expressed in other units can beconverted easily to thermal efficiency values,taking into account the appropriate conversionfactors (see 2.2).

2.4.3 Thermodynamic efÞciencyFor a turbine receiving all the steam at oneinitial steam condition and discharging all thesteam at a lower pressure (condensing orback-pressure turbine without regeneratingfeed-heating or reheat), the thermodynamicefficiency is the most appropriate measure ofperformance. It is defined as ratio of poweroutput to isentropic power capacity (productof steam mass flow and isentropic enthalpydrop between initial steam condition and ex-haust pressure):

(4)

The numeral value of thermodynamic efficiencydoes not depend on the initial steam and ex-haust conditions, but is the indication for the ef-ficiency of the expansion only.The formula defining the thermodynamic ef-ficiency for a straight condensing turbinewithout feed-heating according to Figure 1b,is then:

(5)

where:

Dhs1,4 the isentropic enthalpy drop betweeninitial steam condition at point 1 andpressure at point 4.

HR 1ht-----=

htdP

múDhs---------------=

htdPb oppure/orPg oppure/orPc( )*

mú1 Dhs1 4,×---------------------------------------------------------------------=

* In base alle specifiche di contratto.* According to contract specification.


Consumo speciÞco di vaporeTradizionalmente, il consumo specifico di vapore èstato (ed è tuttora) utilizzato come criterio di presta-zione per le turbine come descritto in 2.4.3. Esso èdefinito come il rapporto tra la portata di vaporeall’ammissione e la potenza fornita ed è collegato alrendimento termodinamico, in unità coerenti (SI):

I valori di consumo specifico di vapore espressi inaltre unità possono essere convertiti in valori direndimento termodinamico dopo la determinazio-ne del corrispondente valore Dhs,tenendo contodei fattori di conversione appropriati (vedi 2.2).Poiché i valori numerici di consumo specifico divapore dipendono anche dalle condizioni del va-pore all’ammissione e allo scarico, essi non sonoconfrontabili per turbine con condizioni specifica-te diverse. Pertanto, in queste regole si utilizza ilrendimento termodinamico.

Portata di vapore principaleLa portata massima di vapore principale con tuttele valvole di regolazione completamente aperte incondizioni specificate di vapore (generalmentecondizioni di vapore conformi alla definizione de-gli altri valori di garanzia) è la misura della porta-ta massima della turbina.

Potenza massima fornitaLa potenza fornita della turbina alla portata massi-ma di vapore principale può essere garantita perun ciclo termico specificato, che può differire dalciclo termico di garanzia valido per il rendimentotermico. Una garanzia di potenza massima puòessere importante per le turbine di riscaldamentourbano, ecc.

Valori garantiti per le turbine ad estrazione e a pi� livelli di pressione(1)

Per le turbine a più livelli di pressione e per leturbine a estrazione semplice o multipla con osenza regolazione della/e pressione/i di estrazio-ne, in ogni caso senza riscaldamento rigenerativodell’acqua di alimento, i valori garantiti sono me-glio definiti come rendimento termodinamico ge-neralmente nel seguente modo generalizzato:

dove j e Dhsj sono rispettivamente la portata divapore e la caduta isentropica di entalpia per cia-scuna parte consecutiva della turbina.

(1)Turbine a diversi livelli di pressione - diversi fori di immissionea pressioni differenti durante la fase di espansione.

mú j

2.4.4 Steam rateThe steam rate traditionally has been used (andis still used) as a performance criterion for tur-bines as described in 2.4.3. It is defined as theratio of initial steam flow rate to power outputand is connected with thermodynamic efficien-cy as follows in coherent units (SI).

(6)

Steam rate values expressed in other units canbe converted to thermodynamic efficiency val-ues after determination of the relevant Dhs val-ue taking into account the appropriate conver-sion factors (see 2.2).Since numerical steam rate values depend alsoon initial steam and exhaust conditions, theyare not comparable for turbines with differentspecified conditions. Therefore, thermodynamicefficiency is used in these rules.

2.4.5 Main steam ßow capacityThe maximum flow rate of main steam with allregulating valves wide open under specifiedsteam conditions (usually the steam conditionsaccording to the definition of the other guaran-tee values) is the measure of the maximum flowcapacity of the turbine.

2.4.6 Maximum power outputThe power output of the turbine at the maxi-mum flow rate of main steam can be guaran-teed for a specified heat-cycle, which may differto some extent from the guarantee heat cyclevalid for the thermal efficiency. A maximumpower output guarantee can be relevant for dis-trict heating turbines, etc.

2.4.7 Guarantee values for extraction and mixed-pressure turbines(1)

For mixed-pressure turbines and single ormultiple-extraction turbines with or withoutregulated extraction pressure(s), in all caseswithout regenerative feed-heating, the guaran-tee values are most appropriately defined asthermodynamic efficiency in the following gen-eralized way:

(7)

where and Dhsj are the steam flow rate andisentropic enthalpy drop respectively for eachconsecutive section of the turbine.

(1)Mixed pressure turbines - several inlets at different pressuresduring the expansion.

SR múP----- 1

htdDhs-------------------= =

htdP

S mú j Dhsj×( )-------------------------------=

mú j


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Per es., per una turbina ad estrazione semplice(sia a contropressione che a condensazione), ciòrisulta essere, conformemente alla Fig. 1c:

Nel caso di una turbina a estrazione o a più livellidi pressione, è tuttavia necessario specificare oltreai valori della potenza, della portata di vapore ini-ziale, e del rendimento termodinamico, i valoripertinenti della/e portata/e del vapore di estrazio-ne e del vapore secondario. Questo si applica aciascun carico soggetto a garanzia.I valori garantiti per le turbine a pressione multi-pla o ad estrazione con riscaldamento dell’acquadi alimento di rigenerazione possono essere aloro volta definiti, se più pratico, come rendimen-to termico. Anche in questo caso il/i valore/i per-tinente/i della/e portata/e del vapore secondarioe del vapore di estrazione è/sono necessario/i peruna definizione completa della garanzia.

PRINCIPI GUIDA

Preparazione delle prove in fase di progettoLe parti interessate alle prove relative a queste rego-le devono raggiungere un accordo sulle proceduredi prova, l’interpretazione delle garanzie, il numero,il posizionamento e la collocazione dei punti di mi-sura e dei dispositivi di misura, la collocazione dellevalvole e delle tubazioni fino dal momento dellaprogettazione dell’impianto e delle tubazioni. Ciò siapplica in particolare alle turbine a vapore dellecentrali nucleari dove modifiche successive sonospesso irrealizzabili e i punti di misura non sonosempre accessibili una volta che l’impianto ha inizia-to a funzionare. Si raccomanda di prevedere, per lemisure più importanti, dispositivi di connessionespeciali quali flange e pozzetti termometrici per gliapparecchi di misura in modo che le prove di accet-tazione possano essere effettuate senza interessaregli strumenti di normale funzionamento.La strumentazione deve essere scelta in modo taleda poter determinare le quantità di potenza e dicalore che entrano ed escono dal “sistema”, comedefinito nel contratto, e le condizioni.Le parti interessate alla prova devono raggiungereun accordo il più presto possibile riguardo la pre-cisione di misura desiderata per le prove di accet-tazione. Questa precisione deve essere ragione-volmente fissata in funzione dell’importanzadell’impianto e tenendo conto dei costi della pro-va di accettazione.

For example, for a single extraction turbine (ei-ther back-pressure or condensing), according toFigure 1c, this results in:

(8)

In the case of an extraction or mixed-pressureturbine, however, it is necessary to specify inaddition to the values of output, initial steamflow rate and thermodynamic efficiency, thepertinent flow rate value(s) of extraction steamflow(s) and secondary steam flow(s). This ap-plies at each load subject to guarantee.Guarantee values for mixed-pressure or extrac-tion turbines with regenerative feed-heating canbe defined, if more practicable, as thermal effi-ciency also. In this case, too, the pertinent flowrate value(s) of secondary steam and extractionsteam flow(s) is (are) necessary for a completeguarantee definition.

3 GUIDING PRINCIPLES

3.1 Advance planning for testThe parties to any test under these rules shallreach agreement, when the plant is being de-signed, as to the testing procedure, the interpre-tation of guarantees, the number, location andarrangement of measuring points and measur-ing devices, valves and piping arrangements.This especially applies to steam turbines in nu-clear power stations where subsequent modifi-cations are often impracticable and the measur-ing points are not always accessible once theplant has started to operate. It is recommendedthat for the most important measurements spe-cial connection facilities such as flanges andthermometer wells be provided for the measur-ing equipment so that the acceptance tests canbe carried out without impairing the instru-ments for normal operation.The instrumentation has to be selected in such away that power and heat flows which enter andleave the “system”, as defined in the contract, andthe conditions at its boundaries, can be determined.The parties interested in the test shall reachagreement at a date as early as practicable onthe measuring accuracy desired for the accept-ance tests. This accuracy, with due considera-tion of the cost of the acceptance test, shall bein reasonable relationship with the significanceof the plant.

htdPb oppure/orPg oppure/orPc( )*

mú1 Dhs 1 e, mú1 múeÐ( )Dhs e 4,+×---------------------------------------------------------------------------------=

* According to contract specification. * In base alle specifiche di contratto.


Quanto segue è una lista di punti tipici sui quali sideve raggiungere un accordo durante la progetta-zione dell’impianto:a) posizionamento e collocazione delle tubazio-

ni attorno ai dispositivi di misura della portatasui quali si basano i calcoli delle prove;

b) numero e posizionamento delle valvole ne-cessarie ad assicurare, per quanto possibile,che nessuna portata incontrollata entri o escadal ciclo di prova, oppure by-passi qualsiasicomponente del ciclo;

c) numero e posizionamento dei pozzetti termo-metrici e delle prese di pressione necessari adassicurare misure corrette nei punti essenziali;

d) numero e posizionamento delle connessioniper strumenti in doppio necessari ad assicura-re misure corrette nei punti essenziali;

e) controllo delle portate di fuga per evitarecomplicazioni durante la prova o l’introduzio-ne di errori;

f) dispositivi per la misura delle fughe dagli al-beri delle pompe, se necessario;

g) metodo di determinazione del titolo del vapo-re, compresa la tecnica di campionaturaquando richiesto. I metodi raccomandati sonoindicati in 4.7.

Accordi preliminari e disposizioni per le prove

a) Prima della prova, le parti interessate alle pro-ve devono raggiungere un accordo sul pro-gramma di prova, gli obiettivi specifici delleprove, i metodi di misura e il modo di opera-re con la dovuta attenzione per limitare lecorrezioni necessarie, il metodo di correzionedei risultati di prova e di paragone con le ga-ranzie, tenendo conto delle condizioni delcontratto.

b) Si deve raggiungere un accordo sulle variabilida misurare, gli strumenti di misura e chideve fornirli, il posizionamento degli stru-menti indicatori e il personale addetto al fun-zionamento delle apparecchiature ed alla re-gistrazione delle misure.

c) Si deve raggiungere un accordo sui metodi per re-alizzare le misure di paragone (vedi 3.5).

d) Si deve raggiungere un accordo sui mezzi perassicurare la costanza delle condizioni di va-pore e di carico elettrico.

e) Gli strumenti che possono guastarsi o rom-persi in servizio devono essere affiancati dastrumenti di riserva, adeguatamente tarati, chepossano essere messi in servizio senza ritar-do. Ogni sostituzione di strumenti duranteuna prova deve essere riportata in modo chia-ro sul foglio di registrazione dell’osservatore.Gli strumenti devono essere posizionati e di-sposti in modo che possano essere letti inmodo preciso e facile dall’osservatore. L’am-biente di taratura deve essere il più similepossibile all’ambiente nel quale funzionerà lostrumento durante la prova.

The following is a list of typical items uponwhich agreement should be reached during theplant design:a) location of, and piping arrangement

around, flow measuring devices on whichtest calculations are to be based;

b) number and location of valves requiredto ensure as far as practicable that nounaccounted for flow enters or leavesthe test cycle or bypasses any cyclecomponent;

c) number and location of temperature wellsand pressure connections required to en-sure correct measurements at critical points;

d) number and location of duplicate instru-ment connections required to ensure cor-rect measurements at critical points;

e) handling of leak-off flows to avoid com-plications in testing or the introduction oferrors;

f) means of measuring pump shaft leakages, ifnecessary;

g) method of determining steam quality, includ-ing sampling technique as required. The rec-ommended methods are given in 4.7.

3.2 Preparatory agreements and arrangements for testsa) Before the test the parties to the tests shall

reach an agreement as to the test pro-gramme, the specific objectives of the tests,the measuring methods and the method ofoperation with due regard to limitation ofthe necessary corrections, the method forcorrecting the test results and for guaranteecomparison with due regard to the contractconditions.

b) Agreement shall be reached as to the var-iables to be measured, the measuring in-struments and who is to supply them, thelocation of the indicating instruments andthe operating and recording personnelrequired.

c) Agreement shall be reached on the methodsof obtaining the comparison measurements(see 3.5).

d) Agreement shall be reached on such mat-ters as the means of securing constancy ofsteam conditions and output.

e) Instruments liable to failure or breakage inservice should be duplicated by reserve instru-ments, properly calibrated, which can be putinto service without delay. A record of suchchange of instrument during a test shall beclearly made on the observer’s record sheet.Instruments shall be located and arranged sothat they may be read accurately with comfortby the observer. The calibration environmentshould be as close as practicable to the envi-ronment in which the instrument will operateduring the test.


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This may be accomplished by locating the in-struments in a controlled environment.

f) The determination of the enthalpy of steamsuperheated less than 15 K, or of the qualityof steam containing moisture, may be madeonly when the parties to the test agreeupon the method to be employed for thisdetermination. The agreement, the methodfor making the determination and the meth-od of applying the enthalpy or quality val-ues to the test results shall be fully de-scribed in the test report.The rate of flow of steam of any qualitymay be determined, where practicable, bycondensing it completely and then measur-ing the condensate flow rate.

g) Agreement shall be reached as to the meth-od of calibration of instruments, and bywhom and when.

h) For any of the measurements necessary for atest under these rules, any methods may beemployed other than those prescribed inthese rules, provided they are mutuallyagreed upon in writing before the test by theparties to the test. Any such departure fromthe prescribed methods shall be clearly de-scribed in the test report. In the absence ofwritten agreements, the rules herein shall bemandatory.

i) An independent expert may be a party toall agreements.

j) Agreement shall be reached on the mini-mum number of operating and recordingpersonnel that is required.

3.3 Planning of the test

3.3.1 Time for acceptance testsThe acceptance tests shall be performed at theoperating plant or, by mutual agreement, on thetest bed of the manufacturer. Acceptance testson site shall be carried out, if practicable, withineight weeks(1)after the first synchronization(see 3.5). In any event, except with writtenagreement to the contrary, the acceptance testshall take place within the guarantee periodspecified in the contract.

(1)It is the intent during this period to minimize performance de-terioration and risk of damage to the turbine. Enthalpy droptests or preliminary tests should be made during this periodto monitor HP and IP turbine section performance. However,these tests do not provide LP section performance and for thisreason it is imperative to conduct the acceptance tests as soonas practicable.

Ciò si può ottenere ponendo gli strumenti inun ambiente controllato.

f) La determinazione dell’entalpia del vaporesurriscaldato di meno di 15 K, o del titolo delvapore contenente umidità può essere effet-tuata solo quando le parti si accordano sulmetodo da utilizzare per questa determinazio-ne. L’accordo, il metodo per effettuare la de-terminazione e il metodo per tenere contodell’entalpia o dei valori del titolo nei risultatidi prova devono essere descritti in modocompleto nel rapporto di prova.Una portata di vapore, di caratteristiche qual-siasi, può essere determinata, quando possibi-le, condensando completamente il vapore epoi misurando la portata del condensato.

g) Si deve raggiungere un accordo sul metodo ditaratura degli strumenti, sull’organismo incari-cato e sulla data di effettuazione.

h) Per qualsiasi misura necessaria a una prova se-condo queste regole, si può utilizzare qualsiasimetodo diverso da quelli prescritti in queste re-gole, a condizione che sia oggetto di accordo re-ciproco scritto tra le parti interessate prima dellaprova. Qualsiasi deviazione dai metodi prescrittideve essere indicata in modo chiaro nel rapportodi prova. In assenza di accordi scritti, queste re-gole devono essere considerate obbligatorie.

i) Un esperto indipendente può concorrere allaconclusione degli accordi.

j) Si deve raggiungere un accordo sul numero mi-nimo di persone addette al funzionamento delleapparecchiature e alla registrazione delle misure.

Programmazione delle prove

Tempo per le prove di accettazioneLe prove di accettazione devono essere effettuatesull’impianto o, previo reciproco accordo, al ban-co di prova del costruttore. Le prove di accetta-zione in sito devono essere effettuate, se possibi-le, entro otto settimane(1) dopo la primasincronizzazione (vedi 3.5). In qualsiasi caso, sal-vo accordo contrario scritto, la prova di accetta-zione deve aver luogo entro il periodo di garanziaspecificato nel contratto.

(1) Si cerca, durante questo periodo, di ridurre al minimo il deterio-ramento delle prestazioni e il rischio di danno alla turbina. Laprova di caduta di entalpia o le prove preliminari devono essereeffettuate durante questo periodo per controllare le prestazionidelle sezioni ad alta pressione (HP) e a pressione intermedia(IP). Tuttavia queste prove non permettono di dedurre le presta-zioni della sezione a bassa pressione (LP) ed � pertanto impera-tivo eseguire la prova di accettazione non appena possibile.


3.3.2 Direction of acceptance testsThe responsibility for the direction of the ac-ceptance tests shall be clearly assigned by theparties prior to the test, preferably to one per-son. This person is responsible for the correctexecution and evaluation of the acceptancetests, and serves as arbitrator in the event of dis-putes as to the accuracy of observations, condi-tions, or methods of operation. He is entitledand obliged to obtain information on all neces-sary details.Accredited representatives of the purchaser andthe manufacturer may at all times be present toverify that the tests are conducted in accord-ance with these rules and the agreements madeprior to the tests.A party to the contract who is not responsiblefor the direction of the acceptance tests shallalso be given the opportunity of obtaining in-formation a sufficient time before the tests.

3.3.3 Cost of acceptance testsThe contract shall stipulate who is to bear thecosts of acceptance tests and any repeated ac-ceptance tests (see also 3.5, 3.7 and 3.9).

3.4 Preparation of the tests

3.4.1 Condition of the plantPrior to commencement of the acceptancetests, it is essential to be satisfied that thesteam turbine and driven machine are in suit-able condition, together with the condenserand/or feedheaters if included in the guaran-tee. It is also essential to verify that leaks inthe condensers, feedheaters, pipes and valveshave been eliminated.Prior to the acceptance tests, the supplier shallbe given the opportunity to check the conditionof the plant, if necessary by making his ownmeasurements. Any deficiency determined at thistime shall be rectified.Although these rules deal specifically with theperformance testing of steam turbine generators,it is required that all other equipment supplied aspart of the same turbine generator contract shallbe in full and correct working order and in nor-mal commercial disposition during the turbinegenerator tests. This requirement does not applyif other equipment has been ordered as an extrato the contract after the performance guaranteeshave been contractually agreed, or if specialmeasures to render the equipment non-operativeduring the tests have been agreed beforehandbetween the parties to the test and are describedin prominent detail in the test report. An exam-ple of equipment in this category would be pip-ing and valves, supplied as part of the same tur-bine generator contract, designed to permit steamto bypass part or all of the turbine expansion stagesfor temperature-matching purposes during start-up.

Direzione delle prove di accettazioneLa responsabilità della direzione delle prove di ac-cettazione deve essere chiaramente assegnata dalleparti interessate prima della prova, di preferenza aduna sola persona. Questa persona è responsabiledella corretta esecuzione e valutazione delle provedi accettazione e ha funzioni di arbitro in caso di di-spute per quanto riguarda l’esattezza delle osserva-zioni, delle condizioni o dei metodi di esecuzione.Essa è abilitata e obbligata a procurarsi tutte le infor-mazioni sui punti e i dettagli necessari.Rappresentanti accreditati dell’acquirente e delcostruttore possono, in qualsiasi momento, esserepresenti per verificare che le prove siano condot-te in accordo con queste regole e con gli accordistipulati prima delle prove.Una parte contraente che non è responsabile del-la direzione delle prove di accettazione deve ave-re la possibilità di ottenere informazioni un perio-do di tempo sufficiente prima delle prove.

Costo delle prove di accettazioneIl contratto deve stipulare chi sosterrà il costo del-le prove di accettazione e di qualsiasi loro even-tuale ripetizione (vedere anche 3.5, 3.7 e 3.9).

Preparazione delle prove

Condizioni dellÕimpiantoPrima di iniziare le prove di accettazione, è essenzialeassicurarsi che la turbina a vapore e la macchina daessa comandata siano in condizioni soddisfacenti, ecosì pure il condensatore e/o i riscaldatori dell’acquadi alimento se inclusi nella garanzia. È inoltre essen-ziale verificare che siano state eliminate le perdite nelcondensatore, nei riscaldatori dell’acqua di alimento,nelle tubazioni e nelle valvole.Prima di effettuare le prove di accettazione, il fornito-re deve avere la possibilità di verificare le condizionidell’impianto, effettuando, se necessario, sue misurepersonali. Qualsiasi difetto rilevato in questo stadiodeve essere corretto.Sebbene queste regole trattino in particolare le provedi prestazione dei turbogeneratori a vapore, è neces-sario che tutte le altre apparecchiature fornite comeparte dello stesso contratto del turbogeneratore sianoin condizioni di funzionamento perfetto e in condi-zioni industriali normali durante le prove. Questa pre-scrizione non si applica se sono state ordinate altreapparecchiature al di fuori dal contratto dopo che legaranzie di prestazione sono state definite contrattual-mente, o se misure speciali per rendere le apparec-chiature non operative durante le prove sono stateconcordate preventivamente tra le parti interessatealla prova e sono descritte dettagliatamente nel rap-porto di prova. Un esempio di apparecchiature diquesta categoria sono le tubazioni e le valvole, fornitecome parte dello stesso contratto del turbogenerato-re, progettate per permettere al vapore di by-passareuna parte o tutti gli stadi di espansione della turbinaper equilibrare le temperature durante l’avviamento.


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3.4.2 Condition of the steam turbineThe condition of the steam turbine depends onthe effects of ageing(1) (see 6.9), of partial dam-age(2) and of deposits(3).The condition of the steam turbine can be de-termined by an internal inspection of the steampath generally by opening the steam turbine orby comparison measurements according to 3.5.The absence of partial damage and/or depos-its shall be confirmed before the test (seealso 3.4.1).Opening the turbine or an individual casing in or-der to locate a defect may be taken into considera-tion if large and inexplicable deviations are appar-ent from the comparison measurements.

3.4.3 Condition of the condenserWhen the guarantees include the condenserperformance and are based upon coolingwater flow and temperature, the condensershall be clean and the system shall be test-ed for sufficient air tightness. Agreement ofthe parties regarding these matters shall bereached.The condition of the condenser shall bechecked by opening the water boxes or meas-uring the terminal temperature difference. Inthe case of deposits(3), the condenser shall becleaned by the purchaser prior to the accept-ance tests at the request of the supplier or theparties concerned by the test may agree on asuitable correction.

3.4.4 Isolation of the cycleThe accuracy of test results depends to a large ex-tent on effective isolation of the system. Extrane-ous flows should be isolated from the system andinternal flows which bypass in an unaccount-ed-for way either cycle components or mass flowmeasuring equipment should be eliminated, ifpracticable, to obviate the need for measurement.If there is any doubt about the ability to isolatethese flows during the test, preparations shall bemade prior to the test to measure them.All unused connections shall be blanked-off. Ifthis is not practicable, the connections shall bebroken at a suitable point so that the outlets areunder constant observation.

(1) Ageing means deterioration during correct operating andshutdown conditions in a manner such that the performanceof the turbine is adversely influenced.

(2)Partial damage: damage and variations in the clearance of theblading, of balance pistons and shaft glands, valve spindlewear; Ieakages in the valve glands and seats.

(3) Deposits: salts or metal on the steam side, slime, ashes, bac-teria, algae, etc., on the cooling water side.

Condizioni della turbina a vaporeLo stato di una turbina a vapore dipende dagli ef-fetti dell’invecchiamento(1) (vedi 6.9), da danneg-giamento parziale(2) e dai depositi(3).Lo stato della turbina a vapore può essere verifi-cato con un’ispezione interna del percorso del va-pore, generalmente aprendo la turbina o ese-guendo misure comparative secondo 3.5.L’assenza di danneggiamento parziale e/o di de-positi deve essere confermata prima della prova(vedi anche 3.4.1).Si può prendere in considerazione l’apertura dellaturbina, o di uno dei suoi corpi, per individuare undifetto quando si presentino deviazioni importanti einspiegabili in seguito a misure comparative.

Condizioni del condensatoreQuando le garanzie includono le prestazioni delcondensatore e si basano sulla portata dell’acquadi raffreddamento e sulla temperatura, il conden-satore deve essere pulito e il sistema deve essereprovato per verificare che la sua ermeticità all’ariasia sufficiente. Questi punti devono essere ogget-to di un accordo tra le due parti interessate. Lo stato del condensatore deve essere verificatoaprendo le casse d’acqua o misurando la differen-za terminale di temperatura. In caso di depositi(3),il condensatore deve essere pulito dall’acquirenteprima delle prove di accettazione su richiesta delfornitore, oppure le parti interessate alla provapossono accordarsi sull’applicazione di una ap-propriata correzione.

Isolamento del cicloLa precisione dei risultati di prova dipendedall’isolamento del sistema. Le portate estraneedevono essere isolate dal sistema e le portate in-terne che by-passano in modo incontrollato icomponenti del ciclo o gli apparecchi di misuradella portata di massa devono essere eliminate, sepossibile, per evitare la necessità di misurarle. Sesussiste qualche dubbio sulla possibilità di isolarequeste portate durante la prova, si devono effet-tuare interventi prima della prova per misurarle. Tutte le prese non utilizzate devono essere ottura-te. Se ciò non è possibile, le connessioni devonoessere interrotte in un punto tale che le uscite sia-no sotto costante osservazione.

(1)LÕinvecchiamento � un deterioramento in condizioni corrette difunzionamento e arresto, tale da influenzare negativamente leprestazioni della turbina.

(2) Danneggiamento parziale: deterioramento e variazioni del giocodella palettatura, dei pistoni di equilibrio e delle tenute a labirin-to, usura della valvola a stelo; fughe a livello dei giunti e dellesedi delle valvole.

(3) Depositi: sali o metallo lato vapore, fango, ceneri, batteri, algheecc. lato acqua di raffreddamento.


The equipment and flows to be isolated and themethods to accomplish this should be agreedwell ahead of the initial operation date of theturbine. The isolation of the cycle has to be de-scribed in the test report.When the system is properly isolated for a per-formance test, the unaccounted-for leakage ex-pressed in percent of initial steam flow at fullload should not exceed the relative measuringuncertainty of the test result (expressed in per-cent) multiplied by 0,4 (see 5.2.3.4). Water stor-age in the condenser hotwell, deaerating andother extraction feedwater heaters, boilerdrum(s), moisture separators, reheaters, andany other storage points within the cycle are tobe taken into account (see also 5.2.3.4).

3.4.4.1 lsolation of equipment and ßowsThe following list includes items of the equip-ment and extraneous flows that should be iso-lated from the primary turbine feedwater cycle,if practicable:a) large-capacity storage tanks; b) evaporators and allied equipment such as

evaporator condenser and evaporator pre-heaters;

c) bypass systems and auxiliary steam linesfor starting, if compatible with sale op-eration;

d) bypass lines for condensate primaryflow-measuring devices;

e) turbine- sprays;f) drain lines on stop, intercept and control

valves.g) interconnecting lines to other units;h) demineralizing equipment.

Isolation of demineralizing equipmentdoes not necessarily mean removing theequipment from the cycle. It does, how-ever, mean that all ties with other unitsshall be isolated and such equipment asrecirculating lines that affect the primaryflow measurement shall be isolated or theflows measured;

i) chemical-feed equipment using condensate;

j) boiler vents;k) steam-operated soot blowers; l) condensate and feedwater flow bypassing

heaters;m) heater drain bypasses;n) heater shell drains;o) heater water-box vents;p) hogging jets;q) condenser water-box priming jets;

r) steam or water for station heating;s) blow-down from steam generator.

Le apparecchiature e le portate da isolare e i metodiper realizzare l’isolamento devono essere concordatiin anticipo rispetto alla data di messa in servizio del-la turbina. L’isolamento del ciclo deve essere descrit-to nel rapporto di prova. Quando il sistema è correttamente isolato per laprova di prestazione, le perdite incontrollate, espres-so in percentuali della portata di vapore iniziale apieno carico, non devono superare l’incertezza rela-tiva di misura del risultato di prova (espresso in per-centuale) moltiplicato per 0,4 (vedi 5.2.3.4). Si devetener conto dell’accumulo d’acqua nel pozzo caldodel condensatore, nel degasatore e negli altri riscal-datori dell’acqua di alimento a estrazione, nel/i cor-po/i cilindrico/i delle caldaie, nei separatori di umi-dità, nei risurriscaldatori e in qualsiasi punto diaccumulo all’interno del ciclo (vedi anche 5.2.3.4).

Isolamento delle apparecchiature e delle portateLa lista seguente precisa gli elementi di impiantoe le portate estranee che devono essere isolati dalciclo principale dell’acqua di alimento riguardantela turbina:a) serbatoi di accumulo di grande capacità;b) evaporatori e apparecchiature associate quali

condensatori dell’evaporatore e preriscaldato-ri dell’evaporatore;

c) linee di by-pass e linee di vapore ausiliarieper l’avviamento, quando ciò sia compatibilecon un esercizio sicuro;

d) linee di by-pass per dispositivi di misura delleportate principali dei condensatori;

e) spruzzatori della turbina;f) linee di spurgo sulle valvole di arresto, di in-

tercettazione e di controllo;g) linee di interconnessione con altre unità;h) apparecchiature di demineralizzazione

dell’acqua.L’isolamento delle apparecchiature di demine-ralizzazione non implica necessariamente larimozione delle apparecchiature dal ciclo.Tuttavia, ciò significa che tutti i collegamenticon altre unità devono essere isolati e che leapparecchiature, quali linee di ricircolazioneche influenzano la misura della portata princi-pale, devono essere isolate o che le loro por-tate devono essere misurate;

i) apparecchiature di introduzione di prodotti chi-mici che utilizzano il condensato;

j) sfiati di caldaie;k) soffiatori di fuliggine a vapore;l) linee di by-pass dei riscaldatori del condensa-

to e dell’acqua di alimento;m) by-pass dei drenaggi dei riscaldatori;n) spurghi degli involucri dei riscaldatori;o) sfiati delle casse d’acqua dei riscaldatori;p) eiettori di messa sotto vuoto;q) eiettori di riempimento delle casse d’acqua

dei condensatori;r) vapore o acqua per il riscaldamento della centrale;s) spurghi dal generatore di vapore.


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3.4.4.2 Flows which shall be determined if not isolatedThe following extraneous flows which enter or leavethe cycle in such a manner as to cause an error inthe flows through the turbine shall be measured orestimated, if they are not isolated from the system.a) boiler fire door cooling flow and

boiler-slag-tap cooling coil flow;

b) sealing and gland cooling flow on the fol-lowing (both supply and return):

1) condensate pumps;2) boiler feed pumps; 3) boiler-water or reactor circulating

pump;4) heater drain pumps when not

self-sealed;5) turbines for turbine-drive pumps; 6) control rod seals on nuclear reac-

tors;c) desuperheating water;d) boiler feed pump minimum-flow lines and

balance drum flow;

e) steam for fuel oil atomization andheating;

f) boiler slowdowns;g) boiler fill lines; h) turbine water-seal flow;i) desuperheating water for turbine cooling

steam;j) emergency blowdown valve of turbine

gland leakage and sealing system;k) turbine water-seal overflows;

l) steam and water lines installed for washingthe turbine;

m) steam, other than gland leak-off steam, tothe steam-seal regulating valve;

n) make-up water, if necessary; o) pegging steam (such as higher stage extrac-

tion at light loads) for low-pressure opera-tion of deaerator;

p) heater vents shall be closed if practicable. Ifnot, they shall be throttled to a minimum;

q) deaerator overflow line;r) water leakage into any water-sealed

flanges, such as water-sealed vacuumbreakers;

s) pump seal leakage leaving the cycle;

t) automatic extraction steam for industrialuses;

u) steam to air preheaters (if isolation is notpracticable);

Portate da determinare se non sono isolateLe seguenti portate estranee che entrano o esco-no dal ciclo in modo da causare un errore nelleportate che attraversano la turbina devono essereisolate dal sistema o misurate.a) portata di raffreddamento dei portelli di spia

della caldaia e del serpentino di raffredda-mento scorie fuse;

b) portata acqua di tenuta e portata acqua di raf-freddamento delle tenute sulle seguenti appa-recchiature (sia alimentazione sia ritorno):1) pompe estrazione condensato;2) pompe dell’acqua di alimento della caldaia;3) pompe di circolazione d’acqua della cal-

daia o del reattore;4) pompe drenaggi dei riscaldatori quando

non sono auto-sigillate;5) turbine per pompe di alimento principali;6) tenute delle barre di controllo sui reattori nu-

cleari;c) acqua di desurriscaldamento;d) linee di portata minima (ricircolazione pompa di

alimento della caldaia) e portata del tamburo diequilibrio della pompa di alimento;

e) vapore per l’atomizzazione e il riscaldamentodella nafta;

f) spurghi della caldaia;g) linee di riempimento della caldaia;h) portata delle tenute idrauliche della turbina;i) acqua di desurriscaldamento per il vapore di

raffreddamento della turbina;j) valvola di spurgo di emergenza (di esaurimento

rapido) del sistema delle tenute della turbina;k) tubi di troppo pieno delle tenute idrauliche

della turbina;l) linee di vapore e d’acqua installate per il la-

vaggio della turbina;m) vapore, diverso dal vapore di fuga delle tenu-

te, verso la valvola di regolazione del vaporedi tenuta;

n) acqua di reintegro, se necessario;o) vapore prelevato per il funzionamento a bas-

sa pressione del degasatore (spillato a un li-vello superiore a carichi ridotti);

p) i “vent” dei riscaldatori devono essere chiusise possibile. Altrimenti, devono essere ridottial minimo;

q) linea del tubo di troppo pieno del degasatore;r) fuga d’acqua in qualsiasi punto dove viene re-

alizzata la tenuta con acqua, quali per es. latenuta valvole rompivuoto;

s) fughe delle tenute delle pompe, che lascianoil ciclo;

t) vapore per usi industriali prelevato automati-camente;

u) vapore ai preriscaldatori d’aria (se l’isolamen-to non è possibile);


v) water and steam sampling equipment. Ifit is impracticable to isolate water andsteam sampling equipment, and if thesampling flow is significant, it shall bemeasured;

w) deaerator vents; x) reactor-core spray; y) sub-cooled water used for moisture separa-

tor or reheater coil drain cooling;

z) continuous drains from wet steam turbinecasings and connection lines (if not includ-ed in the guarantee).

3.4.4.3 Suggested methods and/or devices for isolating equipment from turbine feedwater cycleThe following methods are suggested for isolat-ing miscellaneous equipment and extraneousflows from the primary turbine feedwater cycleand for checking such isolation: a) double valves and tell-tales;b) blank flanges; c) blank between two flanges;d) removal of spool piece for visual inspection; e) visual inspection for steam blowing to at-

mosphere - such as safety valves;f) closed valve which is known to be

leak-proof (test witnessed by both parties)and not operated prior to or during the test;

g) temperature indication (only acceptable un-der certain conditions - mutual agreementnecessary);

h) accurate measurements of levels in any tankswhich should be isolated from the system;

i) very important isolating valves (for exam-ple, HP and LP bypass valves) should be in-spected and, if necessary, sealed prior tothe test.

3.4.5 Checks for leakage of condenser and feedwater heatersCondensers and feedwater heaters shall bechecked for leakage and steps shall be takento eliminate any significant leakage (see Ap-pendix A).In case of doubt, the check can be repeated af-ter the test.

3.4.6 Cleanliness of the steam strainersIf necessary, the steam strainers shall becleaned before the acceptance tests.

3.4.7 Checking of the test measuring equipmentAll measuring equipment shall be examined be-fore the test as to its condition and suitability. Itshall be further established whether the measur-ing instrument, the point of installation, and theinstallation are in accordance with relevant re-quirements. The results of all these checks shallbe recorded in the test report.

v) apparecchiature di campionamento d’acqua e divapore. Se non è possibile isolare le apparec-chiature di campionamento d’acqua e di vaporee se la portata di campionamento è significativa,le portate devono essere misurate;

w) sfiati del degasatore;x) polverizzazione del reattore;y) acqua utilizzata per il sottoraffreddamento de-

gli spurghi del separatore di umidità o dellecondense;

z) spurghi continui dalle casse e dalle linee diconnessione della turbina a vapore umido (senon compresi nella garanzia).

Metodi e/o dispositivi suggeriti per lÕisolamento delle apparecchiature dal ciclo dÕacqua di alimento della turbinaI seguenti metodi sono suggeriti per l’isolamentodi apparecchiature diverse e portate estranee alciclo d’acqua di alimento della turbina principalee per la verifica di tale isolamento:a) valvole doppie e valvole spia tra le due valvole;b) flange cieche;c) cartella cieca tra due flange;d) rimozione di tratto di tubo per ispezione a vista;e) esame a vista del vapore scaricato all’atmosfera,

per es. da valvole di sicurezza;f) valvola chiusa riconosciuta stagna (prova effet-

tuata in presenza di entrambe le parti interessate)e non utilizzata prima della o durante la prova;

g) indicazione della temperatura (accettabile solo incondizioni specificate; è necessario un reciprocoaccordo);

h) misura precisa del livello in qualsiasi serbatoioche deve essere isolato dal sistema;

i) le valvole di isolamento di primaria importanza(per es. valvole delle linee di by-pass di alta pres-sione e bassa pressione) devono essere ispezio-nate e, se necessario, sigillate prima della prova.

VeriÞca delle fughe del condensatore e dei riscaldatori dellÕacqua di alimentoSi deve controllare che il condensatore e i riscaldatoridell’acqua di alimento non presentino fughe e si de-vono prendere misure per eliminare qualsiasi fuga si-gnificativa (vedi Appendice A).In caso di dubbio, la verifica può essere ripetutadopo la prova.

Pulizia dei Þltri di vaporeSe necessario, i filtri di vapore devono essere pulitiprima delle prove di accettazione.

VeriÞca delle apparecchiature di misura per la provaPrima della prova, si deve esaminare la condizionee l’appropriatezza di tutte le apparecchiature di mi-sura. Inoltre si deve stabilire se lo strumento di mi-sura, il punto di installazione e l’installazione sonoin accordo con le prescrizioni indicate. I risultati ditutte queste verifiche devono essere registrati nelrapporto di prova.


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3.5 Comparison measurementsFor comparison measurements, only those vari-ables are taken into account which are essentialto establish the condition of the steam turbine.For the comparison, it is advisable to measurethe internal efficiency, the pressure and temper-ature at the extractions, the gland leakageflows, and the condenser terminal difference aswell as the vibration level of the steam turbinerotor at suitable points.The measuring uncertainty of comparisonmeasurements should not be larger than that ofthe acceptance tests.The type and scope of the comparison measure-ments as well as the costs shall be agreed uponby the purchaser and the supplier (see 3.3.3).The parties interested in the acceptance test shallparticipate in the comparison measurements.The reference measurement shall be madeimmediately after the first start-up, at partialload if necessary. Check measurements maybe made:a) before the acceptance test or during the

preliminary test;b) after blade washing;c) before and /or after an inspection.The measurements taken during the acceptancetest can normally be evaluated as a final checkmeasurement.Should the result of a check measurement pointtowards a deposit which can be removed byblade washing, the supplier may require of thepurchaser that the steam turbine be washed. If thecheck measurement sufficiently agrees with thereference measurement after the washing, the ac-ceptance test may be carried out. Should thecheck measurement not agree sufficiently with thereference measurement, the parties to the contractshould then decide either to eliminate the defector to carry out the acceptance test. If the tests pro-ceed, the comparison measurements shall be in-cluded in the test report.If the result of the reference measurement differsconsiderably from the expected values accordingto the guarantee, remedial measures may beagreed upon by the purchaser and the supplier.

Misure comparativePer le misure comparative, si deve tenere contosolo di quelle variabili essenziali a stabilire lo sta-to della turbina a vapore. Per la comparazione, èconsigliabile misurare il rendimento interno, lapressione e la temperatura nelle fasi di estrazione,le portate delle fughe dalle tenute a labirinto e ladifferenza terminale di temperatura del condensa-tore così come il livello della vibrazione del roto-re della turbina nei punti appropriati.L’incertezza di misura delle misure comparativenon deve essere superiore a quella delle prove diaccettazione.La natura e lo scopo delle misure comparative edi loro costi devono essere concordati tra acquiren-te e fornitore (vedi 3.3.3).Le parti interessate alle prove di accettazione de-vono partecipare alle misure comparative.La misura di riferimento deve essere effettuata im-mediatamente dopo il primo avvio e a carico par-ziale se necessario. Le misure di controllo posso-no essere effettuate:a) prima della prova di accettazione oppure du-

rante la prova preliminare;b) dopo il lavaggio della palettatura;c) prima e/o dopo un’ispezione.Le misure effettuate durante la prova di accetta-zione possono normalmente essere consideratecome una misura di controllo finale.Qualora il risultato di una misura di controllo do-vesse fare apparire un deposito che può essere ri-mosso lavando la palettatura, il fornitore può ri-chiedere all’acquirente il lavaggio della turbina.Se la misura di controllo concorda sufficientemen-te con la misura di riferimento dopo il lavaggio, sipuò effettuare la prova di accettazione. Qualora lamisura di controllo non concordasse sufficiente-mente con la misura di riferimento, le parti inte-ressate devono decidere allora di eliminare il di-fetto oppure di effettuare la prova di accettazione.Se le prove proseguono, le misure comparativedevono essere incluse nel rapporto di prova.Se il risultato della misura di riferimento si scostasensibilmente dai valori supposti conformi allagaranzia, misure di correzione possono essereconcordate tra acquirente e fornitore.


3.6 Settings for tests

3.6.1 Load settingsThe acceptance tests for a turbine with partialarc admission shall be conducted at “valvepoints”, which are those positions of the controlvalves where the total throttle effects are mini-mized .The output at a “valve point” may only deviatefrom the specified value within the limits stat-ed in 3.8.2.In addition, the position of the LP control valvesof extraction turbines should be brought to a“valve point”, if practicable, by adjusting the ex-traneous steam flow. Similarly, the “valvepoints” of the secondary initial steam controlvalves of double pressure turbines can beachieved by adjustment of the secondary steamflow, if practicable.These adjustments may result in deviations ofthe output from the specified value greater thanstated in 3.8. In these cases a re-calculation ofthe guarantee value according to 6.6.1 may bemade by agreement of the parties.

If large fluctuations in output or steam flowdue to operating conditions are occurring, itis permitted to use a device limiting furtheropening of valves in order to keep optimumvalve positions. The relative positions ofthe valves shall not differ throughout thetest period.In the event of variable pressure operationof a full arc admission turbine, tests shallbe conducted with control valves wideopen. The same applies to throttle controlif the guarantee is based upon wide opencontrol valves.

3.6.2 Special settingsNo special adjustments shall be made to the tur-bine for test purposes that are inappropriate forcommercial and continuous operation underany and all of the specified outputs and operat-ing conditions. Exceptions are air bleed adjust-ments to control the vacuum, the use ofload-limiting devices or other similar test con-trol means, such as isolation of the cycle to pre-vent extraneous flows and/or internal by-passflows of steam or water by closing certaindrains or other valves. These shall be consistentwith the terms of the guarantee and practicablewith regard to operating safety and technique.The turbine shaft seals shall be adjusted tonormal operating condition before a testand arrangements made to measure out-ward or inward flow that will influence testresults.

Regolazioni per le prove

Regolazioni del caricoLe prove di accettazione per una turbina a immis-sione ad arco parziale devono essere effettuatenei “punti valvola”, che costituiscono quelle posi-zioni delle valvole di controllo in cui gli effetti distrozzamento totale sono minimizzati.La potenza in un “punto valvola” può scostarsidal valore specificato solo entro i limiti indicatiin 3.8.2.Inoltre, la posizione delle valvole di controllo LP(bassa pressione) delle turbine ad estrazione deveessere regolata sul “punto valvola”, se possibile, ade-guando la portata del vapore estratto. Analogamente,i “punti valvola” delle valvole di controllo del vaporesecondario in ingresso alle turbine a doppia pressio-ne possono essere raggiunti adeguando la portata divapore secondario, se possibile.Queste regolazioni possono provocare degli sco-stamenti della potenza dal valore specificato su-periori a quelli indicati in 3.8. In questi casi, pre-vio accordo tra le parti, si può effettuare unnuovo calcolo del valore garantito secondo quan-to indicato in 6.6.1.Se si verificano grandi variazioni di potenza o diportata del vapore dovute alle condizioni di fun-zionamento, è consentito utilizzare un dispositivolimitante l’ulteriore apertura delle valvole al finedi mantenere ottimali le posizioni delle valvole.Le corrispettive posizioni delle valvole non devo-no variare per tutto il periodo di prova. Nel caso di funzionamento con pressione varia-bile di una turbina ad immissione ad arco totale,le prove devono essere effettuate con le valvoledi regolazione completamente aperte. La stessaprescrizione si applica alla valvola di regolazio-ne, se la garanzia fa riferimento a valvole com-pletamente aperte.

Regolazioni specialiNon si devono effettuare sulla turbina regolazionispeciali per le prove che siano incompatibili conil funzionamento commerciale e continuo a tuttele potenze fornite e nelle condizioni di funziona-mento specificate. Fanno eccezione, se compati-bili con i termini della garanzia e della sicurezzadi funzionamento le regolazioni dell’estrazioned’aria per controllare il vuoto, l’uso di dispositividi limitazione del carico o altri mezzi di controllosimili, quali l’isolamento del ciclo mediante lachiusura di alcuni spurghi o altre valvole per evi-tare portate estranee e/o portate interne diby-pass di vapore o d’acqua.Le tenute degli alberi della turbina devono essere re-golate prima della prova alle condizioni normali difunzionamento e si devono prendere disposizioniper misurare le fughe verso l’interno o l’esterno chepossono influenzare i risultati di prova.


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3.7 Preliminary testsPreliminary tests may be run for the purpose of:

a) determining whether the turbine is in a suit-able condition for the conduct of an accept-ance test;

b) checking all instruments;c) training personnel in test procedures.After a preliminary test has been made, it maybe considered, if mutually agreed, as an accept-ance test.If the preliminary tests are unsatisfactory, thecauses shall be investigated and, if necessary,the turbine shall be placed at the disposal of themanufacturer so that the latter may examine itand ascertain whether it is in a suitable condi-tion for an acceptance test.

3.8 Acceptance tests

3.8.1 Constancy of test conditionsAll tests shall be preceded by a period of tem-perature and flow stabilization, the duration ofwhich shall be agreed upon by the parties inter-ested in the test, since it will vary with the sizeof the turbine, the internal conditions and theamount of load change.Any condition, the variation of which may influ-ence the results of the test, shall be caused tobecome as nearly constant as practicable beforethe test begins, and shall be so maintainedthroughout the test within the permissible varia-tions according to 3.8.2.In order to maintain constancy of throttling, thetravel of the governing valve, in the opening di-rection only, should be limited at the chosenposition and the governor should be sufficientlyoverwound to ensure that it does not respondto normal changes in system frequency.

3.8.2 Maximum deviation and ßuctuationin test conditionsExcept upon agreement to the contrary by theparties, the maximum permissible deviation ofthe average test condition for each variablefrom that specified and the maximum permissi-ble fluctuation of the variable during any onetest run shall not exceed the limit prescribed inTable 1.Should these requirements not be met, themeasurement may serve as information only,unless special agreement relating to the influ-ence of the deviating operating conditions isreached.

Prove preliminariPossono essere effettuate prove preliminari alloscopo di:a) determinare se la turbina si trova in condizio-

ni adeguate per l’effettuazione di una provadi accettazione;

b) controllare tutta la strumentazione;c) addestrare il personale all’esecuzione delle prove.Dopo avere effettuato una prova preliminare, es-sa, se concordato tra le parti, può essere conside-rata valida come prova di accettazione.Se i risultati delle prove preliminari non fossero sod-disfacenti, si dovrà ricercarne la causa e, se necessa-rio, la turbina dovrà essere messa a disposizione delcostruttore in modo che possa esaminarla e accertarsiche essa sia nelle condizioni adeguate perché si pos-sano effettuare le prove di accettazione.

Prove di accettazione

Costanza delle condizioni di provaTutte le prove devono essere precedute da un perio-do di stabilizzazione delle temperature e delle porta-te, la durata di questo periodo deve essere concorda-ta dalle parti interessate alla prova, poiché varierà inrelazione alla dimensione della turbina, alle condizio-ni interne e alla quantità di variazioni del carico.Qualsiasi parametro, la cui variazione possa in-fluenzare i risultati della prova, deve essere resa ilpiù costante possibile prima dell’inizio della pro-va e deve essere così mantenuto per tutta la dura-ta della prova, entro il limite di variazione ammis-sibile secondo 3.8.2.Per mantenere la costanza della sezione di ammis-sione, lo spostamento delle valvole regolatrici deveessere limitato alla posizione scelta solo nella dire-zione di apertura, e il regolatore deve essere suffi-cientemente desensibilizzato affinché non reagiscaalle variazioni normali di frequenza del sistema.

Scarto e ßuttuazione massimi delle condizioni di provaSalvo accordo diverso tra le parti interessate, sialo scarto massimo ammissibile tra il valore medioottenuto durante la prova e il valore specificatoper ciascuna variabile sia la fluttuazione massimaammissibile della variabile nel corso di qualsiasiprova, non devono superare il limite prescrittonella Tabella 1.Qualora queste prescrizioni non venissero soddi-sfatte, la misura può servire solo come informa-zione, a meno che venga raggiunto un accordospeciale relativo all’effetto della deviazione dellecondizioni di funzionamento.


3.8.3 Duration of test runs and frequency of readingThe requisite test duration is dependent on thesteadiness of operating conditions and thespeed of acquisition of test data. Accuratelymeasurable changes in level of water stored inthe system may be a limiting factor.The recommended minimum test period(see 5.1) of an acceptance test is 1 h. This maybe reduced by agreement or technical necessity,but should be not less than 30 min. The durationof the capacity tests should be agreed betweenthe parties, but should be not less than 15 min.Related test data recorded with indicating meas-uring equipment shall, if practicable, be read atthe same time. Since the values measured arenot constant, random errors cannot be avoidedwhen taking readings at regular time intervals.The intervals shall be sufficiently short to en-sure that these errors do not substantially affectthe measuring uncertainty of the whole. This isof vital importance for readings of differentialpressure for mass flow measurement and elec-trical output. For tests of one hour’s durationreadings at one-minute intervals will satisfacto-rily fulfil requirements for maximum deviationsallowed in Table 1. Pressures and temperaturesfor the determination of thermodynamic prop-erties may be read at longer intervals, that is,from 3 min to 5 min according to amount andtype of fluctuations.If the adoption of longer intervals betweenreadings is necessary a correspondingly longerduration of the test may be required.The time of the reading should be indicated tothe observers through signals from a mainclock. It may alternatively be taken from the ob-servers’ watches, which shall be synchronisedwith each other prior to each test.

Durata delle prove e frequenza delle lettureLa durata di prova richiesta dipende dalla stabilità dellecondizioni di funzionamento e dalla velocità di acquisi-zione dei dati di prova. La precisione delle misure del-le variazioni del livello d’acqua nei serbatoi nel sistemapuò essere un fattore di limitazione.La durata minima raccomandata di una prova diaccettazione (vedi 5.1) è di 1 h. Questa può essereridotta in base ad accordo o a necessità tecniche,ma non deve essere inferiore a 30 min. La duratadelle prove di potenza deve essere concordata trale parti, ma non deve essere inferiore a 15 min.I dati delle prove in relazione tra loro, registrati conapparecchi i misura indicatori, devono, se possibile,essere letti allo stesso tempo. Dal momento che i va-lori misurati non sono costanti, non possono essereevitati errori casuali quando si rilevano le letture adintervalli di tempo regolari. Gli intervalli devono es-sere sufficientemente brevi così da garantire chequesti errori non influenzino considerevolmentel’incertezza di misura dell’insieme. Questo è di vitaleimportanza per le letture di pressione differenzialeper le misure della portata di massa e della potenzaelettrica. Per le prove di 1 h le letture ad intervalli di1 min rispondono in modo soddisfacente alle pre-scrizioni per gli scarti massimi consentiti nellaTab. 1. Le pressioni e le temperature per la determi-nazione delle proprietà termodinamiche possonoessere lette ad intervalli più lunghi, e cioè tra 3 e5 min. in base al numero e al tipo di fluttuazioni.Se si rendono necessari intervalli più lunghi tra leletture, si può richiedere una durata della provacorrispettivamente più lunga.Il tempo di lettura deve essere indicato agli osser-vatori attraverso segnali emessi da un orologioprincipale. In alternativa, può essere indicato da-gli orologi degli osservatori, che devono esseresincronizzati tra di loro prima di ciascuna prova.


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Scarto e ßuttuazione1) massima delle condizioni di funzionamento

Tab. 1Maximum deviations and ßuctuations1)in operating conditions

Grandezza variabileVariable

Scarto massimo ammissibile tra il valore medio della prova e il valore speciÞcato

Maximum permissible deviation of averageof test from that speciÞed

Pressione del vapore all’ammissioneInitial steam pressure

±5% 2)

Temperatura del vapore all’ammissioneInitial steam temperature

±15 K 2)

Titolo di secchezzaDryness fraction

±0,005

Pressione di estrazione (regolata)Extraction pressure (regulated) ±5% 2)

Pressione di scarico:Exhaust pressure:n per l’acqua di alimento

for feed heatingvedi 4)see 4)

n per le turbine a contropressionefor back pressure turbines

±5% 2)

n per le turbine a condensazionefor condensing turbines

±25% se il condensatore non è incluso nella garanziaif condenser is not included in guarantee

Portata di estrazioneExtraction flow rate

±10%

Temperatura di riscaldamento intermedioReheat temperature ±15 K

Caduta isentropica di entalpia Isentropic enthalpy drop

±7%

Potenza o portata di vapore all’ammissioneOutput or initial steam flow

±5% dopo correzione per le condizioni specificateafter correction for specified conditions

Portata dell’acqua di raffreddamentoCooling water flow

±15% se il condensatore è incluso nella garanziaif condenser is included in guaranteeTemperatura di ingresso dell’acqua di raffreddamento

Cooling water inlet temperature ±5K

Temperatura finale dell’acqua di alimentoFinal feed water temperature ±10 K

Velocità di rotazioneSpeed ±2% 3)

(1) La ßuttuazione massima della variabile, ammessa durante ciascuna prova, non deve essere superiore alla met� delladeviazione ammessa nella Tab. 1, ad eccezione della potenza che pu� variare di ±3%.The maximum ßuctuation of the variable permitted during each test shall not be greater than half the permissible deviation given inTable 1 except for the output which may vary by ±3%.

(2) Tutte queste voci non possono condurre ad una variazione della caduta di entalpia superiore a ±7%.All these items may not lead to a deviation of enthalpy drop of more than ±7%.

(3) Se ammesso nella garanzia tecnica della turbina.If permitted by the technical guarantee of the turbine.

(4) Piccoli scarti nelle pressioni di estrazione in rapporto ai valori del progetto hanno generalmente un effetto trascurabile sulle prestazio-ni globali. Qualora si dovessero veriÞcare degli scarti eccessivi nelle portate del vapore di estrazione che indichino un cattivo funzio-namento dei riscaldatori, le ripercussioni sulle prestazioni globali potrebbero essere serie e si deve raggiungere un accordo sulle di-sposizioni da prendere.Reasonably small deviations in the extraction pressures as compared with the design values normally have a negligible effect on theoverall performance. Should there be disproportionately large deviations in the extraction steam ßows suggesting malfunctioning ofthe heaters, the effect on the overall performance may be serious, and agreement shall then be reached on the course to be followed.


Lettura degli strumenti di misura integratoriI valori medi della potenza elettrica e della portatadi massa possono essere determinati anche construmenti di misura integratori, dividendo la diffe-renza delle letture effettuate all’inizio e alla fine diuna prova per l’intervallo di tempo corrispondente.Tutti gli strumenti di misura integratori devono es-sere letti contemporaneamente. Gli strumenti dimisura a indicazione relativi a grandezze correlatedevono essere letti nello stesso tempo o quasi.Si consiglia di effettuare letture simultanee di tuttigli strumenti integratori ad intervalli regolari du-rante la prova. Ciò permetterà di verificare la coe-renza delle misure e, se necessario, di scegliere ilperiodo di prova valido per l’elaborazione, dopola conclusione della prova.Tutte le osservazioni devono iniziare un po’ pri-ma e finire un po’ dopo il periodo di prova previ-sto, a condizione che tutte le condizioni di funzio-namento restino costanti.

Metodi alternativiIn queste regole sono presentati metodi alternativiper effettuare alcune parti particolari della prova.Il rapporto di prova deve indicare quale metodoalternativo è stato utilizzato.

Registrazione delle proveCiascun osservatore deve registrare le sue effettiveosservazioni. Tutte le registrazioni devono essereeffettuate con copie carbone, almeno in duplicecopia, o essere fotocopiate, secondo accordo reci-proco, immediatamente dopo ciascuna prova. Su-bito dopo la prova, ciascuna delle parti interessatedeve ricevere una serie completa di registrazioni.

Misure supplementariQualora si dovesse riscontrare un errore duranteuna prova, che viene corretto in un tempo relativa-mente breve, la prova può continuare. In tal caso sidevono prendere delle misure supplementari, se ne-cessario, a condizione che la correzione implicatapossa sempre essere calcolata con sufficiente preci-sione (per es. piccole variazioni nella differenza ter-minale di temperatura del condensatore, l’arresto diun riscaldatore o errori degli strumenti di misura).Qualora una valvola di controllo che deve restarechiusa al carico di prova dovesse aprirsi a causadi variazioni del carico, o dovessero verificarsi perun tempo limitato delle grandi variazioni inam-missibili nelle condizioni di prova, questo periododi prova può essere omesso di conseguenza pre-vio reciproco accordo tra le parti interessate allaprova, a condizione che il periodo restante soddi-sfi le prescrizioni di cui in 3.8.3. Diversamente laprova deve essere ripetuta.Nel corso delle prove si raccomanda di osservarepressioni e temperature di uno o più stadi di tur-bina, poiché queste possono servire a scoprire imotivi di incoerenza tra le prove.

3.8.4 Reading of integrating measuring instrumentsThe mean values of the electrical output and themass flow can also be determined by integratingmeasuring instruments by dividing the differencein the readings at the beginning and at the endof a test by the corresponding time interval.All integrating measurement instruments shouldbe read simultaneously. Related indicatingmeasurement instruments should be read at ornearly at the same time.It is advisable to take simultaneous readings ofall integrating instruments at regular intervalsduring the test. This will enable checks for con-sistency to be made and permits the period forevaluation to be adjusted, if required, after theconclusion of the test.All observations should begin somewhat beforeand stop somewhat after the intended test peri-od provided all operating conditions remainconstant.

3.8.5 Alternative methodsAlternative methods are presented in these rulesfor conducting certain details of the test. Thetest report shall state which alternative has beenemployed.

3.8.6 Recording of testsEach observer shall record his actual observa-tions. All records shall be made with carboncopies, at least in duplicate, or by mutualagreement be photo-copied immediately aftereach test-run. Immediately after the test eachinterested party shall receive a complete setof records.

3.8.7 Additional measurementShould a deficiency be found during a test,which is rectified within a relatively short time,the test may be continued. In this event supple-mentary measurements shall be taken, if neces-sary, provided always that the correction in-volved can be calculated sufficiently accurately(e. g., small variations in the terminal tempera-ture difference of the condenser, a heater cut-outor deficiencies of measuring instruments).Should a control valve which ought to beclosed at test load open because of fluctuationsin load, or should inadmissibly large fluctua-tions in test conditions arise during a limitedperiod, this period of the test may subsequentlybe omitted by mutual agreement of the partiesto the test, provided the remaining period fulfilsthe requirements of 3.8.3. Otherwise the testhas to be repeated.

It is recommended that one or more stage pres-sures and temperatures be observed during thetests, since these may serve as a means of dis-closing reasons for any inconsistencies.


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Calcoli preliminariI calcoli preliminari delle correzioni e dei risultatidi prova si devono effettuare immediatamentedopo la prova per confermare la validità dei datirilevati.

Coerenza delle proveSe durante una prova o durante il calcolo dei ri-sultati di una serie di prove si riscontrano incoe-renze importanti, la prova o le prove devono es-sere rifiutate, totalmente o in parte, se nondiversamente concordato.

Ripetizione delle prove di accettazioneSe le prove di accettazione non risultano soddi-sfacenti, il fornitore deve avere la possibilità diapportare modifiche e ripetere la prova a sue spe-se. Una ripetizione può anche essere richiesta dauna delle parti interessate al contratto, se i risultatisuscitano qualche dubbio.Se il fornitore, per motivi di sua responsabilità, haeffettuato, in seguito alla prova di accettazione,modifiche che rendono probabile che i valori del-la garanzia non saranno rispettati entro un margi-ne ragionevole, le prove di accettazione possonoessere ripetute su richiesta dell’acquirente.

TECNICHE DI MISURA E STRUMENTI DI MISURA

Generalit�

Strumenti di misuraGli strumenti conformi a una o più delle catego-rie che seguono sono ammessi per le prove diaccettazione:a) strumenti di misura calibrati da un organismo

ufficiale;b) strumenti di misura che sono stati calibrati per

confronto con strumenti di misura calibrati uf-ficialmente da un organismo ufficiale;

c) strumenti di misura normalizzati di precisionenota;

d) altri strumenti di misura omologati di precisio-ne nota, l’uso dei quali è stato concordato trale parti contraenti.

La Tab. 2 indica i tipi di strumenti disponibili perle prove di accettazione.Le configurazioni tipo per un impianto sono illu-strate nelle Fig. 2 e 3.Se vengono utilizzati dei trasduttori, essi devonoavere una gamma di misura conveniente e unaprecisione dimostrata equivalente a quella dellastrumentazione abituale.Gli strumenti di misura e i trasduttori possono esseredotati di dispositivi che permettano loro di collegarsiad un sistema di registrazione dei dati automatico.

3.8.8 Preliminary calculationsPreliminary calculations of corrections and testresults shall be conducted immediately after thetest in order to confirm the validity of the datataken.

3.8.9 Consistency of testsShould serious inconsistencies arise, either dur-ing a test or during the computation of resultsfrom a series of tests, the test or tests shall berejected, in whole or in part, unless otherwiseagreed.

3.9 Repetition of acceptance testsShould the acceptance test result be unsatisfac-tory, the supplier shall be given an opportunityto make modifications and to repeat the test athis own expense. A repetition may also be re-quested by one of the parties to the contract ifjustified by doubts about the results.If the supplier, for reasons which are his re-sponsibility, has made modifications followingthe acceptance test which make it probable thatguarantee values will no longer be met within areasonable margin, the acceptance tests may berepeated at the request of the purchaser.

4 MEASURING TECHNIQUES AND MEASURING INSTRUMENTS

4.1 General

4.1.1 Measuring instrumentsInstruments conforming to any one or more ofthe following categories are permitted for ac-ceptance tests:a) measuring instruments calibrated by an offi-

cial authority;b) measuring instruments, which have been cali-

brated by comparison with officially calibratedmeasuring instruments by an official authority;

c) standardized measuring instruments withknown accuracy;

d) other approved measuring instruments withknown accuracy, the use of which has beenagreed upon between the parties to the contract.

Table 2 indicates the available types of instru-mentation for acceptance tests.Typical arrangements in a plant are illustratedin Figures 2 and 3.If transducers are used, they shall have a suita-ble range and a demonstrable accuracy equiva-lent to usual instrumentation.

Measuring instruments and transducers may beequipped with devices to enable them to recordon a data logging system.


Data logging systems for automatic correctionand recording of measured values may be used.They may also be used for subsequent process-ing of these values. Their dependability andcorrectness of operation has to be checked orproven in advance.

4.1.2 Measuring uncertaintyThe measurement of each quantity entering intothe computation of the test result is liable tosome degree of error. The test result is subject toa degree of uncertainty depending on the com-bined effect of all these errors of measurement.The measuring uncertainty of the instrumentsand procedures has to be clearly verified bysufficient general information or, if necessary,by special determination. This particularly ap-plies to remote measuring systems and automat-ic data-collecting systems.The uncertainty level for each individual meas-urement shall be chosen in reasonable relation-ship with the influence of the reading on thetest result.Data are given in Table 2 for the measuring uncer-tainty that can be expected for the individual meas-ured variables according to general experience.The measuring uncertainty of the test resultscan be calculated from the uncertainties of theindividual measurements according to Clause 7.

4.1.3 Calibration of instrumentsInstruments requiring calibration shall be cali-brated before the test. Certificates shall be avail-able to the parties before the test. Any recalibra-tion after the test shall be a matter foragreement between the parties.

4.1.4 Alternative instrumentationBy mutual agreement of the parties to the test,advanced instrument systems such as those us-ing electronic devices or mass-flow tech-niques, may be used as alternatives to themandatory instrument requirements, providedthat the application of such systems has dem-onstrated accuracy equivalent to that requiredby these rules.

4.1.5 Mercury in instrumentationMercury and compounds of mercury react withcomponent materials and cause environmentalproblems. The very low vapour pressure ofmercury presents a serious health hazard ifspillage occurs. The greatest care and strict ad-herence to all applicable regulations concerningmercury is necessary. If mercury is used the fol-lowing precautions should be taken:a) keep instrument valves closed except dur-

ing test runs.

Possono essere utilizzati sistemi automatici di re-gistrazione dei dati per la correzione automatica ela registrazione dei valori misurati. Questi posso-no essere utilizzati anche per successive procedu-re con questi valori. La loro affidabilità e precisio-ne di funzionamento devono essere verificate oprovate prima del loro uso.

Incertezza delle misureLa misura di ciascuna grandezza che rientra nelcalcolo del risultato di prova può comportare uncerto grado di errore. Il risultato di prova è sog-getto ad un grado di incertezza che dipendedall’effetto combinato di tutti gli errori di misura.L’incertezza di misura di strumenti e procedure deveessere verificata chiaramente in base a un numerosufficiente di informazioni di ordine generale o, senecessario, mediante un metodo di determinazionespeciale. Questo si applica in particolare a sistemi dimisura a distanza ed ai sistemi di acquisizione deidati automatici.Il livello di incertezza per ciascuna singola misuradeve essere scelto in funzione dell’effetto della lettu-ra sul risultato di prova.I dati relativi all’incertezza di misura che può essereprevista per ciascuna variabile misurata in funzionedell’esperienza generale, sono indicati nella Tab. 2.L’incertezza di misura dei risultati di prova puòessere calcolata a partire dalle incertezze dellesingole misure conformemente all’art. 7.

Taratura degli strumentiGli strumenti che necessitano di taratura devono es-sere tarati prima della prova. I certificati devono esse-re a disposizione delle parti interessate prima dellaprova. Qualsiasi nuova taratura dopo la prova deveessere oggetto di accordo tra le parti interessate.

Strumentazione alternativaPrevio accordo reciproco tra le parti interessate allaprova, si possono utilizzare, in alternativa alla stru-mentazione obbligatoria prescritta, sistemi di stru-mentazione avanzata quali quelli che utilizzano di-spositivi elettronici o tecniche di integrazione dellaportata di massa, a condizione che l’applicazione ditali sistemi abbia dimostrato una precisione equiva-lente a quella richiesta da queste regole.

Mercurio nella strumentazioneIl mercurio e i composti del mercurio reagisconocon i materiali dei componenti e causano problemiambientali. La tensione di vapore molto bassa delmercurio presenta un serio pericolo per la salute sesi verificano fuoriuscite. È necessaria un’estremaprudenza e un rigoroso rispetto di tutte le regole ap-plicabili relative al mercurio. Se si usa il mercurio, sidevono prendere le precauzioni seguenti:a) mantenere le valvole degli strumenti chiuse,

eccetto durante le prove.


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Schema relativo alla collocazione ed al tipo di strumen-tazione di prova (impianto a combustibile fossile)

LEGENDA

a Valore della tenuta a laboratoriob Valore per il preriscaldamento dellÕolio e la polverizzazionec Valore della tenutad Preriscaldamento dellÕariae Caldaia del vapore ausiliariof Turbinag Condensatore 1h Condensatore 2i Generatore

Fig.2 Diagram showing location and type of test instru-mentation (fossil fuel plant)

CAPTION

a Gland sealing steamb Oil-preheater-and atomazing-steamc Gland steamd Air preheatere Boiler of auxiliary steamf Turbineg Condenser 1h Condenser 2i Generator


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Fig. 3 Diagram showing location and type of test instru-mentation (nuclear plant)

CAPTION

a Netb Station auxiliaryc Gross

Schema relativo alla collocazione ed al tipo di stru-mentazione di prova (impianto nucleare)

LEGENDA

a Nettob Ausiliari della stazionec Lordo


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Strumentazione ammessa per le prove di accettazio-ne e incertezza media di misura che ne risulta

Tab. 2 Acceptable instrumentation for acceptance testsand resulting average uncertainties

Rif.

Ref.

Grandezza misurataMeasuredVariable

Strumento di misura

Measuring Instrument

Classe di precisioneAccurancyClass

Intervallo di misuraRange

Incertezza media di misura

Averange Measuring Uncertainty

OsservazioniRemarks

1

PressionePressure

Manometro a peso mortoDeadweight gauge P > 2 bar ±0,3%

2 Trasduttore tarato per la provaTransducer calibrated for test

Per tutte le pressioni

For all pressures±0,3% –0,5%

3 Manometro Bourdon tarato per la provaBourdon gauge calibrated for test 0,3% P > 2 bar ±0,3% –0,6%

4 Manometro Bourdon taratoBourdon gauge calibrated 0,6% P > 2 bar ±1%

5 Manometro a mercurioMercury manometer P < 2 bar ±1 mm In base alla

lunghezzadella colonna di

liquidoOn length of

liquid column

6 Manometro a liquidoLiquid manometer P < 2 bar ±1 mm

7Pressione

differenziale

Differntial pressure

Manometro a liquidoLiquid manometer h > 100 mm ±1 mm

8

Trasduttore di pressione differenziale tarato per la prova

Differential pressure transducer calibrated for test

Per tutte le pressioni

differenzialiFor all

differential pressures

±0,3% –0,5%

9

Temperatura

Temperature

Termocoppie tarateThermocouples calibrated

t £ 300 °C ±1Kt > 300 °C ±0,5%

10 Termometro a resistenza taratoResistance thermometer calibrated

0< t £100 °C ±0,2Kt > 100 °C ±0,5 %

11Termometro a mercurio in vetro

graduato in 0,1 °C, taratoMercury-in-glass-thermometer graduated

0,1 °C calibrated

0,10 °C t < 100 °C ±0,1K

12 Portataprincipal

ePrimary

flow

Dispositivi di misura della pressione differenziale normalizzati

Standardized differential pressure devices0,75 – 1,5* ISO 5167

13Dispositivi di misura della pressione

differenziale taratiCalibrated differential pressure devices

14

Portatad’acqua

diraffreddamentoCooling

water flow

Flussometro a mulinelloVane type flow meter D > 1000 IEC 41

15

PotenzaelettricaElectrical

output

Metodo dei due wattmetriTwo-wattmeter method

Trasformatori tarati per la provaInstrument trasformers calibrated for test 0,2%

Apparecchi di misura tarati per la prova al carico di prova

Instrument calibrated for test at test load0,2% 0,1% – 0,2%

16

Metodo dei tre wattmetriThree-wattmeter method

Trasformatori tarati per la provaInstrument transformers calibrated for test 0,2% 0,1% – 0,2%

Apparecchi di misura tarati per la provaInstrument calibrated for test 0,2%

(*) La precisione di misura della portata principale � essenziale per lÕincertezza di misura del risultato di prova, conformemente alla Tab. 3, ed ildispositivo di misura della pressione differenziale deve essere scelto di conseguenza.The accuracy of the primary ßow measurement is decisive for the measuring uncertainty of the test result according to Table 3 and the pressure differential deviceshall be chosen accordingly.


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b) Installare elettrovalvole a chiusura rapida sul-le linee di raccordo degli strumenti di misuradi pressione, per isolare automaticamente i si-stemi difettosi.

c) Utilizzare trappole (filtri) di mercurio doppie.d) Collocare l’elemento di misura della portata prin-

cipale nella parte a bassa temperatura del ciclodell’acqua di alimento delle centrali nucleari, selontano dal sistema di alimentazione a vapore.

Misura della potenza

Determinazione della potenza meccanica della turbinaLa potenza meccanica della turbina a vapore puòessere determinata con una delle tecniche se-guenti:a) misurando la potenza ai morsetti del genera-

tore (vedi 4.2.4) e aggiungendo le perdite delgeneratore elettrico;

b) misurando la coppia e la velocità di rotazione.Sono ammessi i dinamometri ad assorbimentoo a torsione, a condizione che si prendanoprecauzioni nella loro costruzione e nel loroutilizzo per garantirne la precisione. Ciò com-prende i generatori elettrici o a corrente diFoucault, la cui potenza assorbita viene misu-rata mediante la reazione dello statore.Se ausiliari della turbina, quali le pompedell’olio di regolazione e di lubrificazione,ecc., sono azionati da una sorgente di energiaesterna, la potenza da loro richiesta deve es-sere dedotta dalla potenza della turbina all’ac-coppiamento in modo da determinare la po-tenza netta al giunto della turbina.

b) Install quick closing solenoid valves in in-strument pressure sensing lines to close au-tomatically on system upsets.

c) Employ double mercury traps. d) Locate the primary flow element in the low

temperature part of the feed water cycle ofnuclear plants where it is remote from thesteam supply system.

4.2 Measurement of power

4.2.1 Determination of mechanical turbine outputThe mechanical output of the steam turbine canbe determined by one of the following fourtechniques:a) by measuring the output at the generator

terminals (see 4.2.4) and adding the genera-tor losses;

b) by measuring torque and speed.Absorption or torsion dynamometers are per-missible, provided precautions arc taken intheir construction and use to ensure accura-cy. This includes electric or eddy-currentgenerators, the input of which is measuredby the reaction of the stator.

If auxiliary power services of the turbine,such as governor and lubricating oil pumps,are driven from an external energy supply,their power requirements shall be deductedfrom the turbine output at the coupling inorder to determine the net output at the tur-bine coupling.

17 CorrenteCurrent

AmperometroAmmeter 0,2% IEC 41

18 TensioneVoltage

VoltmetroVoltmeter 0,2% IEC 41

19

Potenzameccanic

aMechanica

l output

Dinamometro a torsione o metodo termodinamico per le pompe

Torsion dynamometer or thermodynamic method for pump

circaapproximately ±2%

20

Velocità di

rotazioneSpeed

Tachimetro manualeManual tachometer

Gamma di taraturaRange of

calibration

±1,0%

21 Misuratore di giri manualeManual revolution meter


calibration

±0,5%

22 Misuratore di giri elettricoElectronic revolution meter


calibration

±0,1%

23Pressione ambiente

Ambientpressure

Barometro di precisionePrecision barometer ±0,2 mbar

Rif.

Ref.

Grandezza misurataMeasuredVariable

Strumento di misura

Measuring Instrument

Classe di precisioneAccurancyClass

Intervallo di misuraRange

Incertezza media di misura

Averange Measuring Uncertainty

OsservazioniRemarks


c) stabilendo un bilancio energetico della turbi-na a vapore;La potenza si ottiene dalla somma algebrica ditutte le portate di energia che passano attra-verso l’inviluppo del bilancio energetico stabi-litosi attorno alla turbina a vapore(1);

d) stabilendo un bilancio energetico della mac-china azionata (per es. compressore, pompa).La potenza si ottiene dalla somma algebrica ditutti i flussi di energia che passano attraversouna superficie di inviluppo tracciata attornoalla macchina azionata(1).

Misura della potenza della pompa di alimento della caldaiaPer una valutazione completa e per la correzione deirisultati di prova conformemente alla definizione del-la garanzia, è normalmente necessario misurare lapotenza consumata dalle pompe di alimento dellacaldaia. Essa corrisponde all’aumento di entalpiadell’acqua(2), ed eventualmente alla potenza consu-mata dagli accoppiatori idraulici e dai variatori di ve-locità se le pompe sono comandate direttamentedall’albero principale, o da una turbina a vapore ausi-liaria azionata da spillamenti della turbina principale.Se la pompa di alimento della caldaia è azionatada una turbina ausiliaria, fornita sotto la responsa-bilità del costruttore della turbina principale edalimentata dal vapore della turbina principale, op-pure se è azionata direttamente dall’albero princi-pale, è generalmente necessario, secondo i valorigarantiti, misurare la potenza consumata dallapompa, che corrisponde all’aumento di entalpiadell’acqua e le perdite meccaniche, ed eventual-mente la potenza consumata dagli accoppiatoriidraulici e dai variatori di velocità.Se non è possibile utilizzare un dinamometro (vedi4.2.1), la potenza della pompa si determina meglio apartire dall’aumento dell’entalpia specifica attraversola pompa e moltiplicato per la portata di massa.Poiché l’aumento di temperatura attraverso la pom-pa è modesto, è necessario un alto grado di preci-sione nelle misure della temperatura (per es. ter-mocoppie multiple collegate in serie o termometria resistenza collegati in modo differenziale). In as-senza di misure precise, i valori del rendimentodella pompa forniti dal costruttore possono essereusati insieme alla portata di massa e all’aumento dipressione misurati, ma, salvo il caso in cui si basi-no su prove effettuate sull’intero campo di carico,essi possono essere oggetto di controversie.La portata dell’acqua di tenuta e/o la portata d’ac-qua di iniezione devono essere attentamente consi-derate nella determinazione della portata di massa.

(1)Flussi di energia non significativi, come il calore dissipatonellÕambiente a causa della conduzione e della radiazione, pos-sono essere stimati, nella maggior parte dei casi, con sufficienteprecisione e non � necessario misurarle.

(2) In molti casi, le perdite meccaniche e le perdite di calore dellapompa possono essere trascurate.

c) by establishing an energy balance of thesteam turbine;The output is derived from the algebraic sumof all energy flows passing through the ener-gy balance envelope established around thesteam turbine(1);

d) by establishing an energy balance of a driv-en machine (e.g. compressor, pump).The output is derived from the algebraic sumof all energy flows passing through the ener-gy balance envelope established around thesteam turbine(1).

4.2.2 Measurement of boiler feed pump power

For a complete evaluation and for correction ofthe test results according to the guarantee defi-nition, it is normally necessary to measure thepower consumed by boiler feed pumps. It cor-responds to the increase in the enthalpy of thewater(2), and possibly the power consumed bythe hydraulic couplings and speed changers ifthe pumps are driven directly from the main-shaft, or by an auxiliary steam turbine driven bya bleed from the main turbine.If the boiler feed pump is driven by an auxiliaryturbine, delivered under the responsibility ofthe manufacturer of the main turbine, and fedby steam from the main turbine, or is driven di-rect from the main shaft, it is, according to theguarantee values, normally necessary to meas-ure the power consumed by the pump, corre-sponding to the increase of the enthalpy of thewater and the mechanical losses, and possiblythe power consumed by the hydraulic cou-plings and speed changers.If the use of a dynamometer (see 4.2.1 ) is notpracticable, the pump power is best determinedfrom the rise in specific enthalpy across thepump multiplied by the mass flow.Since the temperature rise across the pump issmall, a high degree of precision is needed inthe temperature measurement (e. g. multiplethermocouples connected in series or resistancethermometers in differential connection). In theabsence of precise measurements, values ofpump efficiency supplied by the manufacturermay be used in conjunction with the measuredflow and pressure rise, but unless they arebased on tests over the full range of load, theymay be open to question.Sealing water flow and/or injection water flowhas to be duly considered in the determinationof the mass flow.

(1)Insignificant energy flows, for example, heat dissipated to theenvironment due to conduction and radiation, can in mostcases be estimated with sufficient accuracy and need not bemeasured.

(2) In many cases mechanical losses and heat losses of the pumpcan be neglected.


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Le perdite di potenza nei cuscinetti della pompa, ne-gli accoppiatori idraulici e negli ingranaggi condutto-ri equivalgono al calore prelevato dall’acqua di raf-freddamento dell’olio. Le perdite di radiazioni sonoin genere trascurabili.Se è in servizio più di una pompa, può non esserepossibile misurare singolarmente la portata dell’acquao le perdite meccaniche nei cuscinetti, negli accoppia-tori e negli ingranaggi conduttori. Tuttavia, la potenzatotale consumata dalle pompe di alimento della calda-ia in servizio è tutto quello che serve per una prova diaccettazione.La potenza consumata da una pompa azionata dauna macchina elettrica rotante può essere deter-minata in base alla potenza consumata dal moto-re, tenendo conto del rendimento di quest’ultimoin base alle informazioni fornite dal costruttore, edalla misura della potenza consumata dai cusci-netti, dagli accoppiatori idraulici e dagli ingranag-gi conduttori.Se la turbina ausiliaria che aziona la pompa è aldi fuori alla responsabilità del fornitore della tur-bina principale, può essere sufficiente misurare laportata e le condizioni del vapore di spurgo.

Determinazione della potenza elettrica di un turbogeneratoreLa potenza netta di un turbogeneratore è definitadalla formula seguente:

Quando un ausiliario del turbogeneratore è coman-dato da un motore elettrico, la potenza Pa è la poten-za erogata al motore. Ciò si applica sia se la potenzaproviene dai morsetti del generatore elettrico a valledel punto in cui Pb viene misurata, sia se provieneda un’alimentazione fornita separatamente(1).Quando un ausiliario del turbogeneratore è azio-nato da altri mezzi, per esempio una pompa ouna eccitatrice accoppiata da una macchina motri-ce, la potenza Pa è l’ingresso di potenza nel giun-to di accoppiamento.Quando l’eccitazione è derivata dai morsetti delgeneratore in un punto a valle del punto di misu-ra della potenza Pb, o da qualche altra sorgente,Pa è la potenza assorbita dall’apparecchiatura dieccitazione.Quando il turbogeneratore e gli impianti di con-densazione e di riscaldamento dell’acqua di ali-mento sono garantiti come unico complesso, leprescrizioni relative alla potenza del condensatoree degli ausiliari di riscaldamento dell’acqua di ali-mento devono essere trattati conformemente aitermini del contratto.

(1) Ci� non si riferisce alla Pubblicazione IEC 34-2.

The power losses in the pump bearings, thehydraulic coupling and the gear drive areequivalent to the heat picked up in the oilcooling water. Radiation losses are generallynegligible.If more than one pump is in service, it maynot be practicable to measure the wate flowor the mechanical losses in the bearings, cou-plings and gear drives individually. However,the total power consumed by the boiler feedpumps in service is all that is needed for anacceptance test.The power consumed by a pump driven by arotating electrical machine can be determinedfrom the power consumed by the motor, havingregard to the efficiency of the latter accordingto information supplied by the manufacturer,and from the measurement of the power con-sumed by the bearings, the hydraulic couplingand the gear drive.If the auxiliary turbine driving the pump is out-side the responsibility of the supplier of the mainturbine, it may be sufficient to measure the flowrate and the condition of the bled steam.

4.2.3 Determination of electrical power of a turbine generatorThe net power of a turbine generator is definedby the following formula:

(9)

Where an auxiliary of the turbo-generator is driv-en by an electric motor, the power Pa is the pow-er delivered to the motor. This applies whetherthe power is derived from the generator terminalsdownstream of the point where Pb is measured orfrom a separately generated supply(1).Where an auxiliary of the turbo-generator isdriven by other means, for example, a pump orexciter driven by a prime mover, the power Pais the power input to the coupling.

Where excitation is derived from the generatorterminals at a point downstream of the pointwhere the power Pb is measured or from someother source, Pa is the power input to the exci-tation equipment.When the turbine generator, condensing andfeed water heating plant are guaranteed as acombined unit, the power requirements of thecondenser and feed water heating auxiliariesshall be treated in accordance with the terms ofthe contract.

(1)This does not refer to IEC 34-2.

Pg Pb PaÐ=


4.2.4 Measurement of electrical powerFor a three-phase generator with the neutral di-rectly earthed (grounded) or with the fourlinesystem, the unit power shall be measured bythe three-wattmeter method.For a three-phase generator with neutralearthed (grounded) through resistance, reac-tance, or transformer with resistance, the unitpower may be measured by the two-wattmetermethod, but preferably by the three-wattmetermethod. In all instances, watthour meters maybe used in place of wattmeters.A double measurement of the electrical power,if practicable, including the duplication of volt-age and current transformers, has advantagesfor improvement of accuracy.

4.2.5 Electrical instrument connectionsThe instrument transformers shall be connectedinto the lines from the generator as near to thegenerator terminals as practicable and on the gen-erator side of any external connections by whichpower can enter or leave the generator circuit.The leads to the meters shall be arranged insuch a manner that they will not influence themeter readings by reason of inductance or anyother such cause. Inductance may bc eliminatedby braiding the wires of each pair of conductorsfor at least 1m from the position where the in-struments are located. It is desirable to checkthe whole arrangement of meters for strayfields, not only from the instrument leads butalso from any other source.

The calibration of the transformers shall bemade wherever practicable with the same in-struments and wiring impedance as in the tests.The wiring influence of the voltage circuit shallnot cause a significant error in measurement ofthe power output which will be compared withthe guarantee. The choice of cross-sectionalarea of the wiring shall take into account thelength of the wire, the influence of the voltagetransformers and the resistance of safety fusesin the circuit. The errors due to wiring resist-ance (including fuses) shall always be takeninto account.

4.2.6 Electrical instrumentsSinglephase or polyphase portable precisionwattmeters, or singlephase or polyphase porta-ble precision watthourmeters shall be used withappropriate voltage and current transformers formeasuring electrical output. Any error in eachwattmeter or watthourmeter shall not exceed0,2% of the reading.

Misura della potenza elettricaPer un generatore elettrico trifase con neutro mes-so direttamente a terra o con un sistema a 4 linee,la potenza dell’unità deve essere misurata con ilmetodo dei tre wattmetri.Per un generatore trifase con il neutro messo aterra attraverso una resistenza, una reattanza o untrasformatore con resistenza, la potenza dell’unitàpuò essere misurata con il metodo dei due watt-metri, o, di preferenza, con il metodo dei tre watt-metri; in tutti i casi, si possono usare i wattorame-tri al posto dei wattmetri.Quando possibile una misura doppia della poten-za elettrica, che comprenda la duplicazione deitrasformatori di tensione e di corrente, presentavantaggi per il miglioramento della precisione.

Connessioni degli strumenti elettriciI trasformatori di misura devono essere collegatisulle linee provenienti dal generatore il più vicinopossibile ai morsetti e a monte di qualsiasi connes-sione esterna tramite la quale possa entrare o usci-re potenza dal circuito del generatore elettrico.I conduttori di connessione agli apparecchi di misu-ra devono essere disposti in modo da non influen-zare le letture degli apparecchi di misura per indu-zione o per altra causa analoga. L’effetto diinduzione può essere eliminato intrecciando i cavidi ciascuna coppia di conduttori per almeno 1 m apartire dalla posizione in cui gli strumenti sono col-locati. Si consiglia di verificare che il complesso de-gli apparecchi di misura non sia soggetto a campidispersi, provenienti non solo dai conduttori diconnessione ma anche da qualsiasi altra sorgente.La taratura dei trasformatori deve essere effettuata perquanto possibile con gli stessi strumenti e con cavidella stessa impedenza dei cavi utilizzati nella prova.L’influenza dei cavi del circuito di misura della ten-sione non deve causare un errore significativo nel-la misura della potenza del turbogeneratore chedeve essere paragonata con quella della garanzia.La scelta della sezione trasversale del cavo deve te-nere conto della lunghezza dei cavi, dell’influenzadei trasformatori di tensione e della resistenza deifusibili di sicurezza nel circuito. Gli errori dovutialla resistenza dei cavi (compresi i fusibili) devonoessere sempre presi in considerazione.

Strumenti elettriciI wattmetri di precisione portatili monofase o po-lifase, o i wattmetri di precisione portatili monofa-se o polifase devono essere usati con trasformato-ri di tensione e corrente appropriati per la misuradella potenza elettrica. L’errore in ciascun watt-metro o wattorametro non deve superare lo 0,2%del valore letto.


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Portable ammeters, voltmeters and wattmetersshall be included in the measuring circuits toestablish that the generator load conforms torated conditions during the tests and to measurethe current, voltage and power factor.For the environmental conditions of the instru-mentation see 3.2 point e) (second paragraph).The recording time of watthourmeters shall bemeasured in a manner such that any inaccuracywill not exceed 0,03%. Watthourmeter readingsshall be recorded during the test at regular in-tervals (at least every 5 min).

4.2.7 Instrument transformersInstrument current and potential transform-ers of appropriate rating and accuracy charac-teristics, specially intended for test purposes,should be used. Values of ratio andphase-angle corrections for the conditions ofloading equivalent to the test instruments andleads used during the test shall be obtainedby a recognized calibration procedure to cov-er the range of test values of current and volt-age. Instrument transformers shall be usedwhich have no burden other than that of thetest instrurnents and leads. Otherwise, it hasto be confirmed that the permissible burdenis not exceeded.

4.3 Flow measurement

4.3.1 Determination of ßows to be measuredIn an acceptance test the flows to be measuredcan be divided in two categories:

Primary flows:flows which are in direct relation to the poweroutput and whic must be measured with a cor-responding degree of precision (see 7.4).To verify the accuracy of measurement of theprimary flows, it is recommended that they bemeasured simultaneously in at least two differ-ent locations, and the readings compared.

Secondary flows:flows which are necessary for the operation of theplant and which shall be taken into account in theadjustment of the measured values of the primaryflows in order to determine the turbine initialsteam and reheat steam flows.

4.3.2 Measurement of primary water ßowThe measurement of primary flow may bemade:a) by means of standardized or calibrated ori-

fices or nozzles; b) by direct weighing using tanks and suitable

scales;c) by means of calibrated volumetric measur-

ing tanks.

Nei circuiti di misura devono essere inclusi ampero-metri, voltmetri e wattmetri portatili per stabilire cheil carico del generatore sia conforme alle condizioninominali durante le prove e per misurare la corren-te, la tensione e il fattore di potenza.Per le condizioni ambientali della strumentazione, ve-dere 3.2, punto e), secondo alinea.Il tempo di misura dei wattorametri deve esseremisurato in modo tale che qualsiasi imprecisionenon superi lo 0,03%. Le letture dei wattorametridevono essere registrate durante la prova ad in-tervalli regolari (almeno ogni 5 min).

Trasformatori di misuraSi devono utilizzare trasformatori di corrente e ditensione con caratteristiche nominali e classe diprecisione appropriate, specialmente previsti perle prove. Il valore delle correzioni per errore dirapporto e l’angolo di fase per condizioni di cari-co equivalenti agli strumenti e ai conduttori utiliz-zati durante la prova devono essere ottenuti, me-diante una procedura di taratura concordata, inmodo da coprire il campo dei valori di prova del-la corrente e della tensione. I trasformatori di mi-sura non devono sopportare altro carico se nonquello degli strumenti di misura e dei conduttori.In caso contrario, si deve confermare che il caricoammissibile non è stato superato.

Misura delle portate

Determinazione delle portate da misurareNell’effettuare una prova di accettazione, le portateda misurare possono essere divise in due categorie:

Portate principali:portate direttamente proporzionali alla potenza for-nita e che devono essere misurate con un corrispon-dente grado di precisione (vedi 7.4). Per verificare la precisione di misura delle portateprincipali, si raccomanda di misurarle simultanea-mente in almeno due posti diversi e paragonarne irisultati.

Portate secondarie:portate necessarie per il funzionamento dell’im-pianto e che devono essere prese in considerazio-ne nella correzione dei valori misurati delle portateprincipali, per calcolare la portata di vapore all’am-missione e la portata di vapore risurriscaldato.

Misura della portata dÕacqua principaleLa misura della portata d’acqua principale può es-sere effettuata:a) mediante boccagli o diaframmi tarati o nor-

malizzati;b) mediante pesata diretta con serbatoi e bilance

appropriati;c) mediante serbatoi tarati per misura volumetrica.


It is seldom practicable or economical to em-ploy weigh tanks or volumetric tanks for thetesting of the large units installed in modernpower stations. The usual method of determin-ing flows is by means of differential pressuredevices.

4.3.2.1 Differential pressure devices four measuring primary water or steam ßowStandardized or calibrated differential pressuredevices may be used to measured flow.A choice can be made frorn among the follow-ing recommended devices: a) sharp-edged orifice plate (see ISO 5167);

b) wall tap nozzle (see ISO 5167);

c) elliptical throat tap nozzle. This deviceis not covered by ISO 5167 but as it hasnow become established as an instru-ment of precision; full details are givenin Appendix B.

The diameter ratios of the differential pressuredevices shall be selected with due considera-tions of the resulting measuring uncertainty.During the passage of the water through the ori-fices and nozzles either the pressure shall re-main not less than 250 kPa above the saturationpressure which corresponds to the measuredtemperature or the temperature of the flow shallremain not less than 15 K below the saturationtemperature corresponding to the lowest abso-lute pressure in the measuring device.

4.3.2.2 Calibration of differential pressure devices for water ßow

If a differential pressure device has to be cali-brated, this should preferably be done withflow conditions corresponding to the samerange of Reynolds numbers that will prevail inthe turbine tests. However, the laboratory facili-ties at present available are not capable ofachieving values of Reynolds numbers as greatas those associated with test flow conditions formodern large steam turbines. The necessary ex-trapolation of the discharge coefficient and theresulting difference of the measured and extrap-olated value shall be considered in the determi-nation of the measuring uncertainty.Calibration is to be conducted with the up-stream and downstream piping comprising theflow section to be used in the test, including theflow straightener if used.It should be demonstrated during calibrationthat a pressure difference device is capable ofrepeating selected calibration points with suffi-cient accuracy.

Per le prove relative alle grandi unità installatenelle centrali elettriche moderne è raramente pra-tico o economico utilizzare serbatoi di pesata oserbatoi volumetrici. Il metodo usuale per deter-minare le portate è l’utilizzo di dispositivi a pres-sione differenziale.

Dispositivi a pressione differenziale per la misura della portata dÕacqua principale o della portata di vaporePer misurare le portate si devono utilizzare dispositi-vi a pressione differenziale tarati o normalizzati.Si può effettuare una scelta tra i dispositivi racco-mandati che seguono:a) diaframmi a bordi vivi in parete sottile (vedi

Norma ISO 5167);b) boccagli con prese di pressione a parete (vedi

Norma ISO 5167);c) boccagli ellittici con prese di pressione in go-

la. Questi dispositivi non sono trattati dallaNorma ISO 5167 ma attualmente sono ricono-sciuti come strumenti di precisione; particolaricompleti sono dati nell’Appendice B.

Il rapporto di diametro dei dispositivi a pressionedifferenziale deve essere scelto tenendo in debitaconsiderazione l’incertezza di misura che ne risulta.Durante il passaggio dell’acqua attraverso i dia-frammi e i boccagli, la pressione deve essere sem-pre di almeno 250 kPa superiore alla pressione disaturazione che corrisponde alla temperatura mi-surata oppure la temperatura del liquido deve es-sere almeno di 15 K al di sotto della temperaturadi saturazione corrispondente alla pressione asso-luta più bassa nel dispositivo di misura.

Taratura dei dispositivi a pressione differenziale per la portata dÕacquaSe un dispositivo a pressione differenziale deve esse-re tarato, questo deve accadere di preferenza in con-dizioni di portata corrispondenti allo stesso campo dinumeri Reynolds si troverà durante le prove della tur-bina. Tuttavia, le apparecchiature di laboratorio di-sponibili al momento non sono in grado di ottenerevalori di numeri di Reynolds grandi come quelli asso-ciati alle condizioni di prove di portata per le turbinea vapore moderne di grande potenza. L’estrapolazio-ne necessaria del coefficiente di scarico e la differen-za che risulta tra il valore misurato e quello estrapola-to, devono essere prese in considerazione per ladeterminazione dell’incertezza di misura.La taratura deve essere condotta con le tubazionia monte e a valle comprendenti la sezione di por-tata da usare per la prova, incluso il raddrizzatoredi portata, se utilizzato.Durante la taratura, si deve dimostrare che un di-spositivo a pressione differenziale è in grado di ri-petere i punti di taratura scelti con sufficiente pre-cisione.


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4.3.2.3 Inspection of differential pressure devicesIt is recommended that shortly before or afterthe test all differential pressure devices andtheir pipe sections used for measurement of pri-mary mass flow be inspected for condition (e.g.roughness), size (e.g. sharpness of edge for ori-fice plates), and general conformity with thestandard required. The outcome of this inspec-tion shall be recorded. If differential pressuredevices are not inspected, this shall be dulyconsidered in the evaluation of the test accord-ing to 5.2.3.1.

These differential pressure devices shall not beinstalled prior to the cleaning period beforecommissioning of the plant. They shall eitherbe fitted after cleaning or they shall be by-passed.In the case of condensing turbines, it is manda-tory that practical arrangements for inspectionbe provided for at least one differential pressuredevice for a primary mass flow, preferably thecondensate mass flow upstream of the deaera-tor. At least one differential pressure device hasto he inspected after the test if this is requiredby one party.

4.3.3 Installation and location of differential pressure devicesThe minimum requisite lengths of straight pip-ing upstream and downstream of the orifice ornozzle are influenced by the configuration ofthe piping before and after the straight sections;for particulars see the ISO Standard quoted.In special circumstances where rotational flowcan be expected or when the required straightlengths are not available, application of flowstraightens shall be considered. The incorrectuse of flow straighteners may lead to errors. Ifa flow straightener is used and straight pipelength is not sufficient, the measuring elementshall be calibrated with the complete straightpiping section upstream and downstream, theflow straightener included.

It is advisable that one of the flow-measuringdevices be located in the system at a pointwhere the temperature is less than 150 °C tominimize temperature effects, that is, thermalexpansion correction and any distortion of theprimary element.In order to reduce the possibility of thermal dis-tortion of the flow-measuring device, it is desir-able that the pipe and the flanges of the flowsection be made of corrosion-resistant materialhaving the same coefficient of expansion as theprimary element.

VeriÞca dei dispositivi a pressione differenzialeSi raccomanda che subito prima o subito dopo laprova tutti i dispositivi a pressione differenziale e leloro porzioni di tubazioni utilizzate per la misuradella portata di massa principale siano sottoposti aesame a vista per verificarne le condizioni (per es. laloro rugosità), le dimensioni (per es. i bordi vivi deidiaframmi) e la loro conformità generale alle normerichieste. I risultati di questo esame devono essereregistrati. Se i dispositivi a pressione differenzialenon vengono verificati, questo deve essere tenuto inconsiderazione nella valutazione della prova, con-formemente a quanto indicato in 5.2.3.1.Questi dispositivi a pressione differenziale nondevono essere installati prima del periodo di puli-tura che precede la messa in funzione dell’im-pianto. Devono essere installati dopo la pulituraoppure by-passati.Nel caso di turbine a condensazione, è obbligatoriofornire disposizioni pratiche per l’esame a vista di al-meno un dispositivo a pressione differenziale peruna portata di massa principale, di preferenza laportata di massa del condensato a monte del dega-satore. Almeno un dispositivo a pressione differen-ziale deve essere sottoposto a esame a vista dopo laprova, se richiesto da una delle parti interessate.

Installazione e collocazione dei dispositivi a pressione differenzialeLe lunghezze minime richieste delle tubazioni ret-tilinee a monte e a valle del diaframma o del boc-caglio sono influenzate dalla configurazione dellatubazione prima e dopo le sezioni rettilinee; per iparticolari vedere la Norma ISO citata.In circostanze particolari in cui si prevede un movi-mento di rotazione del fluido o quando non sonodisponibili le lunghezze rettilinee opportune, deveessere presa in considerazione l’applicazione diraddrizzatori di portata. Un uso improprio dei rad-drizzatori di portata può condurre a errore. Se siusa un raddrizzatore di portata, e la lunghezza ret-tilinea della tubazione non è sufficiente, l’elementodi misura deve essere tarato con la sezione com-pleta della tubazione rettilinea a monte e a valle,compreso il raddrizzatore di portata.Si consiglia di collocare uno dei dispositivi di mi-sura della portata nel sistema in un punto in cui latemperatura sia inferiore a 150 °C per ridurre glieffetti della temperatura, cioè la correzione per di-latazione termica e qualsiasi distorsione dell’ele-mento primario. Al fine di ridurre la possibilità di distorsione ter-mica del dispositivo di misura della portata, è au-spicabile che le tubazioni e le flange della sezionedi portata siano in materiale resistente alla corro-sione avente lo stesso coefficiente di dilatazionedell’elemento principale.


When a flow-measuring device for water flow isinstalled in a vertical run of pipe, a correctionmay be necessary to account for differences inaltitude between the two pressure-tapping pointsand differences in density between the waterflowing through the flow-measuring device andthe water in the pressure-tap lines.To minimize the difficulty of obtaining steadyflow, the flow-measuring device should notbe located at a pump discharge. Advantageshould be taken of the damping effect of anyexisting heat exchangers and long lengths ofpipe in the cycle. The location of theflow-measuring device should also be suchthat the effects of recirculating and bypassingflows are eliminated. If this is not practicable,extraneous flows shall be measured with suf-ficient accuracy.If the feedwater heating cycle includes a deaer-ator, it is recommend that the condensate flowentering it he measured. This eliminates anypossibility of heater leakage recirculatingthrough the flow-measuring device. If the cyclehas no deaerator, it is recommended that theflow he measured after it has passed throughthe low-pressure heaters and before it entersthe boiler feed pump. If the drains from thehigh-pressure heaters join the main condensateflow upstream of the flow-measuring device, itwill he necessary to measure the total drainflow from the high-pressure heaters and calcu-lated the extraction steam by heat balancearound the heaters to determine thehigh-pressure heater leakage.

For turbines using wet steam and heaters withpumped-ahead drains, a suitable double flowmeasurement may he required to determine ifany of the heaters leak. The location of the lowpressure if low measurement will depend onthe cycle arrangement. Heather leakage canalso be measured by using the tracer method.

4.3.4 Differential pressure measurementsThe measurement of the differential pressurenecessitates particular care. Manometer sys-tems shall be installed with the precautionslisted below.Measuring accuracy for primary flows can be in-creased by the use of two independent manom-eter systems.a) Connecting piping used between the pres-

sure taps and the manometers shall be notless than 6 mm inside diameter tubing of ma-terial which will minimize resistance damp-ing inside the piping.

Quando il dispositivo di misura della portata d’ac-qua è installato in una tubazione verticale, può ri-sultare necessaria una correzione per tener contodelle differenze di quota tra i due punti delle presedi pressione e delle differenze di densità tra l’acquache scorre attraverso il dispositivo di misura e l’ac-qua nelle tubazioni delle prese di pressione.Per ridurre la difficoltà nell’ottenere una portata stabi-le, il dispositivo di misura della portata non deve es-sere collocato alla mandata della pompa. Quando siinstalla il dispositivo di misura della portata, convieneapprofittare dell’effetto di smorzamento dato dagliscambiatori di calore e da lunghi tratti di tubazionenel ciclo. Il dispositivo di misura della portata deveinoltre essere collocato in modo tale che gli effettidelle portate di ricircolazione e di by-pass venganoeliminati. Se ciò non è possibile, le portate esterne de-vono essere misurate con una precisione sufficiente.Se il ciclo di riscaldamento dell’acqua di alimentocomprende un degasatore, si raccomanda di misura-re la portata del condensato che vi entra. Ciò elimi-na qualsiasi possibilità di ricircolazione delle fughedei riscaldatori attraverso il dispositivo di misura del-la portata. Se il ciclo non ha un degasatore, si racco-manda di misurare la portata dopo che è passata at-traverso i riscaldatori a bassa pressione e prima cheentri nella pompa di alimento della caldaia. Se i dre-naggi provenienti dai riscaldatori ad alta pressioneraggiungono la portata principale del condensato amonte del dispositivo di misura della portata, sarànecessario misurare la portata totale dei drenaggiprovenienti dai riscaldatori ad alta pressione e calco-lare il vapore di estrazione mediante bilancio termi-co attorno ai riscaldatori, per determinare le fughedei riscaldatori ad alta pressione.Per le turbine che utilizzano vapore umido e per iriscaldatori con pompe di ripresa dei drenaggi,può essere richiesta un’adeguata misura doppiadella portata per determinare se un qualsiasi ri-scaldatore perde. La collocazione dei punti di mi-sura della portata a bassa pressione dipenderàdalla configurazione del ciclo. Le fughe dei riscal-datori possono essere misurate anche utilizzandoil metodo di rivelazione mediante tracciatori.

Misure della pressione differenzialeLe misure della pressione differenziale necessita-no particolare attenzione. I sistemi di misura ma-nometrici devono essere installati con le precau-zioni elencate qui di seguito.La precisione di misura per le portate principalipuò essere aumentata dall’uso di due sistemi ma-nometrici indipendenti.a) Le tubazioni di connessione utilizzate tra le

prese di pressione e i manometri non devonoavere un diametro interno non inferiore a 6mm e devono essere realizzate con materialetale da ridurre l’effetto di smorzamento all’in-terno della tubazione.


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This tubing should run horizontally for 1 mfrom the flow-measuring device and thenslope down continuously without loops tothe manometers. The connecting piping shallhe shown to be tight by a pressure test.

b) The length of piping between theflow-measuring device and manometersshould not exceed 7,5 m if practicable. Itshall also be uninsulated.

c) Precautions shall be taken when runningthe manometer piping to ensure that anytemperature difference between the fluid inthe two lines connecting the primary ele-ment and each manometer remains negligi-ble. It is recommended that the piping bebundled and run in such a manner as tominimize heat transfer to these pipes froman external source.

d) The manometer piping shall be wellcleaned, preferably by flushing, beforethe manometer is connected. The ma-nometer connections shall include thenecessary means for shutting off ma-nometer piping or venting at any timeduring the test. Sufficient time shouldbe allowed for the water legs in theconnecting piping to reach temperatureequilibrium.

e) Zero-displacement solenoid-operated valvesmay be installed in each tube chose to theprimary element to eliminate mercury col-umn movement during reading. Thesevalves are to be closed for reading at pre-scribed intervals without regard to positionof the mercury column. Other means of ob-taining instantaneous readings may be em-ployed if they do not introduce errors in thereading. Solenoid valves should not be usedwith transducers.

f) The manometers should be located at alower elevation than the primary-flow ele-ment. However, when this is impracticable,special precautions shall be taken to ensureproper venting of the system. Suitable vent-ing pots shall be installed above the ma-nometers with valves for venting. Also, atemperature seal (loop in piping) shall beinstalled between the primary element andthe manometers.

g) The manometers should be precision-typeand should be read with the aid of antiparal-lax readers or other suitable means. Themercury shall be instrument-grade havingless than one part per million of non-volatileresidue. The manometer shall be scrupulous-ly clean before the mercury is introduced.

Queste tubazioni devono correre orizzontal-mente per 1 m dal dispositivo di misura dellaportata e quindi scendere verso il basso conti-nuamente, senza curve, verso i manometri. Latenuta delle tubazioni di connessione deveessere verificata con una prova di pressione.

b) La lunghezza della tubazione tra il dispositivodi misura della portata e i manometri nondeve essere superiore a 7,5 m, se possibile. Latubazione inoltre non deve essere coibentata.

c) Si devono prendere precauzioni nel percorsodelle tubazioni del manometro per assicurareche qualsiasi differenza di temperatura tra ilfluido nelle due linee che collegano l’elemen-to principale e ciascun manometro rimangatrascurabile. Si raccomanda di proteggere efar correre le tubazioni in modo da ridurre iltrasferimento di calore da sorgenti esterneverso queste tubazioni.

d) Le tubazioni di collegamento dei manometridevono essere ben pulite, preferibilmente ri-sciacquate con getto d’acqua, prima di colle-garvi il manometro. Le connessioni del mano-metro devono comprendere i dispositivinecessari adatti a permettere la chiusura delletubazioni dei manometri o il loro sfiato all’at-mosfera in qualsiasi momento durante la pro-va. Si deve concedere un tempo sufficientealle colonne d’acqua delle tubazioni di con-nessione per raggiungere l’equilibrio termico.

e) Per eliminare il movimento della colonna dimercurio durante la lettura possono essere in-stallate in ciascun tubo, vicino all’elementoprimario elettrovalvole a spostamento nullo.Queste valvole devono venire chiuse durantela lettura, ad intervalli prescritti, senza tenerconto della posizione della colonna di mercu-rio. Si possono utilizzare altri mezzi per otte-nere letture istantanee se essi non introduco-no errori nella lettura. Con i trasduttori nondevono essere usate le elettrovalvole.

f) I manometri devono essere collocati ad un li-vello inferiore rispetto a quello dell’elementoprimario. Tuttavia, quando ciò non è possibile,si devono prendere precauzioni speciali perassicurare che il sistema possa venir sfiatatocorrettamente. Al di sopra dei manometri si de-vono installare barilotti di sfiato appropriaticon valvole per lo sfiato. Inoltre, tra l’elementoprimario e i manometri si deve installare unaprotezione termica (anello di tubazione).

g) I manometri devono essere del tipo di preci-sione e devono essere letti con l’aiuto di un let-tore antiparallasse o di altri mezzi adatti. Ilmercurio deve essere della qualità prevista pergli strumenti di misura, con meno di una parteper milione di residuo non volatile. Il mano-metro deve essere scrupolosamente pulito pri-ma di introdurre il mercurio.


h) When pressure transducers are used, theyshall be calibrated before the tests. Eachcalibration shall be done with rising andfalling pressure. The long-term stability ofthe transducers shall be carefully recorded.The tests are to be calculated with the meancalibrated values.

i) For the measurement of steam flow, ventingpots should be installed at the same eleva-tion as the primary element pressure taps,and at a suitable distance to ensure propercondensation. The water levels shall be atthe same elevation, otherwise differencesare to be determined. The connecting pip-ing to the water pots should have a suffi-ciently large diameter to avoid the forma-tion of water plugs.

The connecting lines to the manometer shallbe installed with a continuous downwardslope. After venting, time should be allowedfor the water legs to form and cool. Specialattention has to be paid to the proper for-mation of water legs at sub-atmosphericpressure.

4.3.5 Water ßow ßuctuationFlow measurements shall not be attempted un-less the flow is steady or varies only slightlywith time. Variations in the flow shall be sup-pressed before the beginning of a test by verycareful adjustment of flow and level controls orby introducing a combination of capacitance(such as bypassing flow around the pump) andresistance (such as throttling the pump dis-charge) in the line between the pulsation sourc-es and the flow-measuring device. Damping de-vices on the manometers do not eliminateerrors due to pulsations and, therefore, shall notbe used. If the pulsations remain excessive afterevery effort has been made to suppress them,mutual agreement is required before the testcan be started. Electrical locking of a digitalreading is also advisable.

4.3.6 Secondary ßow measurementsIn addition to the primary flow measurements(see above), many secondary flow measurementsare required. Because of differences in plant lay-out and the alternative positions of flow measur-ing devices, it is not possible to specify the accu-racy required in each separate measurement. Theparties to the test should decide what secondaryflow measurements shall be made for the type ofturbine installation concerned and then arrangefor each measuring device to have an accuracysuch that the combined effect of all errors in thesecondary flow measurements is in appropriateproportion to the error in the test result. Conse-quently, if standardized measuring devices areused, calibration may not be necessary.

h) Se si utilizzano trasduttori di pressione, essi de-vono essere tarati prima delle prove. Ciascunataratura deve essere effettuata aumentando e di-minuendo la pressione. La stabilità a lungo ter-mine dei trasduttori deve essere scrupolosamen-te registrata. I risultati delle prove devono esserecalcolati con i valori medi di taratura.

i) Per la misura della portata di vapore, i barilottidi sfiato devono essere installati al medesimolivello delle prese di pressione dell’elementoprimario e ad una distanza adatta a garantireuna condensazione corretta. I livelli dell’acquadevono essere allo stesso livello, altrimenti sene devono determinare le differenze. La tuba-zione di raccordo ai pozzetti dell’acqua deveavere un diametro sufficientemente largo daevitare la formazione di tappi d’acqua.

Le condutture di raccordo al manometro devono es-sere installate con una pendenza continua verso ilbasso. Dopo lo sfiato, si deve lasciare un tempo suf-ficiente alla formazione e al raffreddamento dellecolonne d’acqua. Si deve prestare particolare atten-zione alla corretta formazione di colonne d’acqua aduna pressione inferiore a quella atmosferica.

Fluttuazione delle portate dÕacquaLe misure della portata non devono essere effettua-te se non quando il flusso è stabile o varia solo leg-germente con il tempo. Le variazioni della portatadevono essere soppresse prima dell’inizio dellaprova mediante una regolazione molto attenta del-la portata e dei livelli oppure introducendo unacombinazione di capacità, quale un by-pass di por-tata attorno alla pompa, e di resistenza, quale lostrozzamento dello scarico della pompa, nella lineatra le sorgenti di pulsazione e il dispositivo di mi-sura della portata. I dispositivi di smorzamento suimanometri non eliminano gli errori dovuti alle pul-sazioni e pertanto non devono essere utilizzati. Sele pulsazioni superano i valori sopra indicati dopoche è stato fatto ogni tentativo per sopprimerle, ènecessario un accordo reciproco prima che la pro-va possa essere iniziata. È ugualmente consigliabileun fermo elettrico della lettura numerica.

Misura delle portate secondarieIn aggiunta alle misure della portata principale (vedisopra) sono necessarie molte misure delle portate se-condarie. A causa delle differenze nella disposizionedegli impianti e nelle posizioni alternative dei dispo-sitivi di misura della portata, non è possibile specifi-care la precisione richiesta per ciascuna misura. Leparti interessate alla prova devono decidere qualemisura delle portate secondarie deve essere effettuataper quel tipo di impianto e quindi devono provvede-re affinché ciascun dispositivo di misura abbia unaprecisione tale che l’effetto combinato di tutti gli erro-ri nelle misure delle portate secondarie sia adeguata-mente proporzionale all’errore nel risultato di prova.Di conseguenza, se si utilizzano dispositivi di misuranormalizzati, la taratura può non essere necessaria.


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If the secondary flow-measurement is of steam,the steam shall remain superheated in passingthrough the flow-measuring device. Measure-ment shall not be attempted if the amount ofsuperheat is less than 15 K at the smallestcross-section of the nozzle or orifice.

4.3.6.1 Extraction steam ßows to feed heaters

If the extraction steam is superheated the ex-traction flow can be determined by heat bal-ance calculation. The accuracy of the result fallsoff as the temperature rise across the heater di-minishes.A direct measurement by suitable pressure dif-ferential devices is possible, if the necessarymeasuring accuracy can be achieved.Wet steam extraction flows can be determinedfrom heater drain flow measurements. This canbe accomplished by using a standardized or, ifnecessary, a calibrated flow measuring devicewith suitable installation conditions.

The heater drain flows can be measured usingdifferential pressure devices except for the low-est pressure heaters with cascaded drains wherevery little pressure drop is available. In thesecases, Venturi tubes or other low head loss pri-mary elements of the required accuracy shouldbe used. The differential pressure should pref-erably be measured with a transducer. The con-necting piping between the transducer and thedifferential pressure device should be as shortas practicable to minimize damping errors dueto unsteady flow and care shall be taken toeliminate air bubbles in this piping.If, for these reasons, transducers are mountedin areas not accessible during operation of theplant, suitable means for a remote operated cal-ibration are required. The calibrating referenceshould be a secondary standard.Heater drain flows are often very unsteady;therefore, the transducer output should be ob-served every 20 s.In sizing the primary elements to avoid cavita-tion, the best compromise between Reynoldsnumber, pressure loss, diameter ratio, and de-flection should be made without reducing thecritical cavitation coefficient “K” below 0,2,where:

(10)

The cavitation problem may be reduced by provid-ing a loop seal or increasing the length of the loopseal to put more head on the meter so that the crit-ical cavitation coefficient will be greater than 0,2.

KPthroat PsatÐ

r2---Wthroat

2×-------------------------------------=

Se la misura delle portate secondarie riguarda ilvapore, il vapore deve restare surriscaldato quan-do passa attraverso il dispositivo di misura delleportate. Non si devono effettuare misure se il sur-riscaldamento è inferiore a 15 K nella sezione piùpiccola del boccaglio o del diaframma.

Portate di vapore di spillamento che alimentano i riscaldatori dellÕacqua di alimentoSe il vapore di estrazione è surriscaldato, la portatadi spillamento può essere determinata mediante ilcalcolo del bilancio termico. La precisione del risul-tato diminuisce quando l’aumento di temperaturadell’acqua attraverso il riscaldatore diminuisce.Una misura diretta per mezzo dei dispositivi apressione differenziale adatti è possibile se si puòraggiungere la precisione di misura necessaria.Le portate di spillamento del vapore umido pos-sono essere determinate dalle misure delle porta-te di spurgo del riscaldatore. Ciò si può realizzareutilizzando un dispositivo di misura di portatanormalizzato, o se necessario, tarato in condizionidi installazione adeguate.Le portate di drenaggio dei riscaldatori possono esseremisurate utilizzando dispositivi a pressione differenzia-le tranne per i riscaldatori a pressione più bassa conspurghi a cascata, in cui è disponibile una caduta dipressione molto piccola. In questi casi, si devono utiliz-zare i tubi venturimetrici o altri elementi primari a bas-sa perdita di carico, di precisione richiesta. La pressio-ne differenziale deve essere misurata di preferenza conun trasduttore. Le tubazioni di connessione tra il tra-sduttore ed il dispositivo a pressione differenziale de-vono essere le più corte possibili per ridurre gli erroridi smorzamento dovuti a portate instabili e si deve ave-re cura di eliminare le bolle d’aria nelle tubazioni. Se per queste ragioni i trasduttori sono montati inaree non accessibili durante il funzionamentodell’impianto, sono richiesti mezzi adeguati per lataratura effettuata a distanza. Il riferimento di tara-tura deve essere un campione secondario.Le portate di drenaggio dei riscaldatori sono spes-so molto instabili; perciò l’uscita del trasduttoredeve essere osservata almeno ogni 20 s.Nel dimensionare gli elementi primari per evitarela cavitazione, si deve cercare il miglior compro-messo tra il numero di Reynolds, la perdita di ca-rico, il rapporto dei diametri e la deflessione delsistema di misura senza ridurre il coefficiente criti-co di cavitazione “K” al di sotto dello 0,2, dove:

Il problema della cavitazione può essere ridotto di-sponendo le tubazioni in modo da aumentare la pres-sione sul dispositivo di misura in modo che il coeffi-ciente critico di cavitazione K risulti superiore a 0,2.

KPgola PsatÐ

r2---Wgola

2×---------------------------------=


If the heater drain flow is subcooled the cavita-tion problem is also reduced. The extractionwet steam flow can be determined by a heatbalance calculation, if the enthalpy of the ex-traction steam has been determined by the trac-er method (see 4.7.2).

4.3.6.2 HP heater drainsWhen the main flow meters are at the deaera-tor outlet, the flow from the HP heater drainsshall be metered by a device capable of suffi-cient accuracy, unless the HP heaters havebeen checked for leakage.

4.3.6.3 Moisture separator and reheater drains

It may not be possible to install a flow-measur-ing device because the available head is lessthan that required to avoid cavitation and alsofor reasons of plant design or operation. Inthese circumstances, the tracer technique canbe used to measure the flow with a sufficientaccuracy. In case of measurement with a pres-sure difference device the recommendation of4.3.6.1 shall be followed.

4.3.6.4 Boiler feed pump turbine steam supply

Steam consumption of a boiler feed pump tur-bine is preferably to be measured as conden-sate if a separate condenser is installed.In a reheat cycle having a boiler feed pumpdriven by a turbine supplied with steam fromthe main turbine at a point up-stream of the re-heater, the steam supplied shall be measured toenable the flow through the reheater to be de-termined.

4.3.6.5 Turbine gland leakagesThe gland leakage flows of rehetating con-densing turbines which do not passthrough the reheater but are returned tothe system beyond the reheater, have to bedetermined separately, preferably by meas-urement, as these flows shall be consid-ered when determining the heat suppliedby the reheater.

If any glands are provided with leak-offs to at-mosphere or to a point that is extraneous to theturbine system, this flow should be measuredunless agreed to be negligible.

Se la portata di drenaggio del riscaldatore è sottoraf-freddata, il problema della cavitazione è ugualmenteridotto. La portata di estrazione nel caso di vaporeumido può essere determinata con un calcolo di bi-lancio termico, se l’entalpia del vapore spillato è statadeterminata con il metodo dei tracciatori (vedi 4.7.2).

Drenaggi dei riscaldatori ad alta pressione (HP)Quando i misuratori della portata principale sonoinstallati all’uscita del degasatore, la portata prove-niente dai drenaggi dei riscaldatori HP deve esseremisurata mediante un dispositivo avente una preci-sione sufficiente, tranne nel caso in cui i riscaldato-ri HP siano stati controllati ai fini delle perdite.

Drenaggi dei separatori di umidit� e dei riscaldatori intermediPuò non essere possibile installare un dispositivo dimisura della portata perché la pressione disponibileè inferiore a quella richiesta per evitare la cavitazio-ne, e ciò per motivi legati al progetto o al funziona-mento della centrale. In queste circostanze, la tecnicadei tracciatori può essere utilizzata per misurare laportata con una precisione sufficiente. In caso di mi-sura con un dispositivo a pressione differenziale sidevono seguire le raccomandazioni di cui in 4.3.6.1.

Vapore di alimentazione della turbina della pompa di alimento della caldaiaSe è installato un condensatore separato è preferibilemisurare il consumo di vapore di una turbina dellapompa di alimento della caldaia come condensato.Nel caso di un ciclo a riscaldamento intermedio aven-te una pompa di alimento della caldaia azionata dauna turbina alimentata con vapore proveniente dallaturbina principale, prelevato a monte del risurriscal-datore, per permettere di determinare la portata attra-verso il riscaldatore intermedio, deve essere misuratoil vapore fornito.

Fughe dei giunti della turbinaLe portate delle fughe dei giunti a labirinto delleturbine a condensazione con risurriscaldamentoche non passano attraverso il risurriscaldatore mache sono reintrodotte nel sistema in un punto ol-tre il risurriscaldatore, devono essere determinateseparatamente, preferibilmente misurandole, dalmomento che queste portate devono essere presein considerazione quando si determina il calorefornito dal risurriscaldatore.Se un qualsiasi manicotto presenta fughe di vapo-re verso l’atmosfera o verso un punto esterno alsistema della turbina, questa portata deve esseremisurata, salvo si sia concordato di trascurarla.


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4.3.6.6 Desuperheating spray water ßowWhen spray water from the feed-heatingsystem is used for regulating the reheatsteam temperature, the rate of flow of suchwater shall be measured. Also, if the initialsteam temperature is similarly regulated,the rate of flow of spray water to the super-heater shall be measured, unless the wateris drawn from a position downstream of thefinal feed heater and the last feed waterflow measuring device.

4.3.6.7 Boiler feed pump gland sealing and balance water ßow

The amounts of water supplied to the feedpump glands for sealing and/or cooling pur-poses and the amounts of leak-off water re-turning to various parts of the system are liableto be considerable, which may be direct addi-tions to, or subtractions from, the main flowmeasurement. The number of boiler feedpump water flows to be measured will dependon the location of the main metering device.Calibrated or standardized measuring devicesare required and it should be ascertained at thetime of the test that they are in good condition.

4.3.6.8 Stored water changesChanges in stored water quantities within thetest cycle shall be taken into account in the as-sessment of the condensate/feedwater flowsthrough the system.Such stored water quantity changes will includethose in condenser hot-wells, boiler drums, de-aerator storage tanks, feed heater bodies andany storage or drain tanks that cannot be isolat-ed from the system.

Water level changes in all storage vesselsshould be measured by temporary scales rigidlyfixed close to the sight glasses of the perma-nently installed level gauges, or, alternatively,by transducers used in conjunction with testdata-logging equipment.

If the temperature of the water in a vessel is ap-preciably different from the ambient tempera-ture and an external gauge glass is employed,for example, as in the case of a deareator stor-age tank, the density of water in the gauge glassshould be used in the conversion of water levelchange to mass change in the vessel.Gauge glasses which are connected to vesselscontaining hot water should not be blowndown within a period of approximately half anhour before taking a reading in order to avoid afalse level indication due to a change of tem-perature in the water column.

Portata dÕacqua di desurriscaldamentoQuando per regolare la temperatura del vapore ri-surriscaldato, è utilizzata acqua polverizzata prove-niente dal sistema di preriscaldamento dell’acquadi alimento, la portata di tale acqua deve esseremisurata. Analogamente, se la temperatura del va-pore all’ammissione è regolata allo stesso modo,deve essere misurata la portata dell’acqua di desur-riscaldamento verso il surriscaldatore, eccetto ilcaso in cui l’acqua è prelevata da un punto posto avalle dell’ultimo riscaldatore e dell’ultimo dispositi-vo di misura della portata dell’acqua di alimento.

Portata delle tenute e del disco di equilibrio della pompa di alimento della caldaiaLa quantità d’acqua fornita alle tenute della pompadi alimento ai fini dell’ermeticità e del raffredda-mento e le quantità d’acqua di fuga che ritorna allevarie parti dei circuiti possono essere considerevoli.Queste quantità possono essere direttamente ag-giunte o sottratte dalla misura della portata principa-le. Il numero di portate delle pompe di alimentodella caldaia da misurare dipenderà dalla dislocazio-ne del dispositivo di misura della portata principale.Si richiedono dispositivi di misura tarati o normaliz-zati e ci si deve assicurare, al momento della prova,che essi siano in buone condizioni.

Variazioni del volume dÕacqua immagazzinataNel calcolo delle portate di condensato e d’acquadi alimento attraverso il sistema devono essereprese in considerazione le variazioni della quanti-tà d’acqua immagazzinata nel ciclo di prova.Tali variazioni della quantità d’acqua immagazzi-nata comprenderanno quelle del pozzo caldo, delcondensatore, dei serbatoi del degasatore, deicorpi dei riscaldatori dell’acqua di alimento e diqualsiasi serbatoio di spurgo e o di accumulo chenon possa essere isolato dal circuito.Le variazioni del livello dell’acqua in tutti i serba-toi di accumulo devono essere misurate mediantescale graduate temporanee, fissate rigidamente vi-cino agli indicatori di livello a vista permanenti o,in alternativa, mediante trasduttori utilizzati con-giuntamente all’apparecchiatura di registrazionedei dati di prova. Se la temperatura dell’acqua in un serbatoio è sen-sibilmente diversa dalla temperatura ambiente e sesi utilizza un livello a vista esterno, per es. in unserbatoio di accumulo del degasatore, le variazionidi livello devono essere convertite in variazioni dimassa d’acqua contenuta nel serbatoio tenendoconto della massa volumica dell’acqua nel livello.I livelli in vetro, collegati ai serbatoi contenentiacqua calda, non devono essere vuotati, per unperiodo di circa mezz’ora, prima di effettuare unalettura, in modo da evitare una falsa indicazionedi livello, dovuta alla variazione di temperaturadella colonna d’acqua.


Since time is a critical factor in the measure-ment of the water level changes, the test read-ings shall be closely synchronized with the sig-nals for commencement and termination of atest.

4.3.6.9 Leakage determinationIt will be necessary to use calculated values for inter-nal pump leakages, shaft packing, valve steam leak-ages, internal turbine leakages and other leakageswhen it is not practicable to measure these flows.

4.3.7 Occasional secondary ßowsFurther secondary flows, which occur relativelyrarely, or need not be measured, include thefollowing.

4.3.7.1 Ejector steamSteam-jet air ejector steam flow can be calculat-ed from the measured pressure and tempera-ture of the steam supply and the knowncross-sectional area of the jets. When the steamsupply is wet, it may be preferable to use thedesign flow rates given by the manufacturer.The amount of steam removed from the con-denser by the air removal means is generallynegligible. Should it be measured, the methodof measurement shall be agreed upon by theparties to the test.

4.3.7.2 Make-up ßowMake-up flow to the system, if it cannot beavoided, shall be determined.

4.3.7.3 Water sealsSealing water is used in connection with hy-draulic glands or atmospheric exhaust valves,condensate pump glands, etc. As the seals haveto be maintained, the flow of water used shallbe measured or estimated and an appropriateallowance made, if it influences the result of thetest. It shall be ensured that there is no variablestorage in the sealing system and no possibilityof leakage of sealing water other than into thecondensate system. If external leakage of con-densate water from seals cannot be avoided, itsflow shall be determined and added to the con-densate flow.

Poiché il tempo è un fattore critico nella misuradelle variazioni del livello dell’acqua, le letture,durante la prova, devono essere scrupolosamentesincronizzate con i segnali di inizio e di fine dellaprova.

Determinazione delle fugheQuando è impossibile misurare le portare dellefughe interne della turbina e delle pompe, dellefughe alle tenute d’albero e alle aste delle valvole,si utilizzano per queste portate valori calcolati.

Portate secondarie occasionaliLe altre portate secondarie occasionali, la cui pre-senza è relativamente rara, o che non è necessa-rio misurare sono quelle che seguono.

Vapore dellÕeiettoreLa portata di vapore dell’eiettore d’aria può esserecalcolata dalla pressione e dalla temperatura mi-surate del vapore e della sezione dei boccagli.Quando il vapore che alimenta l’eiettore è umido,può essere preferibile utilizzare la portata di pro-getto data dal costruttore.La quantità di vapore estratto dal condensatore,mediante i dispositivi di estrazione d’aria, è gene-ralmente trascurabile. Nel caso in cui essa debbaessere misurata, il metodo di misura di questaportata di vapore deve essere oggetto di un ac-cordo tra le due parti interessate alla prova.

Portata dellÕacqua di reintegroLa portata dell’acqua di reintegro introdotta nelcircuito d’acqua condensata deve essere misurata,se ciò non può essere evitato.

Tenute ad acquaL’acqua di tenuta è utilizzata nelle tenute idrauli-che delle turbine, delle valvole di scarico versol’atmosfera, delle pompe di estrazione condensa-to, ecc. Poiché la tenuta deve essere assicurata inpermanenza, la portata d’acqua utilizzata deve es-sere misurata o stimata e presa in debita conside-razione, se influisce sul risultato della prova. Biso-gna assicurarsi che non vi sia accumulo di entitàvariabile nel sistema di tenuta ed anche che nonvi siano fughe d’acqua di tenuta verso altra viache non sia il circuito del condensato. Se non sipossono evitare perdite esterne di condensato da-gli organi di tenuta, si deve determinare la relativaportata e addizionarla alla portata del condensato.


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4.3.7.4 Auxiliary exhaust steamAny auxiliary exhaust steam that normally en-ters the condenser shall either be diverted else-where during the period of the test, or meas-ured. In deciding upon the best position toinstall the measuring device, particular attentionshould be paid to the net head loss and thepossibility of flashing in the throat.

4.3.8 Density of water and steamThe density of water which is required forcalculation of mass flow rate is calculatedfrom an accurately measured temperatureand reasonably approximate pressure. Thetemperature shall be measured with aprecision-calibrated instrument. If an extrainstrument is used, it should be located atleast 10 pipe diameters downstream of theprimary element. For primary water flow, itis also permissible to use the average of thedischarge temperature of the upstream heat-er and the inlet temperature of the down-stream heater, providing no extraneous flowenters between them and the temperature istaken at least 10 diameters downstream fromthe heater outlet to ensure adequate mixing.The density of steam which is required for cal-culation of mass flow rate is calculated frommeasurements of pressures, using a precisiongauge, and temperature using a precision in-strument or resistance thermometer. The refer-ence planes for the density determination areto be taken according to the calibration proce-dure or the standard of the flow measuringdevice.

4.3.9 Determination of cooling water ßow of condenser

This flow is normally only required if condenserperformance is included in the turbine genera-tor performance guarantee.In many cases a direct measurement is not pos-sible or practicable because of technical difficul-ties. In these instances, the cooling water flowcan be determined conveniently by a heat bal-ance calculation.The quantity of the condenser cooling may becalculated. If measurement is feasible, one ofthe following methods may be used:a) standardized nozzles or orifices in the pipe

line;b) Venturi tubes, or their equivalent in the

pipe line; c) current meters;d) Pitot tubes, provided it is agreed that the

differential head is sufficient to give thenecessary accuracy;

e) weir-notch method.

Scarico di vapore ausiliarioQualsiasi scarico di vapore ausiliario, che normal-mente entra nel condensatore, deve essere con-vogliato altrove durante il periodo di prova oppu-re misurato. Al momento della scelta dellamigliore posizione per installare il dispositivo dimisura, si deve prestare particolare attenzione allaperdita di carico netta e alla possibilità di evapo-razione nella sezione ristretta del misuratore.

Densit� dellÕacqua e del vaporeLa massa volumica dell’acqua richiesta per il calcolodella portata in massa è calcolata a partire da unatemperatura misurata accuratamente e da una pres-sione misurata con buona approssimazione. Latemperatura deve essere misurata con uno strumen-to di precisione tarato. Se si utilizza anche un altrostrumento di misura, esso deve essere collocato aduna distanza almeno uguale a 10 diametri del tuboa valle dell’elemento principale di misura. Per laportata d’acqua principale, è anche permesso utiliz-zare la media fra la temperatura dell’acqua all’uscitadel riscaldatore a monte e la temperatura dell’acquaall’entrata del riscaldatore a valle, a condizione chetra i due punti di misura non si introduca nessunaportata estranea, e che la temperatura sia presa adalmeno 10 diametri a valle dall’uscita del riscaldato-re per assicurare una adeguata miscelazione.La massa volumica del vapore richiesta per il calcolodella portata massa è calcolata a partire da misure dipressione, utilizzando un manometro di precisione, edi temperatura, utilizzando uno strumento di preci-sione o un termometro a resistenza. I livelli di riferi-mento per la determinazione della massa volumicadevono essere scelti secondo la procedura di taraturao la specifica del dispositivo di misura della portata.

Determinazione della portata dÕacquadi raffreddamento del condensatoreLa misura di questa portata è normalmente richiestasolo se le prestazioni del condensatore sono inclusenella garanzia di prestazione del turbogeneratore.In molti casi non è possibile o non è pratico effet-tuare una misura diretta, a causa di difficoltà tec-niche. La portata d’acqua di raffreddamento puòallora essere determinata mediante un calcolo dibilancio termico.La quantità dell’acqua di raffreddamento del con-densatore può essere calcolata. Se la misura è rea-lizzabile, si può utilizzare uno dei metodi seguenti:a) boccagli o diaframmi normalizzati posti nella

tubazione;b) tubi Venturi o loro equivalenti posti nella tu-

bazione;c) mulinelli idrometrici;d) tubi di Pitot, se la loro pressione differenziale

è giudicata sufficiente per la precisione richie-sta;

e) stramazzi di misura.


Further measuring methods necessitating lessinstallation effort are available and may be usedwith sufficient knowledge and care:

f) dilution methods using chemical or radioac-tive tracers;

g) ultrasonic techniques.

4.4 Pressure measurement (excluding condensing turbine exhaust pressure)

4.4.1 Pressures to be measuredThe initial pressure of steam supplied shall bemeasured in the steam line on the steam genera-tor side of, and as close as practicable to, the tur-bine stop valve and upstream of the strainer ifthis has been furnished by the manufacturer un-der the turbine contract. The initial steam pres-sure shall be measured in the pipe downstreamfrom the parts which have not been furnishedunder the turbine contract, unless the turbinecontract or specification states otherwise.The steam strainer shall be known to be clean. Ifthere is a doubt about its cleanliness on the partof either of the parties to the test, it shall be ex-amined prior to the test and cleaned if necessary.Pressures should also be measured at the inletsto the HP, IP and LP cylinders of the main tur-bine, at the inlet and outlet of the boiler feedpump turbine (if integrated with the feedheat-ing system) and at both ends of bled steamlines; also at the suction and discharge of allpumps in the condensate and feed system.

Wherever practicable, pressure tappings shallbe situated in straight runs of piping, rernotefrom any flow disturbances.The pressures measured during steam turbinetests shall be static pressures.

4.4.2 InstrumentsDeadweight gauges, Bourdon tube type testgauges or mercury manometers shall be used.All of these instruments can be replaced bytransducers of suitable measuring range andequivalent accuracy (see 4.4.2.5).Pulsations of pressure shown shall not bedamped by throttling on the gauge valve or bythe use of commercial gauge dampers. A vol-ume chamber may be employed.

Sono disponibili ulteriori metodi di misura piùsemplici da mettere in opera e che possono esse-re utilizzati purché se ne abbia conoscenza e siprendano sufficienti precauzioni:f) metodi di diluizione che utilizzano tracciatori

chimici o radioattivi;g) tecniche ad ultrasuoni.

Misura della pressione (eccetto la pressione di scarico delle turbine a condensazione)

Pressioni da misurareLa pressione del vapore all’ammissione deve esse-re misurata a monte della valvola di arresto dellaturbina e il più vicino possibile a questa valvola, ea monte del filtro a vapore se quest’ultimo è statofornito dal costruttore a termini di contratto dellaturbina. La pressione del vapore all’ammissionedeve essere misurata a valle degli organi che nonsono stati forniti secondo il contratto della turbi-na, salvo indicazione contraria nel contratto o nel-la specifica della turbina.Il filtro del vapore deve essere pulito. Se c’è undubbio circa la sua pulizia, da parte di una delleparti interessate alla prova, esso deve essere esa-minato prima della prova e pulito se necessario.Le pressioni devono inoltre essere misurate all’entra-ta dei corpi ad alta pressione, a pressione intermediae a bassa pressione, della turbina principale all’entra-ta e all’uscita della turbina della pompa di alimentodella caldaia (se integrata con un sistema di riscalda-mento dell’acqua di alimento) e a entrambe le estre-mità delle tubazioni di vapore spillato; inoltreall’aspirazione e allo scarico di tutte le pompe del cir-cuito del condensato e dell’acqua di alimento.Quando possibile, le prese di pressione devonoessere situate su tratti rettilinei di tubazione, lon-tano da qualsiasi disturbo di portata. Le pressioni misurate durante le prove di turbinea vapore devono essere pressioni statiche.

StrumentiSi devono utilizzare manometri a peso morto, ma-nometri di prova a tubo di Bourdon o manometri amercurio. Tutti questi strumenti possono essere so-stituiti da trasduttori con campi di misura appro-priati e di precisione equivalente (vedi 4.4.2.5).Le pulsazioni di pressione non devono essere at-tenuate strozzando la valvola del manometro outilizzando smorzatori commerciali. Si può utiliz-zare una camera di equilibrio.


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4.4.2.1 Measurement of pressure above 250 kPa (2,5 bar)Bourdon gauges or preferably deadweightgauges shall be used for measuring the pres-sures above 250 kPa. These gauges shall bemounted in locations as free as practicable fromvibration, dirt and excessive variations in ambi-ent ternperatures.For the measurement of pressures where thehighest degree of accuracy is not essential, cali-brated test Bourdon gauges may be used.

4.4.2.2 Measurements of pressure below 250 kPa (2,5 bar), but above atmospheric pressureWhere the level of pressure permits their use,liquid manometers are recommended.For single-leg manometers the bore should beuniform and preferably not less than 9 mm toavoid excessive capillary effects.

4.4.2.3 Measurernent of pressures below atmospheric pressureMercury manometers (see 4.1.5) shall be usedfor measuring pressures below atmospheric.

The tubing for mercury manometers shall behigh-grade lead-free glass, preferably not lessthan 10 mm bore in the region where readingswill be taken.Where small pressure differences must requireto be measured with high accuracy, silicone oilmay advantageously be used as the manometerfluid in place of mercury.

4.4.2.4 Liquids for manometersThe liquid used shall be suitable for the appli-cation and of known density.

4.4.2.5 TransducersAccurate pressure measurements are possiblewith transducers, provided that their use andcare are well understood and that they areproperly maintained and installed. Regardless ofthe application, each transducer should be cali-brated before the tests.Each transducer should be located in a positionwhich is free from vibration and dirt, and wherethere are not likely to be large changes in ambi-ent temperature such as may be caused by anoutside door.If a transducer is sensitive to changes in envi-ronment, such as temperature, the systemshould be given sufficient time (e. g. 2h for aquartz Bourdon type transducer) to stabilize be-fore readings are taken. A zero reading shall betaken before and after each test run.

Misura delle pressioni superiori a 250 kPa (2,5 bar)Per pressioni superiori a 250 kPa si devono utiliz-zare manometri Bourdon o preferibilmente mano-metri a peso morto. Questi manometri devono es-sere montati in posizioni prive, per quantopossibile, di vibrazioni, di sporco e di variazionieccessive della temperatura ambiente.Per la misura di pressioni in cui il livello massimodi precisione non è essenziale, possono essereutilizzati i manometri Bourdon di prova, calibrati.

Misura delle pressioni inferiori a 250 kPa (2,5 bar), ma superiori alla pressione atmosfericaQuando il livello della pressione lo consente, siraccomanda l’uso di manometro a liquido.Per i manometri ad una sola diramazione, il dia-metro interno deve essere uniforme e preferibil-mente non inferiore a 9 mm per evitare gli effettidi una capillarità eccessiva.

Misura delle pressioni inferiori alla pressione atmosfericaPer la misura delle pressioni inferiori alla pressio-ne atmosferica si devono utilizzare manometri amercurio (vedi 4.1.5).I tubi dei manometri a mercurio devono essere divetro di alta qualità, privo di piombo, di preferen-za con diametro non inferiore a 10 mm nel puntoin cui si effettuano le letture.Quando si devono misurare piccole differenze dipressione con grande precisione, può essere van-taggioso utilizzare come liquido manometrico oliodi silicone al posto del mercurio.

Liquidi per manometriIl liquido utilizzato deve essere adatto all’applica-zione e deve avere una densità nota.

TrasduttoriÈ possibile effettuare misure di pressione precisecon trasduttori a condizione che il modo di utiliz-zarli sia ben conosciuto e che essi ricevano unacorretta manutenzione e installazione. Qualunquesia la sua applicazione, ciascun trasduttore deveessere tarato prima delle prove.Ciascun trasduttore deve essere collocato in unaposizione priva di vibrazioni e di sporco e dovenon siano possibili grandi variazioni della tempe-ratura ambiente, quali quelle causate da una portache si apre verso l’esterno.Se un trasduttore è sensibile alle variazionidell’ambiente circostante, come la temperatura, alsistema deve essere concesso il tempo sufficiente(per es. 2 h per un trasduttore al quarzo del tipoBourdon) per stabilizzarsi prima che siano effet-tuate le letture. Una lettura di zero deve essere ef-fettuata prima e dopo ciascuna prova.


4.4.3 Pressure tapping holes and connecting linesTapping holes should be at right angles to theinner surface on the pipe. The inner rim of thehole should be free from burrs, having its edgesharp and square. For a length of at least twiceits diameter, the hole should be straight and ofuniform bore. The bore of the tapping holesshould be from 6 mm for higher pressure to 12mm for lower pressures.

To prevent errors due to an unknown head ofwater accumulating in the line connecting thetapping hole to the pressure measuring device,the installation should always be arranged tohave the connection lines either completely fullof water or completely empty.

4.4.3.1 For pressures above 250 kPa (2,5 bar)For higher pressures in the range above that ofliquid manometers, it shall be ensured that theconnecting lines are full of water. The gaugecan be above, or preferably below, the tappingpoint. The tapping hole should preferably havea 6 mm diameter.

4.4.3.2 For pressures below 250 kPa (2,5 bar), but above atmospheric pressureThe gauge should be situated below the tap-ping. Although small bore connecting linesmay be considered, they are prone to be-coming blocked, so connecting lines not lessthan 12 mm in diameter are recommended.

For pressures above atmospheric but lowenough to be measured with liquid manome-ters, the connecting lines may be arranged tobe either full or empty. The chances of incur-ring an error due to unknown heads of waterin the connecting lines are high in this pres-sure range and a condensing vessel betweenthe tapping and the pressure measuring de-vice should be provided.

4.4.3.3 For pressures below atmospheric pressureFor pressures below atmospheric the connect-ing lines should be free from water. The tap-ping hole should preferably be 12 mm in diam-eter, the pressure measuring device should beabove the tapping and there should be a con-tinuous slope back to the tapping.If the tapping hole is only 6 mm in diameter,then the connecting line (or the greater part ofit) should be thick-walled, non-metallic tubingto minimize condensation and lessen the possi-bility of water collecting in the line. The con-necting lines should preferably be 12 mm in di-ameter. If small bore connecting lines are usedthen some form of air purging between read-ings should be provided.

Prese di pressione e linee di raccordoI fori delle prese di pressione devono essere effet-tuati perpendicolarmente alla superficie internadella tubazione. Il bordo interno del foro deve es-sere privo di bavature ed avere uno spigolo vivo.Per una lunghezza di almeno due volte il suo dia-metro, il foro deve essere rettilineo e di sezioneuniforme. Il diametro dei fori delle prese di pres-sione deve variare da 6 mm per le pressioni piùelevate a 12 mm per le pressioni più basse.Per prevenire gli errori dovuti ad una spinta nonnota dell’acqua che si accumula nelle linee cheraccordano le prese di pressione al dispositivo dimisura della pressione, l‘installazione deve esseresempre effettuata in modo tale da avere le lineedi raccordo o completamente piene d’acqua ocompletamente vuote.

Pressioni superiori a 250 kPa (2,5 bar)Per pressioni superiori alla gamma dei manometri aliquido, ci si deve assicurare che le linee di raccordosiano piene d’acqua. Il manometro può trovarsi al disopra, o preferibilmente al di sotto, del punto dellapresa di pressione. Il foro della presa di pressionedeve avere preferibilmente un diametro di 6 mm.

Pressioni inferiori a 250 kPa (2,5 bar), ma superiori alla pressione atmosfericaIl manometro deve essere al di sotto della presadi pressione. Sebbene si possano prendere inconsiderazione linee di raccordo di piccolo dia-metro, esse sono facilmente soggette ad ingorgo,così si raccomandano linee di raccordo con dia-metro non inferiore a 12 mm.Per pressioni superiori a quella atmosferica, ma ab-bastanza basse da essere misurate con manometroa liquido, le linee di raccordo possono essere di-sposte per essere sia piene che vuote. Le possibili-tà di incorrere in un errore dovuto a spinte d’acquanon note nelle linee di raccordo sono elevate inquesta gamma di pressioni, deve quindi essereprevisto un recipiente di condensazione posto trale prese di pressione ed il dispositivo di misura.

Pressioni inferiori alla pressione atmosfericaPer pressioni inferiori alla pressione atmosferica le li-nee di raccordo devono essere vuote. Il foro dellapresa di pressione deve preferibilmente avere un dia-metro di 12 mm, il dispositivo di misura della pressio-ne deve essere al di sopra della presa di pressione edeve esserci una pendenza continua verso la presa.Se il foro della presa ha un diametro di 6 mm sol-tanto, allora la linea di raccordo (o gran parte diessa) deve essere un tubo dalle pareti spesse enon metallico per minimizzare la condensazione eridurre la possibilità che l’acqua si accumuli nellatubazione. Le linee di raccordo devono avere pre-feribilmente un diametro di 12 mm. Se si utilizza-no linee di raccordo con piccolo diametro, allorasi deve prevedere un qualche sistema di purifica-zione dell’aria tra le diverse letture.


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4.4.4 Shut-off valvesA suitable shut-off valve should be installed ateach pressure tapping point, and for high pres-sures there should be a second valve at thegauge end of the connecting line.

4.4.5 Calibration of pressure measuring devicesThe calibration accuracy of test pressure meas-uring devices should be within ±0,2% of thepressure being measured, except that for meas-urements which are not of primary importancethis accuracy should be within ±0,5% . The par-ties to the acceptance test should agree, at apretest meeting, which pressures, if any, maybe measured to the lower standard of accuracy.All the test pressure gauges and transducers(but not liquid manometers) should be calibrat-ed against a dead-weight tester or standard ma-nometer before the acceptance tests. Bourdontube type instruments should also be calibratedimmediately after the tests. If there is no reasonfor preferring one calibration to the other amean of the two calibrations should be used.When transducers with data loggers are usedthe calibration should be made by comparingthe true pressure as shown by the dead-weighttester against the typed print-out of the datalogger. If the data logger also has a tape outputfor feeding into a computer it should be dem-onstrated that the typed output and the tapeoutput are identical.If differential pressure Bourdon gauges or trans-ducers are used for measuring reheat pressuredrops or bled steam line pressure drops, twodead-weight testers should be used to apply theworking pressures to the differential pressuregauge for calibration.Liquid manometers need not be calibrated if theparties using them produce evidence to estab-lish the accuracy of the manometer scales andthe purity or density of the manometer fluid. Inthe case of single leg manometers, evidence ofthe uniformity of the bore of the tube and thecross-sectional areas of the tube and reservoirshould also be available.If a test manometer equipped to record on adata logger is capable of being used manually,it should be ascertained that the typedprint-out agrees with the manual observations.If a test manometer used in conjunctionwith a data logger cannot be read manuallythen it should be treated as a transducer andcalibrated against a manometer of provenaccuracy.

Valvole di arrestoSu ciascuna presa di pressione deve essere instal-lata un’adatta valvola di isolamento; per pressionipiù elevate deve esserci una seconda valvola sullalinea di raccordo vicino al manometro.

Taratura dei dispositivi di misura della pressioneLa precisione di taratura dei dispositivi di misuradella pressione di prova deve essere del ±0,2% dellapressione misurata, tranne per le misure che nonsono di primaria importanza, per le quali la precisio-ne deve essere di ±0,5%. Le parti interessate allaprova di accettazione devono concordare, in unariunione precedente alla prova, quali pressioni pos-sono essere misurate con una precisione minore.Tutti i manometri e i trasduttori della pressione diprova (esclusi i manometri a liquido) devono esseretarati con un tester a peso morto o con un manome-tro normalizzato prima delle prove di accettazione.Gli apparecchi del tipo a tubo di Bourdon devonoessere tarati anche immediatamente dopo le prove.Se non esiste alcun motivo per preferire una taraturaall’altra, si deve utilizzare la media tra le due tarature. Quando si utilizzano trasduttori con registratori didati automatici, la taratura deve essere effettuataconfrontando la vera pressione mostrata dal testera peso morto con la stampata del registratore didati automatico. Qualora il registratore di dati auto-matico abbia anche una estrazione di dati su nastroda introdurre nel computer, si deve dimostrare chei dati stampati e i dati su nastro sono identici.Se manometri di Bourdon o trasduttori di pressio-ne differenziale sono utilizzati per la misura dellecadute di pressione nel risurriscaldatore o nelletubazioni di drenaggio, si devono usare due testera peso morto per applicare le pressioni di lavoroal manometro di pressione differenziale e tararlo.I manometri a liquido non hanno bisogno di esse-re tarati, se chi li utilizza può dimostrare la preci-sione della scala del manometro e la purezza o ladensità del fluido del manometro. Nel caso di ma-nometri ad una sola diramazione devono ancheessere provate l’uniformità del diametro del tuboe della sezione trasversale del tubo e del serbato-io di compensazione.Se un manometro di prova equipaggiato per la re-gistrazione automatica dei dati è in grado di essereutilizzato manualmente, ci si deve assicurare che lastampata corrisponda alle osservazioni manuali.Nel caso in cui un manometro di prova utilizzatoin collegamento con un registratore automatico didati non possa essere letto manualmente, essodeve essere trattato come un trasduttore e taratoin base ad un manometro di provata precisione.


A transmitter may also be calibrated by apply-ing a measured column of low density fluid di-rectly to the low pressure side of the sensitiveelement and applying simultaneously a highdensity fluid to the high pressure side of thesensitive element. These two columns then pro-vide the differential pressure. The requiredworking pressure from a pressure source isnow simultaneously applied to both columnstaking the precaution of ensuring that the pres-sure medium used does not mix with either thelow density or high density fluid. The lengths ofthe columns are observed and read off bymeans of high pressure sight glasses.

4.4.6 Atmospheric pressureThe atmospheric pressure to which liquid ma-nometers or columns are referred shall, wherev-er practicable, be determined by means of aprecision barometer. The barometer shall be ofthe mercury-in-glass type, certified by a recog-nized national authority, with the bore of theglass tube not less than 6 mm. Alternatively, ananeroid or other type of barometer may beused, provided that its accuracy and suitabilityare certified by a recognized authority.The barometer should be located in the sameroom as that of the manometer and as near aspracticable at the same height.If a barometer is not available, the atmosphericpressure shall be determined by the readingtaken at the time of the test from a local recog-nized weather bureau corrected for the differ-ence of elevation between the weather bureauand the turbine.

4.4.7 Correction of readingsThe readings should be averaged over the testperiod and then corrected as follows:

All pressure-measuring devices with a head ofwater in the connecting line should be correct-ed by adding the pressure equivalent of thehead of water when the gauge is above the tap-ping and subtracting it when the gauge is be-low the tapping.

A calibration correction shall be applied tothose pressure-measuring devices which havebeen calibrated.

Un trasmettitore può anche essere tarato applicandouna colonna misurata di fluido a bassa densità diret-tamente dal lato bassa pressione dell’elemento sen-sibile ed applicando simultaneamente un fluido adelevata densità dal lato alta pressione dell’elementosensibile. Queste due colonne forniscono allora lapressione differenziale. La pressione di lavoro ri-chiesta viene allora applicata simultaneamente alledue colonne a partire da una sorgente di pressionee avendo l’accortezza di garantire che il fluido usatoper applicare la pressione non si mescoli con il flui-do a bassa densità né con quello ad elevata densità.Le altezze delle colonne vengono osservate e letteper mezzo di spie di livello di alta pressione.

Pressione atmosfericaLa pressione atmosferica alla quale i manometri a li-quido o le colonne si riferiscono deve, se possibile,essere determinata mediante un barometro di preci-sione. Questo barometro deve essere di tipo a mer-curio in vetro, certificato da un’autorità nazionale ri-conosciuta, con il diametro interno del tubo in vetronon inferiore a 6 mm. In alternativa, si può utilizzareun aneroide o altro tipo di barometro, a condizioneche la sua precisione e la sua appropriatezza sianocertificate da un’autorità riconosciuta.Il barometro deve essere collocato nello stessoambiente del manometro ed il più vicino possibi-le allo stesso livello. Se non è disponibile un barometro, la pressioneatmosferica deve essere determinata mediante lalettura effettuata al momento della prova da unastazione meteorologica locale riconosciuta, corret-ta secondo la differenza di altitudine tra la stazio-ne meteorologica e la turbina.

Correzione delle lettureSi deve effettuare la media delle letture rilevatedurante il periodo di prova e quindi correggerlecome segue.Le letture effettuate con tutti dispositivi di misuradella pressione con una colonna d’acqua nella li-nea di raccordo devono essere corrette aggiun-gendo la pressione equivalente della colonnad’acqua quando il manometro è al di sopra dellapresa di pressione e sottraendola quando il mano-metro è al di sotto della presa di pressione.Una correzione per taratura deve essere applicataa quei dispositivi di misura della pressione chesono stati tarati.


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Le pressioni assolute misurate mediante manome-tri a liquido e barometri a mercurio in vetro devo-no essere calcolate secondo la Norma ISO 31/111prendendo in considerazione:a) la media delle letture;b) la correzione della lunghezza della scala in

funzione della temperatura;c) la correzione di capillarità per manometri ad

una sola diramazione, a meno che non abbia-no tubi di diametro non inferiore a 12 mm;

d) la densità del liquido (prendendo in conside-razione il liquido della diramazione opposta);

e) l’accelerazione locale di gravità;f) la pressione ambiente debitamente corretta,

solo per i manometri a liquido;g) la differenza di livello e di gravità tra la presa

di pressione e lo strumento, in funzione delladensità del fluido.

Correzioni della colonna dÕacquaPer ottenere la pressione corretta alla presa, lapressione equivalente della colonna d’acqua tra lapresa della tubazione di vapore e l’asse del mano-metro deve essere aggiunta alla lettura del mano-metro (quando il manometro è al di sopra dellapresa) o sottratta dalla lettura del manometro(quando il manometro è al di sotto della presa):

dove:

H = è la distanza verticale tra la presa e l’assedel manometro;

p = è la densità dell’acqua alla temperaturaambiente;

g = è l’accelerazione locale dovuta alla gravità.

Correzioni delle letture del barometroLe letture dei barometri del tipo a mercurio in ve-tro devono dapprima essere portate al valore di273 K e corrette per la lunghezza della scala porta-ta ad una temperatura di riferimento. Questa tem-peratura di riferimento per la scala è generalmente273 K, per i paesi che usano il sistema metrico.Le letture dei barometri devono in seguito esserecorrette per tener conto della depressione capilla-re del mercurio. La graduazione del barometropuò essere stata predisposta per correggere que-sto effetto, nel qual caso non devono essere ap-plicate ulteriori correzioni.Le letture devono quindi essere corrette in funzio-ne della eventuale differenza di altitudine tra unbarometro e qualsiasi dispositivo di misura dellapressione a mercurio, la cui lettura è corretta infunzione della pressione ambiente.

The absolute pressures measured by means of liq-uid manometers and mercury-in-glass barometersshall be calculated in accordance with ISO 31/111taking into account:a) the average of readings; b) the correction of the length of the scale on

account of temperature;c) capillarity corrections for single leg manom-

eters, unless they have tubes of not lessthan 12 mm diameter;

d) density of the liquid (taking into accountthe liquid in the opposite leg);

e) local acceleration due to gravity;f) for liquid manometers only, the ambient

pressure duly corrected;g) difference in elevation and gravity, of tap-

ping point and instrument, with density ofthe fluid.

4.4.7.1 Corrections for the water headTo obtain the correct pressure at the tappingpoint, the pressure equivalent of the head ofwater between the steam pipe tapping and thegauge centre line shall be added (when thegauge is above the tapping) or subtracted(when the gauge is below the tapping) from thegauge reading:

(11)

where:

H = vertical distance between the tappingpoint and the centre of the pressuregauges;

p = density of water at the ambient tempera-ture;

g = local acceleration due to gravity.

4.4.7.2 Barometer reading correctionsMercury-in-glass barometers shall first be cor-rected at 273 K with appropriate allowance forthe reference temperature of the scale. The ref-erence temperature for the scale in metric coun-tries is usually 273 K.

Barometers shall secondly need to be correctedfor capillary depression of the mercury. Thescale of a mercury-in-glass barometer may havebeen set to correct for this, in which case nofurther capillarity correction shall be applied.

Barometers are thirdly to be corrected for differ-ence in elevation, if any, between a barometerand any of the mercury pressure reading devic-es that are referred to it.

Dp Hrg=


A fourth correction shall be made for gravity atthe location of the test. Values of the variouscorrection factors may be found in several rec-ognized tables of standards such as those of theWorld Meteorological Organization, the Tablesof the National Weather Bureau, the Smithsoni-an Tables, etc.

4.5 Condensing turbine exhaust pressure measurement

4.5.1 GeneralThe test instrumentation should give themean static pressure at the exhaust fromeach individual LP casing. lt should nor-mally consist of separate sets of pressuresensing holes, preferably connected indi-vidually or consecutively by use of suitableswitching devices.

The following rules are intended to apply to allcondenser arrangements. It is realised, however,that it may be easier to comply with them in re-spect of underselling condensers than in thecase of side-mounted condensers, particularlyof the integral type. Should it be found virtuallyimpossible to comply with the sub-clauses be-low, then the parties concerned should mutual-ly agree on some alternative means of makingthe measurements, being guided as far as possi-ble by the concepts herein.

4.5.2 Plane of measurementUnless specified otherwise in the contract docu-ments, the condenser inlet shall be taken as themeasuring plane for both turbine and condens-er purposes. Modern condensers are of fourgeneral types: transverse underslung, axial un-derslung, separate side-mounted, integral sidemounted. For the first type, the condenser inletgenerally is identified with the turbine exhaustflange. For the other three types of condenser itis more difficult to identify the condenser inlet.In such cases the condenser inlet should beplaced in one or more planes as close as practi-cable to the condenser tube nests.

4.5.3 Pressure tapsConsiderable variations in static pressure usual-ly exist across the exhaust so that it is necessaryto make provision for measuring the mean atthe condenser inlet by providing numerouspressure sensing holes. Special locations of de-monstrable accuracy may be used when agreedupon by the parties to the test, but in no caseshall there be fewer than 2 per exhaust annulus.When test results are not available to locatesensing holes one device should be employedfor each 1,5 m2.

Un’ultima correzione deve essere effettuata infunzione della gravità nel luogo della prova. I va-lori dei diversi fattori di correzione possono esse-re trovati in diverse tavole riconosciute di normequali quelle dell’Organizzazione MeteorologicaMondiale, le Tabelle della Stazione MeteorologicaNazionale, le Tabelle Smithsoniane ecc.

Misura della pressione di scarico delle turbine a condensazione

Generalit�La strumentazione di prova deve fornire la pres-sione statica media allo scarico a partire dallapressione di ciascuno scarico individuale a bassapressione della turbina. Essa, generalmente, è co-stituita da serie separate di prese di pressione,collegate a manometri di preferenza individual-mente o, in alternativa, in sequenza mediante ap-propriati dispositivi di commutazione.Le regole che seguono si applicano a tutte le confi-gurazioni di condensatore. Si riconosce, tuttavia,che può essere più semplice applicare queste rego-le ai condensatori situati sotto la turbina che ai con-densatori a montaggio laterale, in particolare quan-do sono del tipo integrato alla turbina. Se dovesseessere praticamente impossibile soddisfare le con-dizioni qui di seguito precisate, allora le parti inte-ressate devono concordare reciprocamente mezzialternativi di misura, seguendo, per quanto possibi-le, le direttive contenute nella presente Norma.

Piano di misuraSe non diversamente specificato nei documenti dicontratto, l’entrata del condensatore deve essereconsiderata come il piano di misura sia per la turbi-na sia per il condensatore. I condensatori modernisono di quattro tipi: trasversale sotto la turbina, as-siale sotto la turbina, separato laterale alla turbina,integrato laterale alla turbina. Per il primo tipo l’en-trata del condensatore è generalmente identificatacon la flangia di scarico della turbina. Per gli altri tretipi di condensatore è più difficile identificare l’en-trata del condensatore. In tali casi l’entrata del con-densatore deve essere posta su uno o più piani ilpiù vicino possibile ai fasci tubieri del condensatore.

Prese di pressioneVariazioni considerevoli della pressione statica esi-stono abitualmente attraverso le sezioni di scarico,così che si rende necessario prendere provvedimen-ti per misurare la pressione media all’entrata delcondensatore predisponendo numerosi fori di presedi pressione. Si possono utilizzare punti speciali diprecisione dimostrabile, se concordato tra le partiinteressate alla prova, ma in nessun caso devono es-serci meno di due misure per ciascun flusso di scari-co. Quando i risultati della prova non consentono dilocalizzare i fori delle prese di misura, si deve utiliz-zare un solo dispositivo per ogni 1,5 m2 di sezione.


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For small exhaust conduits requiring notmore than four gauges where the walls arestraight in the direction of the flow and wherethe flow is likely to be uniform, flush walltappings may be used.

The position of each wall tapping should be cho-sen so that it is, as far as practicable, not influ-enced by bends, bellows pieces, splitters, gussetplates, staybars or similar disturbances to flow.

The holes should be normally 10 mm in diame-ter and never less than 8 mm in diameter. Theyshould be drilled normal to the wall, all burrsshall be removed and a wide area round thehole should be dressed clean.Gauge connections through the walls of theexhaust conduit or through ribs traversingthe steam space shall be normal to andflush with the surface of the wall. The holeat the open end should be 12 mm in diame-ter and uniformly rounded to a radius notexceeding 0,8 mm.If the configuration of the exhaust is such thatwall measurements are unrepresentative, inter-nal devices, including special pressure taps withguide plates, baskets or equivalent devices,should be used and they may also be used if awall is inaccessible.Any internal device shall have been shown tobe insensitive to steam incidence, and be mutu-ally acceptable to the parties concerned.

4.5.4 ManifoldsPressure averaging manifolds should not beused.

4.5.5 Connecting linesSpecial precautions shall be taken in making theconnections to the exhaust conduit. Each mercu-ry manometer or column shall be mounted asnear as practicable to the corresponding pressureconnection in the exhaust conduit or casing, butin a position where it will be free from excessivevibration and where the observer can take read-ings with convenience and accuracy.The test gauges should be at a higher level thanthe sensing holes, so that the measuring systemcan be self-draining back to the condenser. Al-ternatively, special arrangements for adequatedraining may be made. If it should prove diffi-cult to devise a self-draining system, then theparties interested in the tests should mutuallyagree on a means of adequately draining orpurging the system by air or nitrogen flushing.Other requirements for low-pressure connect-ing lines appear in 4.4.3.

Per condotti di scarico di piccole dimensioni chenon richiedono più di quattro manometri, dove lepareti sono parallele alla direzione del flusso edove la portata è probabilmente uniforme, posso-no essere utilizzate prese di pressione a filo conle pareti del condotto. La posizione di ciascuna presa di pressione a pa-rete deve essere scelta in modo che, per quantopossibile, non sia influenzata da anse, soffietti,schegge, piastre di rinforzo, puntelli o altri analo-ghi disturbi della portata.I fori devono avere abitualmente un diametro di10 mm e mai inferiore a 8 mm. Devono essere re-alizzati perpendicolarmente alla parete, tutte lebavature devono essere eliminate e un’ampiazona attorno al foro deve essere levigata. Le prese di pressione che attraversano le paretidel condotto di scarico o le nervature all’internodel flusso di vapore devono essere perpendicolaried allo stesso livello della superficie della parete.L’orifizio all’estremità libera deve avere un diame-tro di 12 mm ed essere uniformemente arrotonda-to con un raggio non superiore a 0,8 mm. Se la configurazione dello scarico è tale che le mi-sure effettuate a parete non sono rappresentative,o, se una parete è inaccessibile, si devono utiliz-zare i dispositivi interni, comprese speciali presedi pressione con piastre di guida, con cestelli odispositivi equivalenti.Si deve dimostrare che qualsiasi dispositivo inter-no non è sensibile allo scorrimento di vapore e leparti interessate devono approvarne l’utilizzo.

Collettori di misuraNon si devono utilizzare collettori di misura cheeffettuano una media tra diverse pressioni.

Linee di raccordoSi deve prestare particolare attenzione nell’effettua-re i raccordi con il condotto di scarico. Ciascunmanometro o colonna di mercurio deve esseremontato il più vicino possibile alla presa di pres-sione corrispondente nel condotto o nella tubazio-ne di scarico, ma in una posizione in cui non saràesposto a vibrazioni eccessive e dove l’osservatorepuò effettuare le letture con comodità e precisione.I manometri di prova devono essere posti ad un li-vello superiore rispetto alle prese di pressione inmodo che il sistema di misura possa permettere loscarico spontaneo delle condense verso il conden-satore. In alternativa, si possono effettuare disposi-zioni speciali per assicurare uno scarico adeguato.Se risulta difficile ideare un sistema di scaricospontaneo, allora le parti interessate alle prove de-vono accordarsi reciprocamente riguardo ad unmezzo che scarichi o spurghi adeguatamente il si-stema mediante soffiatura di aria o di azoto. Altreprescrizioni per le linee di raccordo per le misuredi basse pressioni sono indicate in 4.4.3.


4.5.6 InstrumentsAny reliable instrument for measuring the ex-haust pressure may be used, includingopenended liquid manometers and a barome-ter, closed liquid manometers (absolute pres-sure gauges) or pressure transducers. The read-ing accuracy should be 35 Pa.An accurate determination of site barometricpressure is required (see 4.4.6).

4.5.7 Tightness of measuring systemThe tightness of the measuring system should bechecked. When the valves adjacent to the sens-ing holes are closed under specified vacuum, thecolumn reading, if mercury is being used, shouldnot fall at a rate greater than 6 mm in 5 min.Rubber diaphragm type valves are more effectivethan cocks in keeping the system tight.

4.5.8 CalibrationIn accordance with the requirements of the fifthparagraph of 4.4.5, liquid column vacuum gaug-es need not be calibrated if the parties usingthem produce evidence to establish the accura-cy of the manometric scales and can show thatthe purity or density of the liquid is satisfactory.Corrections for meniscus and capillarity are un-necessary if mercury manometers have 12,0 mmbore tubes or larger.If pressure transducers are used they shouldbe calibrated before and after the testagainst a liquid manometer or vacuum deadweight tester.If a liquid column gauge is equipped to recordon a data logger and can also be read manuallyas a liquid column, then the requirements of thesixth paragraph of 4.4.5 apply.

4.5.9 Correction of readingsThe readings should be averaged over the test pe-riod and then corrected in accordance with 4.4.7.

Liquid column readings should be corrected inaccordance with 4.4.7.

StrumentiSi può utilizzare qualsiasi strumento affidabile perla misura della pressione di scarico, compresi imanometri a liquido cavi ed un barometro, i ma-nometri a liquido chiusi (manometri a pressioneassoluta) oppure i trasduttori di pressione. La pre-cisione di lettura deve essere 35 Pa.Una determinazione accurata della pressione ba-rometrica del luogo è richiesta (vedi 4.4.6).

Tenuta stagna del sistema di misuraSi deve verificare la tenuta stagna del sistema di mi-sura. Quando le valvole adiacenti alle prese di pres-sione sono chiuse, sotto vuoto specificato, l’indica-zione della colonna, se è stato utilizzato il mercurio,non deve scendere di oltre 6 mm in 5 min. Le valvo-le del tipo a membrana in gomma assicurano unamaggiore tenuta stagna rispetto ai rubinetti.

TaraturaIn conformità con le prescrizioni del quinto capo-verso di 4.4.5, i manometri a vuoto a colonna li-quida non necessitano alcuna taratura se le partiche li utilizzano possono dimostrare la precisionedelle scale manometriche e che la purezza o ladensità del liquido è soddisfacente. Non sono ne-cessarie correzioni di menisco e di capillarità se imanometri a mercurio hanno tubi con diametro di12,0 mm o oltre.Se si utilizzano trasduttori di pressione, questi de-vono essere tarati prima e dopo la prova per con-fronto con un manometro a liquido o un tester apeso morto sotto vuoto.Se il manometro a colonna di liquido è equipag-giato per registrare dati su un registratore automa-tico e può anche essere letto manualmente comecolonna di liquido, allora si applicano le prescri-zioni di cui al sesto capoverso di 4.4.5.

Correzione delle lettureSi deve effettuare la media delle letture sulla tota-lità del periodo di prova e quindi correggerla se-condo 4.4.7.Le letture effettuate sulle colonne di liquido devo-no essere corrette secondo 4.4.7.


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4.6 Temperature measurement

4.6.1 Points of temperature measurementTemperature measurements shall be made atpoints as close as practicable to the points atwhich the corresponding pressures are measuredfor enthalpy determinations. Temperatures, thevalues of which influence the results of the test,shall be taken at two different points close to-gether and the mean of the two readings shall betaken as the temperature of the fluid.Should it be suspected that there are distribu-tions of flow having different temperatureswithin a pipe, and the weighted average tem-perature influences the results of the test, thepipe is to be explored across its diameter bytemperature measurement means and an aver-age determined by a means to be agreed by theparties to the test.

4.6.2 InstrumentsThe preferred instruments for measuring rela-tively high temperatures are:a) calibrated electrical resistance thermometer

with calibrated precision bridge or digitalvoltmeter;

b) calibrated high-grade thermocouple andprecision bridge or digital voltmeter. Con-tinuous leads to the cold junction are rec-ommended for high measuring accuracy.

The thermocouples and resistance thermometers,and their potentiometers, bridges and galvanome-ters or digital voltmeters should be calibrated be-fore the test or at regular intervals where suffi-cient stability has been shown. Otherwise theincreased uncertainty of measurement has to betaken into account in accordance with 7.2.2.Recalibration after the tests will generally not benecessary if individual temperature measure-ments are sufficiently cross-checked.All this equipment shall be carefully handledand maintained. Its condition shall be examinedperiodically.Additional mercury-in-glass thermometers arerecommended for use when the temperature tobe measured is less than 373 K and the loca-tions are such that readings may be taken with-out difficulty.Mercury-in-glass thermometers used to measuretemperatures which influence the results of thetest shall be of the solid-stem precision typewith etched scale plate graduated with scalessuitable for the measurements to be made.Commercial or industrial metal-encased ther-mometers shall not be used.

Misura delle temperature

Punti di misura delle temperaturePer la determinazione delle entalpie i punti di mi-sura delle temperature devono essere il più vicinopossibile ai punti di misura delle pressioni. Letemperature, i cui valori influenzano i risultati del-la prova, devono essere misurate in due punti di-versi vicini l’uno all’altro e la media delle due let-ture deve essere considerata come temperaturadel liquido.Se si dovesse sospettare che esistono distribuzionidi flusso con temperature diverse in una stessa tu-bazione, e che la temperatura media ponderatainfluisce sui risultati della prova, si deve misurarela distribuzione di temperatura lungo il diametrodella tubazione mediante opportuni mezzi di rilie-vo e si deve determinare una media con modalitàda concordare tra le parti interessate alla prova.

Strumenti di misuraGli strumenti raccomandati per la misura di tem-perature relativamente elevate sono:a) una termoresistenza tarata utilizzata con un

ponte di misura di precisione tarato o un volt-metro numerico;

b) una termocoppia tarata di alta qualità utilizza-ta con un ponte di misura o un voltmetro nu-merico. Per un’alta precisione di misura si rac-comandano conduttori continui fino allasaldatura fredda.

Le termocoppie e le termoresistenze, ed i loro po-tenziometri, ponti di misura e galvanometri, o volt-metri numerici, devono essere tarati prima dellaprova o ad intervalli regolari se è stata dimostratauna stabilità sufficiente. Diversamente deve esserepresa in considerazione la maggiore incertezza dimisura conformemente a quanto indicato in 7.2.2.Non è in genere necessaria la ritaratura dopo leprove se le misure individuali delle temperaturesono sottoposte a controllo incrociato.Tutta questa apparecchiatura deve essere attenta-mente manipolata e mantenuta. Le sue condizionidevono essere verificate periodicamente.Si raccomanda l’utilizzo di termometri a mercurioin vetro quando la temperatura da misurare è in-feriore a 373 K, e quando la loro collocazione ètale che le letture possono essere effettuate senzadifficoltà.I termometri a mercurio in vetro utilizzati per mi-surare le temperature che influenzano i risultatidella prova devono essere del tipo di precisionecon graduazioni incise e scale adatte alle misureda effettuare. Non si devono utilizzare termometricommerciali o industriali con involucro di metallo.


4.6.3 Main temperature measurementsThe main temperatures are those which have adirect influence on the acceptance test result,such as initial steam, hot and cold reheat steam,final feed water temperature, and cooling watertemperatures.

Other temperatures, such as feed water pumpinlet temperatures and discharge and deaeratorcondensate inlet temperatures, may also bemain temperatures according to the guaranteeformulation, and to the method of determiningthe primary flow.If the fluid flows associated with the main tem-perature measurements are conveyed in multiplepipes, each main temperature should be taken asthe arithmetic mean of the individual tempera-tures unless the parties interested in the testagree that some other flow weighting is appro-priate.Two thermometer wells should be provided ineach pipe to permit the temperature measure-ment to be independently duplicated. The tem-perature in each pipe should be taken as thearithmetic average of the two measurementsunless the parties to the test agree otherwise.The final feed temperature measurementsshould be taken after the junctions of any heat-er by-passes, and sufficiently far downstream toensure that adequate mixing has occurred.

4.6.4 Feed train temperature measurements(including bled steam)These temperatures are normally only requiredwhen the feed water heating plant (if installed)is not provided by the turbine contractor, al-though it may be of advantage to measuresome or all of them.With the exception of main temperature meas-urements, the feed train temperature measure-ments need not be duplicated. Sufficient inletand outlet temperatures on each heater shouldbe measured to enable a heat balance to becalculated.In many instances, the inlet feed temperature ofone heater would be the same as the outletfeed temperature of the preceding heater(1)

and, in these instances, one temperature meas-urement to serve both heaters would be suffi-cient. If both the feed inlet temperature and thepreceding feed outlet temperature are meas-ured, then the mean of the two should be takento obviate discrepancies in the heat balance.Where a return connection exists between thetwo points, measurements should be made up-stream and downstream of the junction.

(1)The temperature is taken at least 10 diameters downstreamfrom the heater outlet to ensure adequate mixing.

Misure delle temperature principaliLe temperature principali sono quelle che hannoun’influenza diretta sul risultato della prova di ac-cettazione, quali le temperature del vapore all’am-missione, del vapore risurriscaldato caldo e fred-do, la temperatura finale dell’acqua di alimentofinale e quella dell’acqua di raffreddamento.Altre temperature, quali le temperature di aspira-zione e di mandata della pompa dell’acqua di ali-mento, la temperatura del condensato all’entratadel degasatore, possono essere anch’esse tempera-ture principali secondo i termini di contratto e ilmetodo di determinazione della portata principale.Se le portate di fluido associate alle misure delletemperature principali sono convogliate in più diuna tubazione, ciascuna temperatura principaledeve essere considerata come la media aritmeticadelle temperature individuali, a meno che le partiinteressate alla prova non convengano che laponderazione di alcune portate sia appropriata.Devono essere previsti due pozzetti termometrici inciascuna tubazione per permettere la misura doppiaindipendente di ciascuna temperatura. La temperatu-ra di ciascuna tubazione deve essere consideratacome la media aritmetica delle due misure, se le partiinteressate alla prova non si accordano diversamente.La temperatura finale dell’acqua di alimento deveessere misurata a valle dell’ingresso di qualsiasiby-pass dei riscaldatori, a una distanza sufficientea permettere un’adeguata miscelazione.

Misure delle temperature del ciclo di rigenerazione(compreso il vapore spillato)Queste temperature sono abitualmente richiestesolo se l’impianto di riscaldamento dell’acqua dialimento (se presente) non viene fornito dall’ap-paltatore della turbina, sebbene possa risultarevantaggioso misurarne qualcuna o tutte.Ad eccezione della misura delle temperatureprincipali, le misure delle temperature dei riscal-datori non devono essere doppie. È sufficientemisurare la temperatura di entrata e di uscita suciascun riscaldatore per permettere di calcolarneil bilancio termico.In molti casi, la temperatura dell’acqua all’entratadi un riscaldatore è la stessa della temperaturadell’acqua all’uscita del riscaldatore precedente(1)

e, in questi casi, è sufficiente una sola misura del-la temperatura per entrambi i riscaldatori. Se simisurano le due temperature, si deve effettuarnela media per eliminare le incoerenze nel bilanciotermico. Quando esiste una canalizzazione di ri-torno d’acqua tra i due riscaldatori, le misure de-vono essere effettuate a monte e a valle dellagiunzione.

(1) La temperatura deve essere presa almeno 10 diametri a valledallÕuscita del riscaldatore per assicurare una buona miscelazione.


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Steam temperatures should be measured ateach end of the bled steam pipes: near theturbine connection upstream of the non-re-turn valve and near the feedwater inletconnection.If mixing occurs in a bled steam pipe, the tem-perature of the mixture should be taken suffi-ciently far downstream of the junction to ensurethat adequate mixing has occurred.Thermowells should be located in areas whichassure good mixing and have minimum possi-bility of stratification.

4.6.5 Condenser cooling water temperature measurementThese temperatures are normally only requiredif condenser performance is included in the tur-bine generator performance guarantee.a) Inlet temperature

Inlet temperature is generally constantacross the section of the pipe, and unlessthere is reason to suspect that stratificationis occurring, one temperature measurementin each inlet pipe will suffice. Thermometerpockets may be used or, alternatively, acontinuous flow of sample water may bedrawn off through a chamber into which isinserted a direct contact thermometer. If ei-ther party suspects stratification, the meas-urements shall be by one or both of themethods used for outlet temperature as de-scribed in the following paragraph.

b) Outlet temperatureTemperature stratification occurs in the cool-ing water discharge boxes. To permit to oc-cur, the measuring positions should be severaldiameters downstream. Temperature sam-pling probes should be used at each condens-er outlet, on at least two diameters. Theprobes may be either perforated samplingtubes through which water can be drawn offto a mixing chamber or they may be thermo-piles to obtain a mean temperature in situ.There shall be not class than one samplinghole or thermocouple for each 0,2 m2 of pipearea and they should be situated at centres ofequal areas. There should be not less thanfour sampling holes or thermocouples foreach outlet pipe and they should be situatedin such a way that they are representative forthe cross-section of the pipe. If practicable,the temperature can be measured after mixingin the outlet water channel with due consider-ation for temperature loss.

Le temperature del vapore devono venire misura-te a ciascuna estremità delle tubazioni di vaporespillato: vicino alla connessione della turbina, amonte della valvola di non ritorno e vicino allaconnessione di entrata del riscaldatore.Se in una tubazione di vapore spillato si mescolanoscarichi diversi, la temperatura della miscela deve es-sere misurata a valle della giunzione a distanza suffi-ciente da assicurare un’adeguata miscelazione.I pozzetti termometrici devono essere collocati inaree che assicurino una buona miscelazione e cheabbiano una possibilità minima di stratificazione.

Misura della temperatura dellÕacqua di raffreddamento del condensatoreQueste temperature sono normalmente richieste solose le prestazioni del condensatore sono compresenella garanzia di prestazione del turbogeneratore.a) Temperatura di entrata

La temperatura di entrata è generalmente co-stante attraverso la sezione della tubazione, e,se non vi è motivo di sospettare la presenzadi una stratificazione, è sufficiente una solamisura di temperatura in ciascuna tubazionedi entrata. Si possono utilizzare pozzetti ter-mometri o, in alternativa, si può prelevareuna portata continua di acqua attraverso unacamera nella quale è inserito un termometro acontatto diretto. Se una delle due parti inte-ressate alla prova sospetta una stratificazione,la misura deve essere effettuata con uno o en-trambi i metodi utilizzati per la temperatura diuscita, come descritto qui di seguito.

b) Temperatura di uscitaLa stratificazione della temperatura si producenelle casse di scarico dell’acqua di raffredda-mento. Per permettere la miscelazione, le po-stazioni di misura devono trovarsi diversi dia-metri a valle. Le sonde di campionamentodella temperatura devono essere utilizzate perciascuna uscita del condensatore, su almenodue diametri. Le sonde possono essere tubi dicampionamento perforati attraverso i quali sipuò prelevare l’acqua per dirigerla verso unacamera di miscelazione oppure possono esse-re termopile che danno direttamente una tem-peratura media. Non deve esserci meno di unorifizio di prelievo o di termocoppia per ogni0,2 m2 di sezione di tubazione ed essi devonoessere ripartiti in modo uguale al centro diaree di uguale superficie. Ci devono esserenon meno di quattro fori di prelievo o termo-coppie per ciascuna tubazione di uscita e de-vono essere situati in modo tale da essererappresentativi della sezione trasversale dellatubazione. Se possibile, la temperatura puòessere misurata dopo la miscela nel condottodell’acqua di evacuazione, tenendo in debitaconsiderazione la perdita di temperatura.


4.6.6 Accurancy of temperature measuring equipment

The temperature measuring equipment shall beof such accuracy that the individual maximumerrors do not prevent the desired level of testaccuracy from being achieved.

4.6.7 Thermometer wellsThe material of a thermometer well shall besuitable for the temperature to be measured.Tubes and wells shall be as thin as practicable,consistent with safe stress, the inner diametersbeing as small as practicable. It is important thatthe wells be clean and free from corrosion oroxide. Wells for high or main temperaturemeasurements may be provided with externalfins for good heat absorption. With high pres-sures and high temperatures, it is advisable toweld the thermometer wells to the pipe.Thermometer wells shall preferably be dry, es-pecially for the higher temperature measure-ments but shall be carefully covered and sealedwith material to reduce air circulation or loss ofheat.If temperature rise across the feed pump has tobe measured, the thermometer pockets at inletand discharge shall be of duplicate type andmaterial. The pocket in the discharge pipingshall be located sufficiently downstream of thepump to permit a good mixing of the flow.

4.6.8 Precautions to be observed in the measurement of temperatureThe following precautions shall be observed inthe measurement of the temperature:a) heat that is transmitted by conduction or radia-

tion to or from the temperature measuringmeans other than from the medium beingmeasured shall be reduced to a minimum;

b) the immediate vicinity of the point of inser-tion and the projecting parts of the well andits support shall be thermally insulated;

c) in pipes of less than 75 mm internal diameter,the thermometer shall be arranged axially in thepipe by inserting it in an elbow or tee. At any lo-cation where an elbow or tee is not available,the piping shall be modified accordingly.In pipes having an internal diameter greaterthan or equal to 75 mm, the sensitive elementshall be located between the centre and apoint 25 mm radially beyond, except that inthe case of very large pipes and special mul-ti-point measuring devices, no well need ex-ceed a length of 150 mm inside a pipe;

d) in measuring the temperature of fluids theheat-receiving part of the apparatus shallnot be in a dead space;

Precisione dellÕapparecchiatura di misura della temperaturaL’apparecchiatura di misura della temperaturadeve essere di una precisione tale che gli errorimassimi individuali non impediscano di raggiun-gere il livello di precisione di prova desiderato.

Pozzetti termometriciIl materiale di un pozzetto termometrico deve essereadatto alla temperatura da misurare. I tubi ed i poz-zetti devono essere il più sottili possibile, per quantolo permetta la sicurezza, ed i loro diametri interni piùpiccoli possibile. È importante che i pozzetti sianopuliti e privi di corrosione o ossidazione. I pozzettiper la misura di temperature principali o elevate pos-sono essere muniti di alette esterne per favorire unbuon assorbimento di calore. In presenza di pressio-ni elevate e temperature elevate, si consiglia di salda-re i pozzetti termometrici alla tubazione.I pozzetti termometrici devono essere, di prefe-renza, a secco, specialmente per le misure di tem-perature elevate, ma devono essere accuratamen-te coperti e sigillati con materiale che riduca lacircolazione d’aria o la perdita di calore.Se si deve misurare l’aumento di temperatura at-traverso la pompa di alimento, i pozzetti termo-metrici all’ingresso e alla mandata devono esseredello stesso tipo e materiale. Il pozzetto della tu-bazione di scarico deve essere collocato sufficien-temente a valle della pompa per permettere unabuona miscelazione della portata.

Precauzioni da osservare nella misura della temperaturaNella misura della temperatura devono essere os-servate le precauzioni che seguono:a) il calore che è trasmesso per conduzione o per ir-

raggiamento verso o dall’apparecchio di misuradella temperatura, da un mezzo diverso da quel-lo da misurare, deve essere ridotto al minimo;

b) la zona immediatamente adiacente al punto di in-serimento e le parti sporgenti del pozzetto e delsuo supporto devono essere termicamente isolati;

c) nelle tubazioni di diametro interno inferiore a75 mm, il termometro deve essere dispostonell’asse del tubo, inserito in un tubo a gomitoo a T. Qualora il gomito o il T non siano utiliz-zabili, deve essere modificata la tubazione.Nelle tubazioni con diametro interno superioreo uguale a 75 mm, l’elemento sensibile deve es-sere posizionato a meno di 25 mm dal centrodel tubo, eccetto nel caso di tubazioni moltograndi e di dispositivi di misura speciali multi-punto dove non è necessario che il pozzettopenetri di oltre 150 mm nella tubazione;

d) per la misura della temperatura dei fluidi inmovimento, la parte sensibile dello strumentonon deve essere posta in una zona morta;


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e) in taking readings, a mercury-in-glass ther-mometer shall not be raised in the ther-mometer well further than is necessary torender visible the top of the mercurythread. Other types of instrument shall notbe moved while readings are being taken;

f) each complete temperature measuring installa-tion shall be set up in place in full workingcondition at the temperature conditions thatwill prevail during the test, for not less than 2 hbefore a test is commenced.

4.7 Steam quality measurement

4.7.1 GeneralIn power stations employing certain types of nu-clear reactor, the steam supplied to the turbinesis at saturation temperature and may contain asmall percentage of moisture. It is therefore nec-essary to ascertain the moisture content in orderto determine the enthalpy of the initial steam.It may also be required to determine the mois-ture content of the steam after partial expan-sion in the turbine, for example, at a pointwhere extracted steam is taken to a feedwaterheater or a water-separator or reheater. Whereit is practicable to condense the extractedsteam and measure the condensate, the en-thalpy of the steam can be determined by aheat balance calculation.The usual methods of determining the moisturecontent of steam are by means of:n a throttling calorimeter,n an electrical heating calorimeter.The former is only applicable when the qualityand the pressure of the steam are sufficient toproduce a measurable degree of superheat inthe calorimeter. The latter is not subject to theselimitations. Both methods, however, are liable togive misleading results because of the probablelack of homogeneity and the difficulty of obtain-ing a correct sample of the local steam-watermixture. Consequently, there is uncertainty as towhether the steam passing to the calorimeter isrepresentative of the main steam flow.Recently, more precise methods employing ra-dioactive or non-radioactive tracers have beenintroduced and established.

4.7.2 Tracer techniqueThe tracer technique employing the dilutionmethod is an accurate method for determiningeither the water phase or the moisture fractionof a two-phase vapour-water flow. The dilutionmethod is based on the measurement of a trac-er concentration in a water sample. Dilution canbe accomplished in either of two ways, applica-ble to determining both throttle and extractionenthalpy.

e) al momento della lettura, un termometro a mer-curio in vetro non deve essere sollevato dalpozzetto termometrico più del necessario perrendere visibile l’estremità della colonna di mer-curio. Gli altri tipi di strumenti non devono es-sere spostati mentre si effettuano le letture;

f) ciascun sistema di misura completo deve es-sere installato nelle condizioni di temperaturache prevarranno durante la prova, almeno 2 hprima dell’inizio della prova.

Misura del titolo del vapore

Generalit�Nelle centrali nucleari che utilizzano alcuni tipi direattori, il vapore fornito alle turbine è alla tempe-ratura di saturazione e può contenere una piccolapercentuale di umidità. Pertanto è necessario mi-surare il contenuto di umidità per determinarel’entalpia del vapore all’ammissione.Può anche essere necessario determinare il conte-nuto di umidità del vapore dopo una espansioneparziale nella turbina, per es. in un punto in cui ilvapore estratto è portato verso un riscaldatored’acqua di alimento o ad una separatore d’acquao a un risurriscaldatore. Quando è possibile con-densare il vapore estratto e misurare il condensa-to, l’entalpia del vapore può essere determinatamediante un bilancio termico.I metodi usuali per la determinazione del conte-nuto di umidità del vapore utilizzano:n un calorimetro a strozzamento;n un calorimetro elettrico.Il primo metodo si applica solo quando la qualitàe la pressione del vapore sono sufficienti a pro-durre un surriscaldamento nel calorimetro. Il se-condo metodo non è soggetto a queste limitazio-ni. Entrambi i metodi, tuttavia, possono condurrea risultati erronei a causa della probabile mancan-za di omogeneità e della difficoltà ad ottenere uncampione corretto della miscela vapore-acqua. Diconseguenza, è incerto se il vapore che passa at-traverso il calorimetro sia rappresentativo dellaportata principale di vapore.Recentemente sono stati introdotti e stabiliti meto-di più precisi che utilizzano tracciatori radioattivio non radioattivi.

Tecnica di misura mediante tracciatoreLa tecnica di misura mediante tracciatore che utilizzail metodo della diluzione è un metodo preciso perla determinazione della frazione di acqua o di umi-dità di una portata bifase vapore-acqua. Il metododella diluizione si bassa sulla misura della concen-trazione di un tracciatore in un campione d’acqua.La diluizione può essere realizzata in due modi, uti-lizzabili per determinare sia entalpia del vaporeall’ammissione sia allo scarico della turbina.


Metodo a condensazione: si suppone che la con-centrazione del tracciatore nell’umidità trasportatadal vapore sia la stessa di quella nell’acqua dellacaldaia. Dopo la condensazione del vapore e lamisura della portata di massa e della concentra-zione del tracciatore nella caldaia e nel condensa-to, il bilancio di massa permette di determinare laquantità di acqua trasportata nel vapore prove-niente dalla caldaia.Metodo a iniezione a portata costante: una soluzio-ne di tracciatore di concentrazione nota vieneiniettata ad una portata nota nella portata di vapo-re. Dopo il miscelamento, un campione d’acquaviene prelevato e la concentrazione del tracciatoreviene misurata. Il calcolo del bilancio permette dideterminare il contenuto di umidità del vapore amonte del punto di iniezione. Si devono prendereprecauzioni per assicurare che la miscela sia omo-genea e che non si estragga vapore con l’acqua.Si possono utilizzare altri metodi diversi da quellisopra descritti, previo accordo.

Metodo a condensazioneUn tracciatore appropriato, dissolto nella fase liqui-da del vapore umido ad una concentrazione Cwatviene diluito mediante condensazione di vapore.Dopo la condensazione totale del vapore, la con-centrazione del tracciatore nel condensato è Ccond.Le concentrazioni sono collegate dalla formula:

dove:

= portata d’acqua nel vapore umido;

= è la portata di condensato provenien-te dal vapore umido.

Con le concentrazioni ottenute dalle misure diprova, prima e dopo la condensazione, la frazio-ne di umidità del vapore è rappresentata dal rap-porto:

e il titolo del vapore è determinato da:

Il titolo del vapore all’entrata della turbina può es-sere calcolato dal titolo e dalla pressione del va-pore all’uscita del generatore di vapore e dellapressione all’entrata.L’umidità contenuta nel vapore prodotta dal gene-ratore di vapore risulta dal trascinamento d’acqua.

mú

múcond

Condensing method: it is assumed that the trac-er concentration in the moisture carried by thesteam is the same as that in the water in theboiler. After condensation of the vapour andmeasurement of the mass flow and of the tracerconcentration in the boiler and in the conden-sate, a mass balance calculation enables theamount of water transported in the steam fromthe boiler to be determined.Constant rate injection method: a solution oftracer of known strength is injected at a knownrate into the steam flow. After mixing, a sampleof the water is drawn off and the tracer concen-tration measured. A balance calculation enablesthe moisture content of the steam upstream ofthe injection point to be determined. Precau-tions shall be taken to ensure that the mixture ishomogeneous and that no steam is withdrawnwith the water.Methods other than these may be used uponagreement.

4.7.3 Condensing methodAn appropriate tracer, dissolved in the waterphase of wet steam at a concentration Cwat willbe diluted by condensation of vapour. After thesteam is totally condensed, the tracer concentra-tion in the condensate will be Ccond. The con-centrations are related by the balance:

(12)

where:

= mass flow rate of water in wetstea-flow;

= mass flow rate of condensate fromweat steam.

With the tracer concentrations known from testmeasurements, before and after condensation,steam wetness fraction (moisture) is represent-ed by the ratio:

(13)

and the steam quality is determined by:

(14)

Throttle quality can be calculated from the qual-ity and pressure of steam leaving the steamgenerator, and throttle pressure.

The moisture in the steam leaving the steamgenerator is the result of water carry-over.

Cwat mú× Ccond múcond×=

mú

múcond

1 xÐ mú

múcond-------------------

CcondCwat-----------------= =

x 1CcondCwat-----------------Ð=


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Thus, a tracer present in the steam generatorwater will also be found in the steam.In non-reheat cycles, the tracer will finallybe diluted in the total flow going back to thesteam generator. By the application of thecondensing method, steam generator exitmoisture can be evaluated using equation(14) above.ln the case of reheat cycles, the error in the throt-tle moisture determination caused by plating outof the tracer in the reheaters is negligible, provid-ed that the external moisture separator effective-ness is approximately 100%. However, there is thepossibility of measuring the moisture carry-over ofthe steam generator during special tests with thereheaters out of service if agreed between the par-ties concerned.When the tracer concentration is measured at thebottom of the steam generator, the factor R (seeFigures 4 and 5) has to be taken into account inthe determination of the concentration Cwat whichserves for the determination of the steam quality.Consequently, this procedure is less precise thanthe direct measurement of Cwat.Determination of the concentration in the totalflow, Ccond depends on the arrangement of thefeedwater heaters. On cycles with cascadingheaters, total flow usually exists at the dischargeof the condensate pumps. On other cycles, ifthe demineralizers are bypassed during the test,Ccond will be the tracer concentration in the fi-nal feedwater. Another possibility is to calculateCcond from a tracer flow balance. However, thiscalculation requires several flow and concentra-tion measurements. In all cases, effects such asexternal tracer sources feeding into the cycle orlosses of tracer (demineralizers) shall be takeninto account.

The condensation method may also be used todetermine wet extraction steam enthalpy. Thismethod is particularly attractive if a suitabletracer is already present in the steam path.However, error analysis shows that accurate re-sults can only be obtained on heaters withoutcascading drains.With this method, extraction enthalpy is evalu-ated from an energy balance and a tracer bal-ance around the heaters.

For the tracer balance, the concentration of thetracer in all flows to and from each heater shellside are needed. Sampling the heater drains forconcentration measurement of the tracer is fair-ly easy, as this is only single phase flow. Sam-pling water out of the extraction line requiresthe same precautions as in the case of the injec-tion method.

Pertanto, un tracciatore presente nell’acqua delgeneratore di vapore si ritrova anche nel vapore.Nei cicli senza risurriscaldamento, il tracciatore èinfine diluito nella portata totale di ricircolazioneche ritorna al generatore di vapore. Con l’applica-zione del metodo di condensazione, l’umiditàall’uscita del generatore di vapore può essere va-lutata utilizzando la formula (14) sopra riportata.In caso di cicli a risurriscaldamento, l’errore com-messo nella determinazione dell’umidità causatadai depositi del tracciatore nei risurriscaldatori ètrascurabile, a condizione che l’efficacia del sepa-ratore di umidità sia circa del 100%. Tuttavia, èpossibile misurare il trascinamento di umidità dalgeneratore di vapore durante prove speciali effet-tuate con i risurriscaldatori fuori servizio, previoaccordo tra le parti interessate alla prova.Quando la concentrazione del tracciatore è misu-rata sul fondo del generatore di vapore, il fattoreR (vedi Fig. 4 e 5) deve essere preso in considera-zione nel determinare la concentrazione Cwat cheserve per la determinazione del titolo del vapore.Di conseguenza, questa procedura è meno preci-sa della misura diretta di Cwat.La determinazione della concentrazione nella por-tata totale Ccond dipende dalla disposizione dei ri-scaldatori dell’acqua di alimento. Nei cicli con ri-scaldatori a cascata, la portata totale generalmentepassa allo scarico delle pompe del condensato.Negli altri cicli, se i demineralizzatori sonoby-passati durante la prova, Ccond è la concentra-zione del tracciatore nell’acqua di alimento finale.Un’altra possibilità è calcolare Ccond dal bilanciodi portata del tracciatore. Tuttavia, questo calcolorichiede diverse misure di portata e di concentra-zione. In tutti i casi, devono essere presi in consi-derazione effetti quali sorgenti esterne del traccia-tore che entrano nel ciclo o le perdite deltracciatore (demineralizzatori).Il metodo a condensazione può essere utilizzatoanche per determinare l’entalpia del vapore diestrazione umido. Questo metodo è particolarmen-te interessante se un tracciatore adatto è già pre-sente nel circuito del vapore. Tuttavia, l’analisi de-gli errori mostra che si possono ottenere risultatiprecisi solo sui riscaldatori senza spurghi a cascata.Con questo metodo, l’entalpia del vapore di estra-zione è valutata da un bilancio termico e da unbilancio del tracciatore effettuata sulla sequenzadei riscaldatori.Per il bilancio del tracciatore, è necessario cono-scere la concentrazione del tracciatore in tutte leportate dirette a e provenienti da ciascun riscalda-tore. La campionatura degli spurghi del riscaldato-re per la misura della concentrazione del traccia-tore è abbastanza facile, poiché si tratta di unaportata monofase. La campionatura dell’acquasulla linea di estrazione richiede le stesse precau-zioni necessarie del metodo ad iniezione.


Calcolo del titolo del vapore allÕentrataper un reattore ad acqua bollente

dove:

LEGENDA

a Portata di vapore principale

b (concentrazione allÕinterfaccia acqua/va-pore)

c Acqua di alimento

d CL (misura)

múM múF=( )

mcore mF,CwatÐ

múF CF,( )

Fig. 4 Throttle steam quality calculations for boiling water reactor

(15)

(16)

(17)

where:

CAPTIONa Main steam ßow

b (concentration at water steam inter-

face)

c Feedwater

d CL (measure)

mM = mF

Cwat múcore múFÐ( ) múFCF+ múcoreCL= =

Cwat = mcoreCL – mFCF

mcore – mF

CF<< CL e/and mú F <múcore

C wat =C L mcore

mcore – mF= CL

1 – R

R = mF

mcore=

mM

mcore

múM múF=( )

mcore mF,CwaÐ

múF CF,( )


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b

a

c

d


Calcolo del titolo del vapore allÕentrata per un reat-tore ad acqua pressurizzata

LEGENDA

Cwat=concentrazione di tracciatore allÕinterfaccia acqua/vaporeCB =concentrazione di tracciatore nello spurgo

a (misura)

múE múR múM+=

RmúMmúE--------- oppure mE

múMR---------= =

Fig. 5 Throttle steam quality calculations for pressurizedwater reactor

(18)

(19)

(20)

CAPTION

Cwat=tracer concentration at water steam interfaceCB = blowdown tracer concentration

a (measure)

múR múE múMÐmúM

R----------múMÐ 1 RÐ( )

múMR---------= = =

CwatCBmEú

múR----------------»

CBmúMR---------è øæ ö

1 RÐ( )múMR---------è øæ ö

--------------------------------CB

1 RÐ------------= =

CwatCB

1 RÐ------------=

RmúMmúE--------- or mE

múMR---------= =


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CB a


Metodo a iniezione a portata costanteUna soluzione acquosa di tracciatore, di concen-trazione Cinj è iniettata a una portata costante

, nella portata vapore-acqua dove deve esse-re misurata l’umidità. La concentrazione Cwat è mi-surata nella fase liquida, a valle del punto di inie-zione dopo che un’adeguato miscelamento. Inqueste condizioni, il bilancio di massa del traccia-tore può essere scritto:

oppure

dove:

= è la portata di massa dell’acqua nella misce-la vapore-acqua al punto di campionatura

Co= è la concentrazione iniziale nella fase liqui-da al punto di campionatura, prima dell’ini-zio dell’iniezione, dovuta a quantità naturalidi tracciatore (concentrazione di fondo)

= è la variazione della portata d’acqua (con-densazione di vapore dovuta all’iniezionedella soluzione fredda di tracciatore)

Normalmente ,per cui la formula di cui sopra si riduca a:

Entalpia del vapore di estrazione determinata mediante il metodo a iniezione a tasso costanteSe la portata della fase liquida nella linea di estrazio-ne verso un riscaldatore d’acqua di alimento è nota,l’entalpia del vapore umido può essere calcolatamediante un bilancio termico del riscaldatore.La portata d’acqua può essere misurata con il me-todo a iniezione a portata costante. La misura del-la portata e della concentrazione del tracciatoreed anche la conservazione del tasso di iniezione èrelativamente semplice. Tuttavia, la concentrazio-ne del tracciatore nella fase liquida, a valle delpunto di iniezione, può essere determinata inmodo preciso solo se il tracciatore è ben miscela-to e se può essere prelevato un campione dellafase liquida.

mú inj

mú

Dmú

Cwat Cinj Co Cwat e Dm mÇÇ,Ç

4.7.4 Constant rate injection methodA water-soluble tracer of concentration Cinj isinjected at a constant rate into the va-pour-water flow where moisture is to be meas-ured. The concentration Cwat is measured in thewater phase downstream of the injection pointafter adequate mixing has taken place. For thiscondition the following material balance can bewritten:

(21)

or

(22)

where:

= mass flow rate of water in vapour-watermixture at the sampling point

Co= initial concentration in the water phaseat the sampling point, before injectionstarts, due to natural amounts of tracer(background concentration)

= change in water flow, (condensation ofvapour due to injection of the cold trac-er solution)

Normally ,so that the above equation is reduced to:

(23)

4.7.5 Extraction enthalpy determined by constant rate injection methodIf the flow rate of the water phase in the extrac-tion line to a feedwater heater is known, wetsteam enthalpy can be calculated by energy bal-ance around the heater.The water flow rate can be measured with theconstant rate injection method. Measuring flowrate and concentration of the tracer solutionand maintaining a constant injection rate iscomparatively simple. However, the tracerconcentration in the phase downstream of thepoint of injection can be accurately deter-mined only if the tracer is well mixed and asample of the liquid phase can be obtained.

mú inj

Co mú mú inj Cinj mú mú inj Dmú+ +( )Cwat×=×+×

múmú inj Cinj CwatÐ( ) Dmú Cwat×Ð×

Cwat CoÐ----------------------------------------------------------------------------------=

mú

Cwat Cinj Co Cwat and Dmú múÇÇ,Ç

mú mú injCinjCwat-------------×=

Dmú


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4.7.5.1 Injection pointsFor the sample to be truly representative, thetracer shall be uniformly distributed in thewater phase. The injection point should,therefore, be located immediately down-stream of the extraction flange of the turbine,and the sampling point should be close to theheater. A long run of pipe with several el-bows will promote mixing. Use of a spray forinjecting would be beneficial, but it may notbe necessary.

4.7.5.2 Sampling pointsSince any condensed vapour in the sample willfalsify the result, care shall be taken in selectingthe location of the sampling tap. At the condi-tions and velocities normally found in extrac-tion lines, the water is not uniformly distributedover the cross-section, but agglomerated to-wards the pipe wall. This is favourable for wa-ter sampling, so that a simple wall tap shouldprove satisfactory. However, advantage shouldbe taken of gravitational or centrifugal forces bylocating the tap on the bottom of the pipe or onthe outside at the exit of an elbow. Figure 6shows a typical installation of injection andsampling points. In cases where the extractionline is very short, such as heaters installed incondenser necks, problems may be encoun-tered in obtaining water samples. In such cases,these rules recommend that the water samplebe taken from the heater drain.

In cycles with pumped ahead drains, the abovemethod yields accuracy equal to the injectionmethod without any additional instrumentation.In cycles with drains cascading to the condens-er, the upstream drains shall be diverted directlyto the condenser so as to yield comparable re-sults. Such diversion necessitates designingsuch drain piping to the condenser to accom-modate total cascade flow at full load. The di-version method should be employed prior tothe heat rate test.

Punti di iniezioneAffinché il campione sia veramente rappresentati-vo, il tracciatore deve essere distribuito nella faseliquida. Il punto di iniezione deve, pertanto, esse-re situato immediatamente a valle della flangia diestrazione della turbina, e il punto di campionatu-ra deve essere vicino al riscaldatore. Una lungaparte della tubazione con diversi parti a gomitofaciliterà il miscelamento. L’utilizzazione di unpolverizzatore per l’iniezione è vantaggioso, mapuò non essere necessario.

Punti di campionaturaPoiché del vapore condensato nel campione falsi-fica il risultato, si deve prestare attenzione nellascelta della collocazione dei punti di campionatu-ra. Alle condizioni e alle velocità normalmente in-contrate nelle linee di estrazione, l’acqua non èdistribuita uniformemente su tutta la sezione ma èconcentrata verso la parete della tubazione. Ciò èvantaggioso per la campionatura dell’acqua, poi-ché una sola presa sulla parete potrebbe esseresufficiente. Tuttavia, si deve approfittare della for-za di gravità e della forza centrifuga collocando lapresa sulla parte bassa della tubazione o all’uscitadi un tubo a gomito della parte esterna. La Fig. 6mostra una disposizione tipica dei punti di inie-zione e di campionatura. Nei casi in cui la linea diestrazione è molto corta, come nel caso di riscal-datori installati nel collo dei condensatori, si pos-sono avere problemi nell’ottenere campioni d’ac-qua. In tali casi, è raccomandabile di prendere ilcampione d’acqua dallo scarico del riscaldatore.Nei cicli con pompe di ripresa degli spurghi, ilmetodo sopra descritto permette di ottenere unaprecisione uguale a quella del metodo di iniezio-ne senza alcuna strumentazione supplementare.Nei cicli con spurghi a cascata verso il condensa-tore, gli spurghi a monte devono essere deviatidirettamente verso il condensatore per permettererisultati identici. Tale deviazione necessita unaprogettazione quale la tubazione di spurgo versoil condensatore per permettere la portata totale acascata a pieno carico. Il metodo di deviazionedeve essere utilizzato prima della prova di consu-mo specifico di calore.


Disposizione tipica dei punti di iniezione e di cam-pionatura

LEGENDA

a Iniezioneb Turbinac Tubazione 203 mmd Tubazione 305 mme Campionatura

Portata di campionaturaLa portata di campionatura deve essere regolatoin modo da evitare il trascinamento e la conse-guente condensazione di vapore. Il tasso massi-mo ammissibile di campionatura può essere de-terminato, per es. analizzando il flusso dicampionatura per l’ossigeno dissolto. L’ossigeno(da 20 a 30 ppm) è naturalmente presente nel va-pore proveniente dai reattori ad acqua bollentecome risultato della radiolisi. La portata di cam-pionatura deve essere determinata prima dellaprova di consumo specifico di calore. Il contenu-to di ossigeno deve essere misurato per diverseportate e raffigurato graficamente come mostratoin Fig. 7. La portata alla quale il vapore inizia adessere trascinato nel campione è evidenziato daun brusco aumento del contenuto di ossigeno. Lavalidità dell’utilizzo dell’ossigeno o di un altrotracciatore adatto come mezzo di tracciamentodella frazione di vapore si basa sulla distribuzionedi ossigeno tra la fase liquida e la fase vapore. Apressioni inferiori a 35 bar, l’ossigeno è quasi inte-ramente nella fase vapore.In altri tipi di impianti, si può aggiungere un trac-ciatore adatto, come lo xeno 133.

Fig. 6 Typical installation of injection and samplingpoints

CAPTION

a Injectionb Turbinec Pipe 203 mmd Pipe 305 mme Sampling

4.7.5.3 Sampling ßow ratesThe sampling flow rate shall be adjusted so thatentertainment and subsequent condensation ofvapour is prevented. The maximum allowablesampling rate can be determined, for example,by analyzing the sampling stream for dissolvedoxygen. Oxygen (20 to 30 ppm) is naturallypresent in the steam from boiling water reactorsas a result of radiolysis. The sampling flow rateshall be determined prior to the heat rate test.The oxygen content shall be measured for vari-ous sample flow rates and plotted as shown inFigure 7. The flow rate at which steam starts toentrain in the sampling is evidenced by a sharprise in oxygen content. The validity of using ox-ygen or other suitable tracer as a means of trac-ing the vapour fraction is based on the distribu-tion of oxygen between the liquid and vapourphases. At pressures less than 35 bar, oxygen isalmost entirely in the vapour phase.

In other types of plants, a suitable tracer, suchas xenon-133, could be added.

a

b

c

e

d


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Contenuto di ossigeno nel ßusso di campionatura

LEGENDAa Ossigeno nel campione ppb (10Ð9)b Portata del campione (ml/min)

Tracciatori e loro utilizzoPer ottenere risultati precisi utilizzando i metodi acondensazione e ad iniezione a portata costante, itracciatori devono rispondere ai criteri che seguono:a) non presentare alcun rischio per il personale; b) non avere alcun effetto dannoso sui materiali

utilizzati;c) essere solubili in acqua, ma praticamente inso-

lubili nel vapore (si può ottenere una concen-trazione nella fase vapore di 10–6 con tracciatoriappropriati);

d) essere non volatili;e) essere stabili alle condizioni esistenti nel ciclo

della turbina e non essere assorbiti da superfi-ci interne (a condizione che l’acqua non siacompletamente evaporata);

f) miscelarsi completamente ed uniformementecon tutta l’acqua disponibile in qualsiasi mo-mento.

Reattori ad acqua leggera della generazione at-tuale sono progettati per livelli di pressione e ditemperatura che permettono ad un certo numerodi tracciatori di rispondere a questi criteri. A li-velli di pressione più elevati, ciò può essere piùdifficile. Inoltre si deve considerare il problemadella contaminazione chimica, che è legato allasensibilità e alla precisione dei metodi di analisidisponibili. Metodi quali la misura della condut-tività o i metodi gravimetrici possono esseretroppo poco sensibili per fornire la precisione ri-chiesta ai livelli di concentrazione tollerati in al-cune centrali nucleari. Si deve prestare attenzio-ne ad evitare la contaminazione ambientalequando si utilizzano tracciatori.

Fig. 7Oxygen content of sample stream

CAPTIONa Oxygen in sample ppb (10Ð9)b Sample ßow rate (ml/min)

4.7.6 Tracers and their useFor condensing and constant-rate injectionmethods to give accurate results, tracers shallmeet the flowing criteria: a) no hazard to operating personnel;b) no harmful effects on materials employed;

c) soluble in water, but essentially insoluble insteam (concentration in the steam phase of10-6 can be attained with suitable tracercompounds);

d) non-volatile;e) stable at the conditions existing in the tur-

bine cycle, and not absorbed on internalsurfaces (provided that the water is notevaporated completely);

f) mixed completely and uniformly with allthe water available at any instant.

Light water reactors of the present generationare designed for pressure and temperature lev-els which permit a number of tracers to meetthese criteria. At higher pressure levels this maybe more difficult. Furthermore, the problem ofchemical contamination, which is tied togetherwith the sensitivity and accuracy of the analyti-cal methods available, has to be considered.Methods such as measurement of conductivityor the gravimetric methods may be too insensi-tive to produce the required accuracy at theconcentration levels which can be tolerated insome nuclear system. Care shall be taken toprevent environmental contamination whentracers are used.

a

b


4.7.6.1 Radioactive tracersRadioactive tracers are particularly attractive forapplication in nuclear power plants, where li-censing required for possession and handling ofradioactive materials presents no particularproblem. Tracer concentrations of less than 1 in109 can be accurately measured using gammacounting techniques. For steam cycles with verylow radioactive background, the tracer activityconcentration required for accurate testing isvery small; however, the tracer should be ashort-lived isotope to eliminate long-term con-tamination problems. Since it is not practicableto measure the concentration of recovered sam-ples simultaneously it will be necessary to applya correction to the measured concentration ofeach sample to account for isotope decay. Oneof the tracers which meets these criteria is 15-hsodium-24. If the tracer technique is used to de-termine throttle and extraction steam qualityand heater leakage, there is some advantage inusing three different radioactive tracers.

4.7.6.2 Non-radioactive tracerA number of tracers are available. The sodiumtracer technique is based on accurate and directdetermination of the mass concentration of so-dium in water samples. Sodium may be presentin PWR cycles due to the use of sodium phos-phates for secondary loop water chemistry con-trol. The sodium tracer technique also preservesthe non-radioactive status of the secondary loopin PWR cycles.a) Flame photometry method

Sodium analysis may be performed with aflame spectrophotometer. Care shall be tak-en to prevent environmental sodium fromcontaminating a sample. Multiple determi-nations of sodium concentrations shall bemade for each sampling point. Sodium con-centration may also be determined from acontinuously flowing sample.

b) Sodium ion electrode methodThe sodium analyzer may be used forcontinuous monitoring of a flowing sam-ple, as well as for analyzing separatesamples.

The application of non-radioactive tracer tech-niques shall be consistent with regulations con-cerning the metallurgical safety of the reactorsystem and all other related equipment. Lithiumsalts may also be used in preference to sodium.

Tracciatori radioattiviI tracciatori radioattivi sono particolarmente inte-ressanti per l’applicazione nelle centrali nucleari,dove non si hanno particolari problemi per l’auto-rizzazione ad immagazzinare e manipolare mate-riali radioattivi. Le concentrazioni di tracciatore in-feriori a 1 su 109 possono essere misurate in modopreciso utilizzando le tecniche di conteggio gam-ma. Per i cicli di vapore con radioattività di fondomolto bassa, la concentrazione dell’attività del trac-ciatore, richiesta per ottenere misure precise, èmolto debole; tuttavia, il tracciatore deve essere unisotopo di corta durata per eliminare i problemi dicontaminazione a lungo termine. Poiché non è fa-cile misurare la concentrazione contemporanea-mente su diversi campioni, è necessario applicareuna correzione alla concentrazione misurata di cia-scun campione per tener conto del decadimentodegli isotopi. Uno dei tracciatori che soddisfa que-sti criteri è il sodio 24 che ha una vita di 15 h. Se latecnica del tracciatore è utilizzata per determinareil titolo del vapore all’ammissione e all’estrazione ele fughe dei riscaldatori, può essere convenienteutilizzare tre diversi tracciatori radioattivi.

Tracciatori non radioattiviSono disponibili diversi tracciatori. La tecnica deltracciatore al sodio si basa sulla determinazione pre-cisa e diretta della concentrazione di massa del so-dio in campioni d’acqua. Il sodio può essere presen-te nei cicli ad acqua pressurizzata a causa dell’usodei fosfati di sodio per il controllo dell’acqua del cir-cuito secondario. La tecnica del tracciatore a sodiomantiene anche le condizioni di non radioattività delcircuito secondario nei cicli ad acqua pressurizzata.a) Metodo mediante fotometria di fiamma

Si può effettuare l’analisi del sodio con unospettrofotometro a fiamma. Si devono prende-re precauzioni per evitare che il sodio presen-te nell’ambiente contamini il campione. De-terminazioni multiple delle concentrazioni disodio devono essere effettuate per ciascunpunto di campionatura. La concentrazione disodio può essere determinata anche da uncampione a scorrimento continuo.

b) Metodo mediante ionizzazione del sodioL’analizzatore del sodio può essere utilizzatoper il controllo continuo di un campione ascorrimento, così come per analizzare cam-pioni separati.

L’applicazione delle tecniche del tracciatore non ra-dioattivo devono rispettare le regole riguardanti la si-curezza metallurgica del sistema del reattore e di tuttele altre apparecchiature relative. L’utilizzo dei sali di li-tio può anche essere preferito a quello del sodio.


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4.8 Time measurementThe time of test periods and observations maybe determined by:a) signals from a master clock or timekeeper;

b) observations of watches, which are to besynchronized before the test, by the individ-ual observers.

A time measurement of high accuracy is neces-sary for each measurement employing an inte-grating meter. Individual stop watches or elec-tric time measuring devices shall be employed.Special care shall be given to the accurate syn-chronization of the readings of the integratingmeter and the time measuring devices.

4.9 Speed measurementSpeed can be measured by means of a countingmechanism and clock, a stroboscope, a fre-quency measuring instrument (mechanical orelectrical) or a speed measuring instrument. Sig-nal transducers and signal transformers are alsoaccepted.

5 EVALUATION OF TESTS

5.1 Preparation of evaluationFrom the instrument readings taken during thetest, the test results according to 2.4 are calcu-lated.Prior to evaluating the measurements, a time in-terval which shall constitute the official test peri-od shall be selected from the overall period dur-ing which readings for a test have been taken.This interval shall be equal to at least the periodlaid down in 3.8.3. During this period the provi-sions of 3.8.1 and 3.8.2 relating to the deviationsof the operating conditions from the guaranteeconditions and relating to the fluctuations in theoperating conditions shall be satisfied.Readings of all instruments, including integratinginstruments, and corresponding time measure-ments shall be available for the start and the endof the selected test period (see 5.2.1).In the event of disturbances encountered duringa test, all instrument readings made during thedisturbed period may by mutual agreement beeliminated according to 4.4.7. Evidence shall befurnished that the same steady-state conditionshad existed before and after the disturbance. Thetotal length of the remaining test periods shallcomply with 3.8.3.In the event of a temporary failure of a measuringinstrument during the test, the missing readingsmay by agreement and where appropriate be de-duced from other suitable instrument readings.

Misura del tempoLa durata dei periodi di prova e l’inizio di ogni singo-lo ciclo di osservazioni può essere determinato con:a) segnali emessi da un orologio principale o da

un marcatempo;b) l’osservazione da parte dei singoli letturisti di

orologi, che devono essere sincronizzati pri-ma della prova.

Ciascuna misura che utilizza un misuratore inte-gratore necessita di una misura del tempo di altaprecisione. Si devono utilizzare cronometri indivi-duali o dispositivi elettronici di misura del tempo.Si deve prestare particolare attenzione alla sincro-nizzazione precisa delle letture del misuratore in-tegratore e dei dispositivi di misura del tempo.

Misura della velocit� di rotazioneLa velocità di rotazione può essere misurata median-te un contatore di giri e un orologio, o uno strobo-scopio, o uno strumento di misura della frequenza(meccanico o elettrico) o uno strumento di misuradella velocità. Possono essere utilizzati anche tra-sduttori di segnale e trasformatori di segnale.

VALUTAZIONE DELLE PROVE

Preparazione della valutazioneI risultati di prova sono calcolati secondo 2.4 apartire dalle letture degli strumenti effettuate du-rante la prove.Prima di valutare le misure, si deve scegliere, un in-tervallo di tempo che deve costituire il periodo diprova ufficiale, da un periodo totale durante il qualele letture per la prova sono state effettuate. Questointervallo deve essere almeno uguale a quello defi-nito in 3.8.3. Durante questo periodo di prova, de-vono essere soddisfatte le disposizioni di 3.8.1 e3.8.2 relative alle deviazioni delle condizioni di fun-zionamento dalle condizioni di garanzia e relativealle fluttuazioni nelle condizioni di funzionamento.Le letture di tutti gli strumenti di misura, compresigli strumenti integratori, e le corrispondenti misuredi tempo devono essere disponibili per l’inizio e lafine del periodo di prova scelto (vedi 5.2.1).Nel caso di disturbi incontrati nel corso di una pro-va, tutte le letture degli strumenti eseguite durante ilperiodo di disturbo possono essere eliminate con-formemente a 4.4.7, in base a reciproco accordo. Sidevono fornire le prove che le stesse condizioni sta-bili esistevano prima e dopo il disturbo. La duratacomplessiva dei periodi di prova restanti deve esse-re conforme a 3.8.3.Nel caso di guasto temporaneo di un apparecchio dimisura durante la prova, le letture mancanti posso-no essere dedotte dalle letture effettuate da altri ap-parecchi adatti, previo accordo e se appropriati.


5.2 Computation of results

5.2.1 Calculation of averaged values of instrument readingsFor further evaluation, the average value of thereadings taken during the test period definedaccording to 5.1 is calculated for each measur-ing instrument.For variables which influence the evaluation ina linear manner, the average value is the arith-metic mean value. The theoretically correct pro-cedure for averaging the readings of a pressuredifference across a flow-measuring device is tocalculate the arithmetic mean value of thesquare roots of the readings. However, if theamplitude of readings is less than 10%, the max-imum possible error introduced by not calculat-ing the square root of the arithmetic mean ofthe readings is less than 0,1%.If data from integrating instruments are com-pared with averaged readings of indicating in-struments, it is important to ensure that theyhave been determined for the same time peri-od. The first and last readings of the indicatinginstruments should then carry only half theweight in the averaging procedure.

5.2.2 Correction and conversion of averaged readingsThe averaged readings are corrected to takecare of all influences resulting from the instru-mentation and converted to the necessary unitsconsidering:a) instrument constants and zero corrections;b) calibration corrections;c) reference values of instrument readings

(e.g., barometric pressure, ambient temper-ature);

d) any additional influences (e.g. water legs).

5.2.3 Checking of measured data

5.2.3.1 CompatibilityAfter computation of the measured data, suchas pressures, temperatures, flow rates, etc., athorough examination shall be made for seriouserrors, inconsistencies with the laws of physics,and general compatibility. If major discrepan-cies are detected, the cause and extent of whichare unknown, the test run shall be repeatedcompletely or to the necessary extent. Appro-priate additional measurements shall be madefor clarification. Instrument readings which areobviously incorrect shall be eliminated. Subjectto mutual agreement of the parties interested inthe test, such readings may be replaced by oth-er instrument readings or by appropriate calcu-lated or estimated values.

Calcolo dei risultati

Calcolo dei valori medi delle letture degli strumentiPer i calcoli successivi, per ciascuno strumento dimisura viene calcolato il valore medio delle lettu-re effettuate durante il periodo di prova definitosecondo 5.1.Per le variabili che influenzano la valutazione inmodo lineare, il valore medio è il valore medioaritmetico. La procedura teoricamente corretta perottenere la media delle letture di pressione diffe-renziale attraverso un dispositivo di misura dellaportata è calcolare il valore medio aritmetico delleradici quadrate delle letture. Tuttavia, se la disper-sione delle letture è inferiore al 10%, l’errore mas-simo possibile introdotto dal non calcolare la ra-dice quadrata della media aritmetica delle lettureè inferiore allo 0,1%.Se i dati provenienti dagli strumenti integratorisono paragonati alla media delle letture degli stru-menti indicatori, è importante assicurarsi che essisiano stati determinati in corrispondenza dellostesso periodo di tempo. La prima e l’ultima lettu-ra dello strumento indicatore devono quindi esse-re prese con peso metà nel calcolo della media.

Correzione e conversione della medie delle lettureLe medie delle letture sono corrette per tenereconto di tutte le influenze che provengono dallastrumentazione e sono convertite nelle unità ne-cessarie, considerando:a) le costanti degli strumenti e le correzioni di zero;b) le correzioni di taratura;c) i valori di riferimento delle letture degli stru-

menti (per es. pressione barometrica, tempe-ratura ambiente);

d) qualsiasi influenza supplementare (per es. co-lonne d’acqua).

VeriÞca dei dati misurati

Compatibilit�Dopo il calcolo delle medie e delle correzioni, sideve effettuare un esame minuzioso dei dati mi-surati, quali pressioni, temperature e portate perrilevare gli errori gravi, le incompatibilità con leleggi fisiche e verificare l’omogeneità dei risultati.Se si trovano discrepanze importanti, la cui causae portata sono sconosciute, la prova deve essereripetuta completamente o per la parte interessata.A titolo di chiarimento si devono fare delle misuresupplementari appropriate. Le letture degli stru-menti che sono manifestamente erronee devonoessere eliminate. Previo accordo reciproco tra leparti interessate alla prova, tali letture possono es-sere sostituite da letture di altri strumenti oppureda appropriati valori calcolati o stimati.


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Valutazione delle misure multipleQuando per la stessa variabile sono disponibili ri-sultati provenienti da diversi strumenti indipen-denti, si deve calcolarne un valore medio inmodo appropriato che prenda in considerazionel’affidabilità relativa dei singoli valori misurati xjapplicando i fattori di ponderazionegj.Il valore più probabile per il valore medio di piùrisultati xj è il valore medio ponderato .

Ciascun fattore di ponderazione è calcolato a partiredal limite di confidenza Vxj del risultato xj (vedi art. 7).

Al fine di verificare la compatibilità reciproca dipiù valori misurati per una stessa variabile, tenen-do conto della loro incertezza di misura calcolatao stimata e per la giustificazione del calcolo delvalore medio indicato sopra, l’applicazione di unmetodo statistico può essere utile; questo vienedescritto dettagliatamente nell’Appendice C.

Bilanci di portata di massaQuando durante una prova vengono effettuatepiù misure della portata di massa nel circuitoprincipale acqua/vapore, possono essere calcolatipiù valori per una certa portata di massa nel cir-cuito principale (per es. portata di vapore iniziale)stabilendo dei bilanci di portata di massa.Per stabilire queste equazioni di bilancio, è inoltrenecessario misurare certe portate di massa secon-darie oltre alle variazioni di livello nei punti in cuisi può verificare dell’accumulo di acqua.L’impostazione dei bilanci di portata di massa e ilcalcolo dei risultati sono trattati in dettaglionell’Appendice D.

FughePer quanto possibile, le fughe devono essere identi-ficate ed eliminate prima della prova. Se una qualsi-asi fuga identificata non può essere eliminata, la suaportata deve essere misurata o stimata e se ne devetener conto nei calcoli della portata principale o se-condaria. Le fughe non identificate che originanouna perdita di fluido di lavoro, devono anch’esseavere la/le loro portata/e e posizione/i stimate ecomprese, se ritenuto necessario, nei calcoli dellaportata principale o secondaria. Le fughe incontrol-late durante la prova, espresse in percentuale dellaportata di vapore all’ammissione a pieno carico, nondevono superare di 0,4 volte l’incertezza di misurarelativa del risultato di prova espresso in percento, al-trimenti la prova può essere accettata solo in seguitoa reciproco accordo tra le parti interessate alla prova.

x÷

5.2.3.2 Evaluation or multiple measurementsWhere results from several independent instru-ments are available for the same variable, an aver-age value of these shall be calculated in a suitablemanner, which considers the relative reliability ofthe individual measured values xj by applyingweighting factors gj.The most probable figure for the average value ofseveral results xj is the weighted mean value .

(24)

Each weighting factor is calculated from the confi-dence limit Vxj of the result xj (see clause7).

(25)

In order to check the mutual compatibility ofseveral measured values for the same variablewith consideration of their calculated or esti-mated measuring uncertainty and for the justifi-cation of the averaging as indicated above, theapplication of a statistical method can be help-ful; this is described in detail in Appendix C.

5.2.3.3 Mass ßow balancesWhen several mass flow measurements are madein the main steam-water circuit during a test, sev-eral values can be calculated for a certain massflow in the main circuit (e.g., the initial steamflow) by setting up mass flow balances.

For the establishment of these balance equations,it is further necessary to measure certain second-ary mass flows as well as level changes in loca-tions where water storage can occur.The setting up of mass flow balances and thecomputation of the results is treated in detail inAppendix D.

5.2.3.4 LeakagesLeakages shall, as far as is practicable, be identi-fied and eliminated before the test. If any identi-fied leakages cannot be eliminated, their flowrates shall be measured or estimated. These esti-mates shall be included in the main or secondaryflow rate calculations. Unidentified leakages,which result in a loss of working fluid, shall alsohave their flow rate(s) and positions(s) estimatedand included, if considered necessary, in the mainor secondary flow rate calculations. The total un-accounted leakage during the test expressed inpercent of full load initial steam flow shall not ex-ceed 0,4 times the relative measuring uncertaintyof the test result expressed as a percentage, other-wise the test can be accepted only by mutualagreement of the parties to the test.

x÷

x÷xjgj( )ågjå

---------------------=

gj1

Vx2j

-----------=


5.2.4 Thermodynamic properties of steam and waterThe steam and water tables and charts uponwhich the guarantees are based shall be usedfor the calculation of the test results. The nameand edition of the tables and charts employedshall be stated in the report of the tests. The ta-bles used shall be consistent with the Interna-tional Skeleton Tables established at the SixthInternational Conference on the Properties ofSteam (ICPS) in 1963, and preferably be basedon the 1967 IFC Formulation for Industrial Usethat was approved at the Seventh ICPS in 1968,or the latest edition.

5.2.5 Calculation of test resultsThe thermal and/or thermodynamic efficiency,the initial steam flow capacity and the outputhave to be calculated in accordance with thedefinition of the guarantee values (see 2.4).In accordance with 5.1 and 5.2, a definite valueshall be established for each variable whichshall be used exclusively in further evaluation.For the determination of measuring uncertainty,see clause 7.

6 CORRECTION OF TEST RESULTS AND COMPARISON WITH GUARANTEE

6.1 Guarantee values and guarantee conditionsThe guarantee values with which the thermalacceptance test results shall be compared indi-cate the level of the turbine performance. Theirdefinitions are given in 2.4. These values aredependent upon steam cycle terminal condi-tions, and upon the parameters of the feedwaterheating system, so each of these shall be de-fined completely and clearly in the contractdocument to constitute the specified guaranteeconditions. In many cases it is recommendedthat these data be given in the form of aheat-balance diagram containing all necessaryinformation.The test results are equally dependent on thesesame conditions and parameters, so any ob-served departure from the value upon whichthe guarantee is given becomes subject to a cor-rection after the test (see 6.4).If extraction or addition of steam and/or wateris already included in the guarantee cycle, it isan additional specified guarantee condition.

Propriet� termodinamiche del vapore e dellÕacquaPer il calcolo dei risultati di prova, si utilizzano idiagrammi e le tabelle del vapore e dell’acqua acui fanno riferimento le garanzie. Il nome e l’edi-zione delle tabelle e dei diagrammi utilizzati de-vono essere indicati nel rapporto di prova. Le ta-belle utilizzate devono corrispondere alle TabelleInternazionali Skeleton stabilite alla Sesta Confe-renza Internazionale sulle Proprietà del Vapore(ICPS) nel 1963, ed essere basate, di preferenza,sulla Formulazione per Uso Industriale del 1967che è stata approvata alla Settima ICPS nel 1968 osull’ultima edizione.

Calcolo dei risultati di provaIl rendimento termico e/o termodinamico, la mas-sima portata di vapore all’ammissione e la poten-za devono essere calcolati in accordo con la defi-nizione dei valori di garanzia (vedi 2.4).Conformemente a 5.1 e 5.2, si deve stabilire unvalore definito per ciascuna variabile ed esso solodeve essere utilizzato nei calcoli successivi.Per la determinazione dell’incertezza di misuravedi art. 7.

CORREZIONE DEI RISULTATI DI PROVA E PARAGONE CON LA GARANZIA

Valori e condizioni della garanziaI valori della garanzia con i quali si devono con-frontare i risultati delle prove di accettazione ter-mica indicano il livello delle prestazioni della tur-bina. Le loro definizioni sono indicate in 2.4.Poiché questi valori dipendono dalle condizioniai limiti di fornitura del ciclo e dai parametri delsistema di riscaldamento dell’acqua di alimento,ciascuno di essi deve essere definito in modocompleto e chiaro nel contratto e costituire lecondizioni specificate della garanzia. In molti casi,si raccomanda di fornire questi dati sotto forma didiagrammi del bilancio termico con tutti i dati ne-cessari.I risultati di prova dipendono ugualmente dallestesse condizioni e dagli stessi parametri, cosicchéqualsiasi scarto si osservi dai valori su cui si basala garanzia è soggetto a correzione dopo la prova(vedi 6.4).Se l’estrazione o l’aggiunta di vapore e/o acqua ègià stata inclusa nel ciclo di garanzia, questa èuna condizione supplementare della specificatagaranzia.


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Correzione della portata massima di vapore allÕammissionePer la correzione della portata massima di vaporeall’ammissione secondo le condizioni della garan-zia, si applica la formula che segue:

dove:

è la portata massima di vapore all’am-missione misurata durante la provacon le valvole completamente aperte.

Se il rapporto tra la pressione di scarico e la pressionedi ammissione non è sufficientemente piccolo, puòessere necessario l’utilizzo della formula completa:

Gli esponenti 2 dei rapporti di pressione sono ap-

prossimazioni del valore esatto .

Correzione della potenza massimaNella correzione della potenza massima Pmax per ri-portarla alle condizioni della garanzia, si devonoprendere in considerazione tutte le condizioni difunzionamento che influenzano la portata di vapo-re all’ammissione, il salto entalpico e la sua distri-buzione nelle diverse parti della turbina ed i valoridi rendimento nelle diverse parti della turbina.Le correzioni per tutti questi parametri (in particolarele condizioni di vapore vivo, la temperatura di risurri-scaldamento e la pressione del condensatore) si pos-sono effettuare con curve di correzione appropriate.Si può effettuare una correzione completa attra-verso un appropriato ricalcolo del ciclo termico.Una formula di correzione approssimata che sup-pone una ripartizione simile del salto entalpico edel rendimento è:

Per la determinazione di vedere 6.2. Ilrendimento da utilizzare deve essere, in accordocon la formulazione della garanzia, il rendimentotermico ht o il rendimento termodinamico htd.

mú1 max m,,

1 k+k------------

mú1 max c, ,

6.2 Correction of initial steam ßow capacity

For correction of the initial steam flow capacityto guarantee conditions, the following equationis applied:

(26)

where:

is the initial steam flow capacitymeasured during test with valveswide open

If the ratio of exhaust pressure to inlet pressureof the turbine is not sufficiently small, the useof the complete equation may be necessary:

(27)

The exponents 2 of the pressure ratios are ap-

proximations of the exact value .

6.3 Correction of maximum outputIn the correction of the maximum output Pmaxto guarantee condition all the operating condi-tions influencing the initial steam flow, the en-thalpy drop and its distribution in the differentparts of the turbine and the efficiency values inthe different parts of the turbine should be tak-en into account.Corrections for all these parameters (particularlylive steam condition, reheat temperature andcondenser pressure) can be made with appro-priate correction curves.A complete correction can be made by appro-priate recalculation of the thermal cycle.An approximate correction formula assumingsimilar distribution of enthalpy drop and effi-ciency is:

(28)

For the determination of see 6.2. Theefficiency to be used shall be according to the for-mulation of the guarantees, the thermal efficiencyht or the thermodynamic efficiency htd.

mú1 max c,, mú1 max m,,p1 g,p1 m,-----------

p1 m, n1 m,×

p1 g, n1 g,×-----------------------------×=

mú1 max m,,

mú1 max c,, mú1 max m,,p1 g,p1 m,-----------

p1 m, n1 m,×p1 g, n1 g,×----------------------------

1p2 g,p1 g,----------è øæ ö

2Ð

1p2 m,p1 m,------------è øæ ö

2Ð

----------------------------×=

1 k+k------------

Pmax,c Pmax,mm1,max,cm1,max,m------------------------

hmax,chmax,m------------------× ×=

mú1 max c, ,


6.4 Correction of thermal and thermodynamic efÞciencyIf any operating conditions according to 6.1 dif-fer during the test from the guarantee condi-tions, the thermal or thermodynamic efficiency,or heat rate or steam rate have to be correctedbefore they can be compared with the guaran-tee values. In order to keep the correctionsmall, the operating conditions during the testshall be as close as practicable to the specifiedguarantee conditions. The maximum permissi-ble deviations for the most important operatingparameters are stated in 3.8.2.

The correction for deviations from specifiedguarantee conditions can be divided into threecategories.Category 1 comprises corrections for deviationsof the terminal operating conditions of the tur-bine itself from specified guarantee conditions,such as (see also 6.7):a) initial steam pressure,b) initial steam temperature,c) reheat steam temperature,d) initial steam quality,e) reheater pressure drop, f) turbine-exhaust pressure or condenser cool-

ing water temperature and flow,

g) moisture-separator effectiveness, if not sup-plied with the turbine,

h) speed.

Category 2 comprises variables which primari-ly affect the feed-heating system. This categoryincludes corrections, such as the following(see also 6.7):a) feed-heater terminal differences,

b) extraction-line pressure drops,c) system water-storage changes and make-up

flow,d) enthalpy rise through condensate and

feed-pumps,e) condensate undercooling in condenser,

f) spray-attemperator flows for boiler,g) different configuration of feed-heating sys-

tem (for example, heater out of service).

Correzione del rendimento termico e termodinamicoSe durante la prova alcune delle condizioni di fun-zionamento, in accordo con 6.1, differiscono dallecondizioni della garanzia, il rendimento termico otermodinamico, o il consumo specifico di calore oil consumo di vapore devono essere corretti primadi poter essere confrontati con i valori della garan-zia. Per mantenere la correzione a un valore pic-colo, le condizioni di funzionamento durante laprova devono essere il più vicino possibile allecondizioni specificate dalla garanzia. Le deviazionimassime ammissibili per i parametri di funziona-mento più importanti sono indicate in 3.8.2.La correzione per le deviazioni dalle condizionispecificate dalla garanzia può essere divisa in trecategorie.La categoria 1 comprende le correzioni per le de-viazioni delle condizioni di funzionamento alcontorno della turbina stessa, quali (vedereanche 6.7):a) pressione del vapore all’ammissione,b) temperatura del vapore all’ammissione,c) temperatura del vapore risurriscaldato,d) titolo del vapore all’ammissione,e) caduta di pressione nel risurriscaldatore,f) pressione allo scarico della turbina o tempera-

tura e portata dell’acqua di raffreddamentodel condensatore,

g) efficienza del separatore di umidità, se nonfornito con la turbina,

h) velocità di rotazione.

La categoria 2 comprende variabili che influenzanoprincipalmente il sistema di riscaldamento dell’acquadi alimento. Questa categoria comprende le corre-zioni, quali quelle che seguono (vedere anche 6.7):a) differenze terminali dei riscaldatori d’acqua di

alimento,b) perdite di carico delle tubazioni di spillamento,c) variazioni delle quantità d’acqua immagazzi-

nata nel sistema e portata di reintegro,d) aumento di entalpia attraverso le pompe di

estrazione condensato e le pompe di alimento,e) sotto-raffreddamento del condensato nel con-

densatore,f) portate di attemperamento della caldaia,g) diversa configurazione del sistema di riscalda-

mento dell’acqua di alimento (per es. riscalda-tore fuori servizio).


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Le correzioni della categoria 3 riguardano le condi-zioni di funzionamento del generatore. Esse sono in-dipendenti dal resto dell’impianto e semplici da de-terminare. Se, tuttavia, il calore risultante dalle perditedel generatore viene trasferito nell’acqua di alimento,queste correzioni hanno un’importanza maggiore esono trattate di preferenza nella categoria 2:a) fattore di potenza del generatore,b) tensione,c) pressione d’idrogeno.

DeÞnizione e applicazione dei valori di correzioneAi fini delle correzioni, normalmente si ammette chele influenze dei diversi parametri di funzionamentosui risultati di prova siano reciprocamente indipen-denti le une dalle altre. Pertanto, i valori di correzionesono determinati individualmente, secondo le devia-zioni dei singoli parametri di funzionamento e sonopoi combinati per formare una correzione totale.I valori di correzione sono fattori definiti come segue:

dove:

hc = è il rendimento corretto basato sulle con-dizioni specificate della garanzia

hm = è il rendimento misurato.I fattori di correzione individuali F1, F2, F3 ... sonopoi combinati per dare un fattore di correzionetotale Ftot.

Il valore di rendimento corretto è quindi:

Per tutti i parametri per i quali la correzione dipendedal carico, i fattori di correzione devono essere de-terminati per ciascun punto di carico della garanzia.La correzione del risultato di prova secondo le con-dizioni specificate della garanzia può anche essereeffettuata con un ricalcolo completo della turbina edel suo ciclo termico, generalmente mediante unprogramma di computer che tenga conto delle carat-teristiche dei componenti della turbina e dell’impian-to e delle condizioni di funzionamento durante laprova. Questo metodo fornisce direttamente unacorrezione completa senza l’uso di fattori di corre-zione individuali e tiene anche conto in larga misuradell’interdipendenza delle diverse variabili. Può an-che essere comodo effettuare con un ricalcolo solo lecorrezioni della categoria 2, poiché le curve di corre-zione per queste variabili possono non essere imme-diatamente disponibili. Le correzioni della categoria 1si effettuano quindi mediante le curve di correzione.

Category 3 corrections concern the generatoroperating conditions. They are independent ofthe remainder of the plant and simple to deter-mine. If, however, the heat equivalent of thegenerator losses is transferred into the feed-wa-ter, they are of greater consequence and mostconveniently treated in Category 2:a) generator power factor,b) voltage,c) hydrogen pressure.

6.5 DeÞnition and application of correction valuesFor correction purposes, it is normally assumedthat the influences of the various operating pa-rameters on the test result are mutually independ-ent of each other. Therefore the correction valuesare determined individually according to the devi-ations of the individual operating parameters andare then combined to form a total correction.Correction values are factors defined as follows:

(29)

where:

hc= corrected efficiency based on specifiedguaranteed conditions

hm = measured efficiency.The individual correction factors F1, F2, F3... arethen combined to give a total correction factorFtot.

The corrected efficiency value is then:

(30)

For all parameters, where the correction is loaddependent, correction factors have to be deter-mined for each guarantee load point. The correc-tion of the test result to specified guarantee con-ditions can also be effected by a completerecalculation of the turbine and its thermal cycleusually by means of a computer program withdue consideration of the characteristics of theturbine and plant components and the operatingconditions during the test. This method yields acomplete correction directly, without the use ofindividual correction factors and also takes intoaccount to a large extent the interdependence ofthe different variables. It may also be convenientto make only the corrections of category 2 by re-calculation, since correction curves for these var-iables may not be readily available. The category1 corrections are then made by means of correc-tion curves.

Fhchm--------=

Ftot = F1 · F2 · F3 ...

hc = hm · Ftot


6.6 Correction methodsThe determination of the correction methodand of the necessary values and curves dependson the method to be applied for the guaranteecomparison (see 6.8).a) If the guarantee comparison is made for

constant initial steam flow, for each variableits influence on the thermal or thermody-namic efficiency has to be considered forthe correction.

b) If the guarantee comparison is made forconstant valve position of the turbine, theinfluence on both efficiency and output ofeach variable has to be determined.

The correction and comparison procedure to beapplied should be agreed upon by the partiesinterested in the test sufficiently early before thetest to allow the necessary preparatory work tobe completed. The manufacturer’s correctioncurves should be supplied within an agreed pe-riod, usually three months before the test, un-less agreement to the contrary has been madein the contract.The correction method described in 6.6.1 is rec-ommended, in particular, for turbines with com-plicated cycles (turbines with steam extractionor bleeding for other purposes, with secondarysteam, etc., or with complex feed-water heatingcycles) and for turbines with many cycle correc-tions. If suitable means of calculation are ap-plied, this method gives corrections which aremore exact, complete and useful than correc-tions according to the method described in6.6.2. Other suitable correction methods mayalso be applied by agreement.

6.6.1 Correction by heat balance calculationThe correction may be made by calculating aheat balance to correct the test cycle and thetest operating conditions to the guarantee cy-cle and guarantee operating conditions. Thatis, the turbine test efficiencies may be correct-ed according to the specified conditions (forthe influence of operating conditions, if neces-sary). These corrected test efficiencies may beused to calculate a “corrected test” cycle whichcan be compared with the guarantee cycle.

Alternatively, the correction may be made bycalculating a heat balance to correct the guaran-tee cycle and the guarantee operating condi-tions to the test cycle and test operating condi-tions. The turbine guarantee efficiency may becorrected according to the test conditions (forthe influence of operating conditions, if neces-sary). This corrected test efficiency may be usedto calculate a “corrected guarantee” cycle whichcan be compared with the test cycle.

Metodi di correzioneLa determinazione del metodo di correzione,nonché dei valori e delle curve necessari dipendedal metodo da applicare per il confronto dei risul-tati di prova con quelli garantiti (vedi 6.8).a) Se il paragone con la garanzia è effettuato

per portata costante di vapore all’ammissio-ne, si deve calcolare l’influenza di ciascunavariabile sul rendimento termico o termodi-namico.

b) Se il paragone con la garanzia è effettuato perposizione costante delle valvole della turbina,si deve determinare l’influenza di ciascuna va-riabile sia sul rendimento che sulla potenza.

La procedura di correzione e di paragone da ap-plicare deve essere oggetto di accordo tra le partiinteressate alla prova, con sufficiente in anticiporispetto alla prova stessa per permettere di com-pletare il lavoro di preparazione necessario. Lecurve di correzione del costruttore devono esserefornite entro un periodo di tempo concordato (senon sono stati presi accordi speciali nel contratto,circa tre mesi prima della prova).Il metodo di correzione di 6.6.1 è raccomandato,in particolare, per le turbine con cicli complicati(turbine a spillamento o a prelevamento di vapo-re per altri scopi, ad ammissione di vapore secon-daria o con cicli di riscaldamento dell’acqua di ali-mento complessi) e per turbine con moltecorrezioni di ciclo. Se si applicano mezzi di calco-lo adatti, questo metodo fornisce correzioni piùesatte, complete ed utili rispetto alle correzionieseguite secondo il metodo descritto in 6.6.2. Sipossono anche applicare altri metodi di correzio-ne adatti, previo accordo.

Correzione mediante calcolo del bilancio termicoLa correzione può essere effettuata calcolando unbilancio termico per correggere il ciclo di prova ele condizioni di funzionamento di prova per ri-portarli al ciclo e condizioni di funzionamentodella garanzia. Cioè, i rendimenti di prova dellaturbina possono essere corretti per riportarli allecondizioni specificate (per l’influenza delle condi-zioni di funzionamento, se necessario). Questirendimenti di prova corretti possono essere utiliz-zati per calcolare un “ciclo di prova corretto” chepuò essere paragonato al ciclo della garanzia.In alternativa, calcolando un bilancio termico, sipossono correggere il ciclo e le condizioni di fun-zionamento della garanzia per ricondurle al cicloe alle condizioni di funzionamento di prova. Ilrendimento di garanzia della turbina può esserecorretto per riportarlo alle condizioni di prova(per l’influenza delle condizioni di funzionamen-to, se necessario). Questo rendimento di provacorretto può essere utilizzato per calcolare un “ci-clo di garanzia corretto” che può essere parago-nato al ciclo di prova.


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Per le turbine che usano vapore surriscaldato, gene-ralmente si applica il primo metodo, mentre per leturbine che usano vapore umido può essere piùsemplice usare correttamente il secondo metodo.Per la correzione mediante un ricalcolo di un bi-lancio termico completo in condizioni di prova, ènecessario un metodo di calcolo (programma)che prenda in considerazione l’influenza dellecondizioni di prova sulle prestazioni della turbinae dei componenti dell’impianto.Se non si può utilizzare il programma che è statoutilizzato per il calcolo del ciclo di garanzia dicontratto, si può applicare il metodo che segue:Dapprima si determina con il programma disponi-bile un valore di rendimento termico alle condi-zioni di garanzia h¢g che può deviare leggermentedal rendimento garantito hg a causa di differenzeminori tra i programmi e i dati utilizzati per la de-terminazione dei valori garantiti e quelli usati peril ricalcolo. Poi, si calcola, con lo stesso program-ma e le stesse caratteristiche di prestazione dellaturbina e dell’impianto, un rendimento termicoh¢m in condizioni di prova.Il rendimento termico misurato corretto, per lecondizioni di prova hc, è quindi:

La correzione con il calcolo può essere limitataalle variabili della Categoria 2 mentre la correzioneper le variabili delle Categorie 1 e 3 è effettuatacon le curve di correzione. Se il nuovo calcolo delciclo per le correzioni della Categoria 2 porta a va-riazioni dei valori di tutti i parametri delle Catego-rie 1 o 3, allora questi valori modificati devono es-sere utilizzati quando si applicano le correzioni aessi relative con l’aiuto delle curve di correzione.Per la correzione con il calcolo del bilancio termi-co si possono applicare entrambi i principi de-scritti in 6.6. Il metodo di paragone con la garan-zia deve essere scelto di conseguenza (vedi 6.8).Tutti i dati e i metodi di calcolo necessari devonoessere messi a disposizione delle parti interessatealla prova con sufficiente anticipo rispetto allaprova di accettazione.

For turbines using superheated steam, the firstmethod is usually applied, whereas for turbinesusing wet steam the second method may beeasier to perform correctly.For the correction by recalculation of a com-plete heat balance under test conditions, a cal-culating method (program) is necessary. Thiscorrectly takes into account the influence of thetest conditions on the performance of the tur-bine and the plant components.If the program which had been used for the cal-culation of the contract guarantee cycle cannotbe used, the following method can be applied:First a thermal efficiency value at guarantee con-ditions h¢g is determined with the available pro-gram, which may deviate slightly from the guar-anteed efficiency hg because of minor differencesbetween the programs and data used for the de-termination of the guarantee values and for therecalculation. Then a thermal efficiency h¢m un-der test conditions is calculated with the sameprogram and the same performance characteris-tics of turbine and plant components.The measured thermal efficiency corrected fortest conditions hc is then:

(31)

The correction by calculation may be limited tothe variables of Category 2. The corrections forvariables of Categories 1 and 3 are made by useof correction curves. If the recalculation of thecycle for Category 2 corrections results inchanges in the values of any parameters in Cat-egories 1 or 3, then these changed values shallbe used when applying corrections for themfrom correction curves.Both principles described in 6.6 may be appliedfor correction by heat balance calculation. Themethod of guarantee comparison is to be cho-sen accordingly (see 6.8).All necessary data and calculation methods shallbe made available to the parties to the test suffi-ciently early before the acceptance test.

hc=hm¢hg¢hm


Correzione con lÕutilizzo delle curvedi correzione preparate dal costruttoreNel caso di 6.6a), le curve di correzione indicanoi valori del fattore di correzione Fh per il rendi-mento in funzione delle diverse variabili. Nel casodi 6.6b), sono necessarie le curve dei fattori dicorrezione Fh* per il rendimento, diversi da quellidel caso 6.6a), e dei fattori di correzione Fp* per lapotenza, in funzione delle diverse variabili.Se un fattore di correzione dipende anche dallaportata di vapore all’ammissione (caso 6.6a)), odalla potenza (caso 6.6b)), sono necessarie piùcurve di correzione, per carichi diversi, preferibil-mente per i carichi della garanzia.Sulle curve di correzione, deve essere indicato inmodo chiaro per quale dei metodi descritti in 6.6esse sono state preparate e devono essere applicate.

Curve di correzione tipiche

Correzione secondo 6.6a)

LEGENDA

a Variabile

6.6.2 Correction by use of correction curvesprepared by the manufacturerFor case 6.6a) the correction curves give values ofthe correction factor Fh for the efficiency as afunction of the different variables. For case 6.6b)curves for the correction factors Fh* for the effi-ciency - different from those for case 6.6a) – andfor the correction factors Fp* for the output as afunction of the different variables are necessary.If a correction factor depends also on initialsteam flow (case 6.6a)), or output (case6.6b)), several correction curves for differentloads, preferably for the guarantee loads, arenecessary.It shall be clearly indicated on the correctioncurves the method described in 6.6 for which theyhave been prepared and have to be applied.

Fig. 8 Typical correction curves

Fig. 8aTypical correction according to 6.6a)

CAPTION

a Variable

a


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Correzione secondo 6.6b)

LEGENDAa Variabile

Prove per determinare i valori di correzioneÈ possibile che il calcolo dei fattori di correzionea cui si fa riferimento in 6.6.2 non permetta di ot-tenere una precisione soddisfacente. In questo ca-so, e specialmente in relazione alla pressione discarico, si raccomanda di effettuare prove specialiper determinare i fattori di correzione.Tutte le prove della stessa serie nelle quali unaquantità viene variata in modo controllato (peres. la pressione di scarico immettendo aria nelcondensatore) devono essere effettuate nello stes-so giorno, con lo stesso personale e le stesse ap-parecchiature. Si deve lasciare trascorrere un in-tervallo di tempo sufficiente tra le prove dellastessa serie, al fine di stabilire condizioni stabili.

Correzione mediante curve di correzione generalizzateSe non sono disponibili altri mezzi, le curve dicorrezione tipo generalizzate dell’Appendice Epossono essere utilizzate, previo accordo, consufficiente precisione per la correzione dei risulta-ti di prova del rendimento termico di una vastagamma di turbine a condensazione relativamentealle variabili più importanti. Possono essere utiliz-zate solo con la procedura di cui in 6.6a).

Fig. 8b Correction according to 6.6b)

CAPTIONa Variable

6.6.3 Tests to determine correction valuesIt is possible that the calculation of the correctionfactors referred to in 6.6.2 may not achieve a satis-factory standard of accuracy. In this event, and es-pecially in relation to the exhaust pressure, it isrecommended that special tests be carried out todetermine the correction factors.All tests of the same series in which one quanti-ty is varied in a controlled way (e.g., the ex-haust pressure by admitting air to the condens-er) shall be run on the same day, by the samepersonnel and with the same apparatus. A suffi-cient interval of time shall be allowed betweentests of the same series for stable conditions tobe established.

6.6.4 Correction by use of generalized correction curves

The typical generalized correction curves in Ap-pendix E may be used by agreement for thecorrection of thermal efficiency test results of awide range of condensing turbines for the moreimportant variables with sufficient accuracy, ifno other means are available. They can be usedfor the procedure according to 6.6a) only.

a


Variabili da considerare nella correzioneLe correzioni dei risultati possono essere effettua-te solo per deviazioni dalle condizioni della ga-ranzia alle entrate nel e/o alle uscite dal sistema,utilizzate come base per la definizione della ga-ranzia o per deviazioni all’interno di questo siste-ma, che sono fuori dalla responsabilità del forni-tore della turbina. Per ciascun caso individuale,“sistema” può significare:a) la sola turbina;b) la turbina e il ciclo d’acqua di alimento con o

senza pompe;c) la turbina, il ciclo d’acqua di alimento, il con-

densatore;d) la turbina, il ciclo d’acqua di alimento, il con-

densatore e/o la macchina trascinata.

Turbine con riscaldamento rigenerativo dellÕacqua di alimentoNella correzione dei risultati di prova del rendi-mento termico (o del consumo di calore) delleturbine con riscaldamento rigenerativo dell’acquadi alimento, si devono prendere in considerazio-ne le deviazioni dalle condizioni della garanziadelle seguenti variabili o condizioni della garanziadurante la prova:

Categoria 1:a) pressione del vapore all’ammissione(1),b) temperatura del vapore all’ammissione,c) temperatura del vapore risurriscaldato,d) caduta di pressione nel risurriscaldatore,e) pressione di scarico o temperatura all’entrata

del condensatore e portata dell’acqua di raf-freddamento,

f) temperatura finale dell’acqua di alimento, serichiesta(2),

g) velocità di rotazione.

Variabili supplementari per turbine che utilizzanovapore umido:h) titolo del vapore all’ammissione,i) titolo del vapore all’uscita del separatore di

umidità(3),j) differenza terminale del risurriscaldatore(3),k) caduta di pressione nel separatore di umidità

e nel risurriscaldatore(3).

(1)Le deviazioni della pressione del vapore allÕammissione dal va-pore speciÞcato, risultanti da una deviazione della portata mas-sima di vapore delle turbine a pressione variabile dal valore spe-ciÞcato entro i limiti stipulati nel contratto, devono essereconsiderate nella correzione.

(2) Le deviazioni della temperatura finale dellÕacqua di alimento dalvalore specificato, risultanti da una deviazione della differenzaterminale del riscaldatore finale o della caduta di pressione dellatubazione di estrazione dal valore specificato entro i limiti stipu-lati nel contratto, devono essere considerate nella correzione.

(3) Solo se questa apparecchiatura non fa parte ai fini del contratto.

6.7 Variables to be considered in the correctionCorrections of the test results may be made onlyfor deviations from the guarantee conditions atthe inlets to and/or outlets from the system,used as a basis for the definition of the guaran-tee, or for deviations inside this system, whichare beyond the responsibility of the turbinesupplier. In an individual case “system” canmean:a) turbine only;b) turbine and feed-water cycle with or with-

out pumps; c) turbine, feed-water cycle, condenser;

d) turbine, feed-water cycle, condenser and/ordriven machine.

6.7.1 Turbines with regenerative feed-water heating

When applying corrections to the results ofthermal efficiency or heat rate tests on turbineswith regenerative feed-water heating, devia-tions of the following from the guarantee con-ditions have to be considered:

Category 1:a) initial steam pressure(1),b) initial steam temperature,c) reheat steam temperature,d) pressure drop in the reheater,e) exhaust pressure or condenser cooling wa-

ter inlet temperature and flow rate,

f) final feed-water temperature, if required(2),

g) speed.

Additional variables for turbines using wetsteam:h) initial steam quality,i) steam quality at the outlet of the moisture

separator(3),j) terminal difference of reheater(3),k) pressure drop in moisture separator and re-

heater(3).

(1) Deviations of initial steam pressure from the specified value,resulting from a deviation of the steam flow capacity of var-iable pressure turbines from the specified value within thelimits stipulated in the contract, shall be considered in thecorrection.

(2) Deviations of final feed-water temperature from the specifiedvalue, resulting from a deviation of the top heater terminal dif-ference or steam extraction pipe pressure drop from the spec-ified value within the limits stipulated in the contract, shall beconsidered in the correction.

(3) Only if this equipment does not form part of the scope of the contract.


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Category 2: a) inlet temperature of condensate into

feed-heating system (undercooling of con-densate in condenser, influence of hydro-gen cooler, oil cooler and ejector-steamcondenser),

b) water flow for spray attemperation in thesuperheater and the reheater unless this wa-ter is collected at the outlet of feed-heatingsystem,

c) terminal difference of feed-heaters, conden-sate coolers and desuperheaters(1),

d) pressure drop in extraction lines(1),e) enthalpy rise of feed-water in the

feed-pump,f) modifications of the configuration of the

feed-heating system (e.g. total or partialby-pass of heaters),

g) make-up water,h) level in feed-water reservoirs,

i) steam-ejector steam flow,j) steam supply and steam inlet conditions of

boiler feed-pump turbine,

k) any other heat additions or extractions (seealso 6.4),

l) initial steam flow(2),m) pressure drop in regulating valve(s) in

throttling position(1),n) any further deviations from guarantee con-

ditions.

Category 3: a) generator power factor,b) voltage,c) generator cooling gas pressure and purity.

(1) Deviations of final feed-water temperature from the specifiedvalue, resulting from a deviation of the top heater terminal dif-ference or steam extraction pipe pressure drop from the spec-ified value within the limits stipulated in the contract, shall beconsidered in the correction.

(2) Deviations of initial steam pressure from the specified value,resulting from a deviation of the steam flow capacity of vari-able pressure turbines from the specified value within thelimits stipulated in the contract, shall be considered in thecorrection.

Categoria 2:a) temperatura del condensato all’entrata del si-

stema di riscaldamento d’acqua (sotto-raffred-damento del condensato nel condensatore,influenza del refrigerante dell’idrogeno, delrefrigerante dell’olio e del condensatoredell’eiettore a vapore),

b) portata d’acqua per il desurriscaldamento delsurriscaldatore e del risurriscaldatore, sequest’acqua non è raccolta all’uscita del siste-ma di riscaldamento d’acqua,

c) differenza terminale dei riscaldatori d’acqua, refri-geranti del condensato e dei desurriscaldatori(1),

d) caduta di pressione nelle linee di estrazione(1),e) aumento di entalpia dell’acqua di alimento

nella pompa di alimento,f) modifiche della configurazione del sistema di

riscaldamento d’acqua (per es. messa inby-pass totale o parziale dei riscaldatori),

g) acqua di reintegro,h) livello dell’acqua alimento nelle capacità del

circuito,i) portata di vapore dell’eiettore a vapore,j) portata di vapore e condizioni del vapore in

entrata alla turbina della pompa di alimentodella caldaia,

k) qualsiasi altra aggiunta o estrazione di calore(vedere anche 6.4),

l) portata del vapore all’ammissione(2),m) caduta di pressione nella/e valvola/e di rego-

lazione in posizione di apertura parziale(1),n) qualsiasi ulteriore deviazione dalle condizioni

della garanzia.

Categoria 3:a) fattore di potenza del generatore,b) tensione,c) pressione e purezza del gas di raffreddamento

del generatore.

(1)Le deviazioni della temperatura finale dellÕacqua di alimento dalvalore specificato, risultanti da una deviazione della differenzaterminale del riscaldatore finale o della caduta di pressione dellatubazione di estrazione dal valore specificato entro i limiti stipu-lati nel contratto, devono essere considerate nella correzione.

(2) Le deviazioni della pressione del vapore allÕammissione dal va-pore speciÞcato, risultanti da una deviazione della portata mas-sima di vapore delle turbine a pressione variabile dal valore spe-ciÞcato entro i limiti stipulati nel contratto, devono essereconsiderate nella correzione.


6.7.2 Turbines which have no provision for the addition or extraction of steam after partial expansionWhen applying corrections to the results ofthermal efficiency or steam rate tests on tur-bines which have no provision for the additionor extraction of steam after partial expansion,deviations of the following variables from theguarantee conditions have to be considered:

Category 1: a) initial steam pressure,b) initial steam temperature,c) exhaust pressure or condenser cooling wa-

ter inlet temperature and flow rate,

d) speed.

Category 2: a) initial steam flow(1),b) pressure drop in regulating valve(s) in

throttling position(2).

Category 3: a) generator power factor,b) voltage,c) generator cooling gas pressure and purity.

(1) A correction for differing initial steam flow is necessary only ifcorrection and guarantee comparison are made to a guaranteepoint, not to a locus curve (see 6.8.1).

(2) The guarantee values are specified normally for valve points(see 3.6.1) and tests are conducted at valve points also withdue consideration for the limits of deviations from guaranteeconditions specified in Table 1. A correction is not then nec-essary. If a throttle point is guaranteed (e.g. full arc admissionturbine with throttle regulation at part load) the test shall bemade with the throttling pressure drop specified in the guar-antee conditions, or a correction has to be made.

Turbine che non necessitano lÕimmissione o lÕestrazione di vapore dopo la fase di dilatazione parzialeNell’effettuare le correzioni dei risultati della pro-va di rendimento termico o di consumo specificodi vapore su turbine che non necessitano dell’im-missione o estrazione di vapore dopo la fase didilatazione parziale, si devono prendere in consi-derazione gli scarti delle seguenti variabili rispettoalle condizioni garantite:

Categoria 1:a) pressione del vapore all’ammissione,b) temperatura del vapore all’ammissione,c) pressione di scarico o temperatura e portata

in entrata dell’acqua di raffreddamento delcondensatore,

d) velocità di rotazione.

Categoria 2:a) portata del vapore all’ammissione(1),b) caduta di pressione nella/nelle valvola/e di rego-

lazione in posizione di apertura parziale(2).

Categoria 3:a) fattore di potenza del generatore,b) tensione,c) pressione e purezza del gas di raffreddamento

del generatore.

(1)La correzione per la differenza di portata del vapore allÕammis-sione � necessaria solo se la correzione e il confronto con la ga-ranzia sono effettuati riferendosi a un punto garantito e non a unacurva (vedi 6.8.1).

(2) I valori della garanzia sono normalmente specificati per i puntivalvola (vedi 3.6.1) e le prove sono effettuate ai punti valvola,con la dovuta considerazione per i limiti di deviazione in rappor-to alle condizioni della garanzia specificate nella Tab. 1. La cor-rezione non � quindi necessaria. Se � garantito un punto di aper-tura parziale (per es. turbina ad ammissione totale conlaminazione a carica parziale), la prova deve essere effettuata conla caduta di pressione per laminazione specificata nelle condi-zioni della garanzia, oppure si deve effettuare una correzione.


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Turbine con estrazione di vapore per Þni diversi dal riscaldamento dellÕacqua di alimento (turbine a estrazione)Nell’effettuare le correzioni dei risultati delle provedi rendimento termico e di consumo specifico di va-pore, si devono prendere in considerazione gli scartirelativi ai seguenti parametri oltre a quelli indicati in6.7.2 in rapporto alle condizioni garantite:n pressione di estrazione;n portata di estrazione (1);n caduta di pressione nella/e valvola/e di rego-

lazione dell’estrazione in posizione di apertu-ra parziale (2);

n tutte le altre deviazioni rispetto alle condizio-ni di garanzia.

Se alla turbina è collegato un sistema di riscalda-mento dell’acqua di alimento, devono essere ef-fettuate anche le correzioni appropriate in confor-mità con 6.8.1.

Altri tipi di turbinaQuesta categoria include tutti i tipi di turbine adestrazione semplice o multipla, le turbine con va-pore secondario all’ammissione, ecc., non classifi-cate nei precedenti paragrafi.Non si può fornire una lista esauriente a causa delnumero elevato di parametri possibili per la corre-zione. Molti dei parametri più importanti tuttaviasono elencati da 6.8.1 a 6.8.3. Ulteriori parametri ap-propriati possono dover essere determinati per cia-scun caso particolare.

Paragone con la garanziaIl paragone dei risultati di prova corretti con i va-lori della garanzia specificati nel contratto deveessere effettuato secondo il metodo di correzionescelto (vedi 6.6).Tenendo conto dell’incertezza di misura del ri-sultato di prova, la garanzia è considerata soddi-sfatta se:

se non diversamente indicato nel contratto (vede-re anche 7.5).

(1) Le deviazioni della pressione del vapore iniziale dal valore specificato, ri-sultanti da una deviazione della capacit� della portata di vapore delle tur-bine a pressione variabile dal valore specificato entro i limiti stipulati nelcontratto, devono essere considerate nella correzione.

(2)La correzione per la differenza di portata del vapore allÕammissione � ne-cessaria solo se la correzione e il confronto con la garanzia sono effettuatiriferendosi a un punto garantito e non a una curva (vedi 6.8).

6.7.3 Turbines with steam extraction for purposes other than feed-water heating (extraction turbines)

When applying corrections to the results ofthermal efficiency or steam rate tests, deviationsof the following variables from the guaranteeconditions have to be considered in addition tothose indicated in 6.7.2:n extraction pressure; n extraction flow(1);n pressure drop in the extraction regulating

valve(s) in throttling position(2);

n any other deviations from guarantee condi-tions.

If a feed-heating system is connected to the tur-bine, relevant corrections in accordance with6.8.1 shall also be made.

6.7.4 Other types of turbineThis category includes all types of single ormultiple extraction turbines, and turbines withsecondary initial steam, etc., not classified in theprevious sub-clauses.Because of the great number of possible varia-bles for correction, an exhaustive list cannot begiven. Many of the important variables, howev-er, are listed in 6.8.1 to 6.8.3. Further relevantvariables may have to be determined for eachcase.

6.8 Guarantee comparisonThe comparison of corrected test results withthe guarantee values specified in the contractshall be made in conformity with the correctionmethod chosen (see 6.6).Taking into account the measuring uncertaintyof the test result, the guarantee is consideredfulfilled if:

(32)

unless otherwise stated in the contract (seealso 7.5).

(1) Deviations of initial steam pressure from the specified value,resulting from a deviation of the steam flow capacity of variablepressure turbines from the specified value within the limitsstipulated in the contract, shall be considered in the correction.

(2) A correction for differing extraction steam flow is necessaryonly if correction and guarantee comparison are made to aguarantee point, not to a locus curve (see 6.8).

hc+tn×hm ³hg


Quando si indicano n punti della garanzia, la ga-ranzia è considerata soddisfatta se:

se non diversamente specificato nel contratto.Se nel contratto i diversi punti garantiti sono pon-derati, i fattori di ponderazione devono essere ap-plicati in modo corrispondente nel paragone conla garanzia.

Paragone con una curva di valori garantitiSe sono indicati diversi punti garantiti con defini-zioni identiche (normalmente “punti valvole”), sideve stabilire una curva luogo dei valori garantiti.Se i risultati di prova sono stati corretti secondo6.6.a), la curva deve essere espressa in funzionedella portata di vapore all’ammissione e il ri-sultato di prova corretto hc è paragonato al valorehg della curva alla portata di vapore all’ammissio-ne misurata (Fig. 9a).Se i risultati di prova sono stati corretti secondo6.6.b), la curva deve essere espressa in funzionedella potenza P e il risultato di prova corretto hc èparagonato al valore hg della curva alla potenzagarantita Pg (Fig. 9b).

Paragone con una curva di valori garantiti

Curva in funzione della portata di vapore allÕammissione

LEGENDA

mú1

Punti garantitiPunti misuratiPunti correttiCurva dei punti garantiti

When n guarantee points are given, the guaran-tee is considered fulfilled if:

(33)

unless otherwise stated in the contract.If the different guarantee points are weighted inthe contract, the weighting factors shall be appliedcorrespondingly in the guarantee comparison.

6.8.1 Guarantee comparison with locus curveIf several guarantee points with identical defini-tion (normally “valve points”) are given, a locuscurve of the guarantee values can be established.If the test results have been corrected accordingto 6.6a), the locus curve shall be established asa function of initial steam flow and the cor-rected test result hc compared with the value hgof the guarantee curve at the measured initialsteam flow (see Figure 9a).If the test results have been corrected according to6.6b), the locus curve shall be established as afunction of output P and the corrected test resulthc compared with the value hg of the guaranteecurve at the guaranteed output Pg (see Figure 9b).

Fig. 9Guarantee comparison on locus curve

Fig. 9aLocus curve of initial steam ßow

CAPTION

S1n hci thi hmi hgiÐ×+( ) 0³

mú1

mú1 m,

Guaranteed pointsMeasured pointsCorrected pointsGuaranteed point on locus curve


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Curva in funzione della potenza

LEGENDA

Paragone con un punto garantitoPer fare un paragone con un solo valore garantito, ilrisultato di prova corretto secondo 6.6a) deve esserecorretto ulteriormente per tenere conto dell’influen-za della differenza tra la portata di vapore all’ammis-sione misurata e la portata di vapore garantita.Se il risultato di prova è stato correttosecondo 6.6b), si deve considerare per l’ulteriorecorrezione solo la differenza tra la potenza corret-ta e la potenza garantita.

Paragone con la garanzia per turbine ad apertura parzialeSe per turbine regolate mediante laminazione siforniscono garanzie a carichi parziali, il grado diapertura delle valvole di regolazione deve essereprecisato. Il risultato di prova deve poi essere cor-retto anche per tener conto della differenza diapertura tra le condizioni garantite e le condizionidi prova, in un modo che sia conforme al metodoscelto in 6.6. Quindi il paragone con la garanziapuò essere effettuato secondo 6.8.1 o 6.8.2.In alternativa, il valore di prova corretto può esse-re paragonato al valore della curva garantita allastessa percentuale della portata del vapore all’am-missione oppure della potenza massima correttacon valvole completamente aperte. Il valore ne-cessario della portata del vapore all’ammissione odella potenza massima della turbina provata puòessere facilmente determinato mediante una pro-va con le valvole completamente aperte.

Punti garantitiPunti misuratiPunti correttiCurva dei punti garantiti

Fig. 9bLocus curve as function of output

CAPTION

6.8.2 Guarantee comparison with guarantee pointFor comparison with a single guarantee value, atest result corrected according to 6.6a) has to becorrected further for the influence of the differ-ence between measured initial steam flow andguaranteed steam flow.If the test result has been corrected according to6.6b), only the difference between the correct-ed output and the guarantee output shall beconsidered for the further correction.

6.8.3 Guarantee comparison for turbineswith throttle governingIf guarantees at partial loads are given for tur-bines with throttle governing, the amount ofthrottling in the control valves shall also be stat-ed. The test result then has to be corrected alsofor the difference in throttling between guaranteecondition and test conditions in a way which is inaccordance with the method chosen in 6.6. Thenthe guarantee comparison can be made accord-ing to 6.8.1 or 6.8.2.Alternatively, the corrected test value can becompared with the value of the guarantee locuscurve at the same percentage value of initialsteam flow capacity or of corrected maximumoutput with valves wide open. The necessaryvalue of the initial steam flow capacity or maxi-mum output of the tested turbine can most con-veniently be determined by a test with valveswide open.

Guaranteed pointsMeasured pointsCorrected pointsGuaranteed point on locus curve


Paragone con la garanzia per turbine ad estrazioneSe viene garantito un diagramma di estrazione o sesi possono stabilire i valori garantiti per una turbi-na ad estrazione, si può applicare il metodo secon-do quanto indicato in 6.6 a). La curva di estrazioneper la portata di vapore di estrazione misurata èdeterminata per interpolazione ed utilizzata comecurva di garanzia. La correzione e il paragone conla garanzia vengono effettuati con costante portatadi vapore all’ammissione e di estrazione.

Deterioramento delle prestazioni della turbina (invecchiamento)La prova deve essere effettuata appena possibiledopo l’avvio iniziale (vedi 3.3.1) oppure dopo esa-me a vista, a condizione che sia stato corretto qualsi-asi difetto che abbia degli effetti negativi sulle pre-stazioni. Se queste condizioni non possono esseresoddisfatte e se non sono state effettuate le misuredi paragone per determinare le condizioni della tur-bina a vapore conformemente a 3.5, non si può de-terminare l’effettivo deterioramento complessivo.Se esiste una ragionevole garanzia che l’unità èesente da deterioramento parziale e da depositi, unvalore medio di deterioramento dovuto all’invec-chiamento (vedi 3.4.2) può essere concordato tra leparti interessate alla prova ed essere preso in consi-derazione nel paragone dei risultati di prova con lagaranzia. Se non esistono accordi particolari, la re-gola seguente, che rappresenta il deterioramentomedio per le unità a combustibile fossile, viene in-dicata come guida alla procedura da seguire.Tolleranza di deterioramento medio per invec-chiamento:

6.8.4 Guarantee comparison for extraction turbinesIf an extraction diagram is guaranteed or can beestablished from the guarantee values for an ex-traction turbine, the method according to 6.6.a)can be applied. The extraction line for themeasured extraction steam flow is determinedby interpolation and used as the guarantee lo-cus curve. Correction and guarantee compari-son are then made with constant initial and ex-traction steam flow.

6.9 Deterioration of turbine performance(ageing)The test shall be conducted as soon as practica-ble after initial start up (see 3.3.1) or after an in-spection provided any deficiency in the unit af-fecting performance has been corrected. Ifthese conditions cannot be met and comparisonmeasurements for determination of the condi-tion of the steam turbine according to 3.5 havenot been made, the actual overall deteriorationcannot be determined.If there is reasonable assurance that the unitis free of partial damage and deposits, an av-erage value of the deterioration by ageing(see 3.4.2) may be agreed by the parties tothe test and taken into account in the com-parison of the test results with guarantee. Ifno special agreement exists, the followingrule, which represents average deteriorationfor fossil fuel fired units, is given for guidanceon the action to be taken:Allowance for average deterioration by ageing:

Potenza della turbina PTurbine rating P

Tempo intercorso tra la prima sincronizzazione e la prova2)Time between Þrst synchronization and test 2)

da 2 a 12 mesi2 to 12 months

da 12 a 24 mesi12 to 24 months

£150MW 0,1 0,06 % al mese% per month

>150 MW % al mese% per month

(1) P in MW.P in MW.

(2) I periodi durante i quali gli involucri della turbina sono aperti non vengono presi in considerazione.Periods which the turbine casings are open will not be considered.

0 1 1501)

P-------------, 0 06 1501)

P,


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7 MEASURING UNCERTAINTY

7.1 GeneralThe measurement of each quantity entering intothe computation of the test result is liable to somedegree of error which depends on the quality ofthe measuring instruments and the conditions ofthe measurement. The test result is subject to adegree of uncertainty depending on the com-bined effect of all the errors of measurement.A short statistical definition of measuring uncer-tainty and a justification for the application ofstatistical methods under the special circum-stances of thermal acceptance tests are given inAppendix F.According to Appendix F, the measuring uncer-tainty of a variable is established as a confi-dence limit of the total measuring error for astatistical probability of P = 95%. These confi-dence limits for individual measurements can-not be determined from the readings of an ac-ceptance test.Confidence limits can be determined as follows:

a) from the measuring recommendations andstandards;

b) from the accuracy classes (error limit) indi-cated by the instrument manufacturer (e.g.Bourdon gauges, wattmeters);

c) from the calibration accuracy of a measur-ing instrument (e.g. signal transducer) asstated in the calibration certificate;

d) from the influence of an unavoidable instal-lation error;

e) from general measuring experience (e.g.differential pressure measurement byU-tube manometer).

Measurements with calibrated instruments,where the average of the readings is correctedfor instrument deviations as determined by thecalibration, may still be influenced by errorsdue to different conditions during the measure-ment and calibration. These errors are also re-lated to the accuracy class of each instrument.Allowance—if necessary—should be made forthese errors by taking into account a part be-tween 0 and 100% of the accuracy class for thedetermination of the total uncertainty accordingto the general error propagation laws.

INCERTEZZA DI MISURA

Generalit�La misura di ciascuna quantità di cui si tiene con-to nel calcolo del risultato di prova è soggetta aqualche grado di errore che dipende dalla qualitàdegli strumenti di misura e dalle condizioni di mi-sura. Il risultato di prova è soggetto a un grado diincertezza che dipende dall’effetto combinato ditutti gli errori di misura.Una breve definizione statistica dell’incertezza dimisura ed una giustificazione per l’applicazione dimetodi statistici in circostanze particolari delleprove di accettazione termica sono datenell’Appendice F.Secondo l’Appendice F, l’incertezza di misura diun parametro è definita come un limite di confi-denza dell’errore di misura totale per una proba-bilità statistica di P = 95%. Questi limiti di confi-denza per le misure individuali non si possonodeterminare a partire dalle letture di una prova diaccettazione.I limiti di confidenza possono essere determinaticome segue:a) a partire dalle norme e dalle raccomandazioni

di misura;b) a partire dalle classi di precisione (limite di erro-

re) indicate dal costruttore dello strumento di mi-sura (per es. manometro di Bourdon, wattmetri);

c) a partire dalla precisione di taratura di uno stru-mento di misura (per es. trasduttore di segnale)come indicato nel certificato di taratura;

d) a partire dall’incidenza di un inevitabile erroredi installazione;

e) a partire dall’esperienza generale di misura(per es. misura della pressione differenzialeper mezzo di un manometro con tubo a U).

Le misure con strumenti tarati in cui la media del-le letture viene corretta tenendo conto degli scartidello strumento determinati dalla taratura, posso-no ancora essere influenzate da errori dovuti adifferenti condizioni durante la misura e la taratu-ra. Questi errori sono anche in relazione con laclasse di precisione di ciascuno strumento. Se ne-cessario, si deve consentire a questi errori una tol-leranza, tenendo conto di una parte compresa tra0 e 100% della classe di precisione, per determi-nare l’incertezza totale secondo le leggi generalidi propagazione dell’errore.


In caso di misure multiple (vedi 5.2.3.2), l’incer-tezza di misura del valore medio ponderato di più misure indipendenti xj della stessa variabilex sarà approssimativamente:

I metodi per determinare le incertezze per le va-riabili individuali e i risultati, vengono indicati neiparagrafi che seguono.I dati sulle incertezze di misura risultantidall’esperienza generale sono indicati nell’art. 4,Tab. 2.

Determinazione dellÕincertezza di misura delle propriet� del vapore e dellÕacqua

PressioneNella misura della pressione con manometro apeso morto, con manometri a tubo di Bourdon econ trasduttori, l’incertezza di misura si determinaper mezzo della classe di precisione degli stru-menti e mediante i limiti di errore di taratura. Nel-le misure della pressione con manometri a liqui-do, l’incertezza di misura dipende, tra le altrecose, dalle fluttuazioni della colonna, dalla formadel menisco e dalla qualità dei mezzi di letturadel livello del liquido.La precisione di misura viene anche influenzata daldisegno e dal collocamento delle prese di pressione,dalla temperatura ambiente e dalle vibrazioni.

TemperaturaPer le misure della temperatura con termometri aliquido in vetro, il limite di errore di taratura deveessere considerato come rappresentato dall’incer-tezza di misura dell’elemento sensibile. Per le mi-sure della temperatura con termocoppie o termo-resistenze, l’incertezza di misura viene stabilita apartire dal limite di errore della curva della forzaelettromotrice oppure dai limiti di errore della re-sistenza di misura (i quali possono essere entram-bi limitati dalla taratura), e dalle classi di precisio-ne degli strumenti di misura (potenziometri,voltmetri digitali ecc.).L’incertezza di misura delle misure della tempera-tura è probabile che venga considerevolmenteaumentata da una installazione non corretta deglielementi sensibili, dall’incertezza di correzionedella temperatura della colonna del termometro aliquido in vetro, dalla temperatura della giunzionefredda non precisa, dalla temperatura diversa aiterminali, dagli errori dovuti ad una distribuzionenon uniforme della temperatura o a irregolaritànella portata.

x÷In the case of multiple measurement (see5.2.3.2), the measuring uncertainty of theweighted average value of several independ-ent measurements xj of the same variable x willbe approximately:

(34)

The methods for the determination of uncer-tainties for individual variables and results aregiven in the following sub-clauses.Data on measuring uncertainties according togeneral experience are provided in clause 4,Table 2.

7.2 Determination of measuring uncertainty of steam and water properties

7.2.1 PressureIn pressure measurement with deadweightgauges, Bourdon tube type gauges and trans-ducers, the measuring uncertainty is determinedby the accuracy class of the instruments and theerror limits of the calibration. In pressure meas-urements with liquid manometers the measur-ing uncertainty depends, inter alia, on the fluc-tuations of the column, the shape of themeniscus and the quality of the means for read-ing the liquid level.Measuring accuracy is also influenced by thedesign and location of the pressure tapping, theambient temperature and vibrations.

7.2.2 TemperatureIn temperature measurements with liq-uid-in-glass thermometers, the error limit of cal-ibration shall be deemed to be the measuringuncertainty of the sensing element. In tempera-ture measurements with thermocouples or re-sistance thermometers, the measuring uncer-tainty is established from the error limit of theemf. curve or the error limits of the measuringresistance (both of which can be limited by cal-ibration) and from the accuracy classes of themeasuring instruments (potentiometer, digitalvoltmeter, etc.).The measuring uncertainty of temperaturemeasurements is liable to be considerably in-creased by inappropriate installation of sensingelements, uncertainty of the temperature correc-tion of the column of a liquid-in-glass thermom-eter, inaccurate cold junction temperature, dif-fering terminal temperature, errors due tonon-uniform temperature distribution or to flowdisturbances.

Vx÷x÷

Vx÷

1

1 Vxj¤( )2å--------------------------------±=


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Entalpia e differenza di entalpiaL’entalpia è abitualmente determinata a partire dalleletture degli strumenti di misura della pressione edella temperatura. Le incertezze di queste quantitàsono dunque incluse nell’incertezza di entalpia.Un’ulteriore tolleranza deve essere consentita per latolleranza Rh dei valori di entalpia delle tabelle relati-ve al vapore. L’incertezza di un valore di entalpia è:a) Vapore surriscaldato

b) Vapore umido

psat può essere sostituito da tsat.Nel definire l’incertezza delle differenze di ental-pia, la tolleranza delle tabelle relative al vaporenon può essere sempre applicata completamente.Si devono distinguere tre casi:a) Apporto di calore a pressione costante con

variazione di fase, per es. in un generatore divapore tra i valori di entalpia hi e hj

dove e vengono calcolati secondo laformula (35).

b) Apporto di calore a pressione costante senzavariazione di fase (per es. durante il risurri-scaldamento) tra i valori di entalpia hi e hj

dove e rappresentano le tolleranze dihi e hj nelle tabelle del vapore.I valori di incertezza e vengono stabi-liti in questo caso senza le tolleranze delle ta-belle relative al vapore, e cioè utilizzandoRh = 0 nella formula (35).

VhiVhj

RhiRhj

VhiVhj

7.2.3 Enthalpy and enthalpy differenceThe enthalpy is usually determined from the in-strument readings for pressure and temperature.The uncertainty of these quantities are thereforeincluded in the incertainty of the enthalpy. Fur-ther allowance shall be made for the toleranceRh of steam table values for the enthalpy. Theuncertainty of an enthalpy value is:a) Superheated steam

(35)

b) Wet steam

(36)

psat can be replaced by tsat.In establishing the uncertainty of enthalpy dif-ferences, the steam table tolerance cannot beapplied in full. Three cases shall be distigushed:

a) Isobaric heat addition with change ofphase, for example in a steam generator be-tween the enthalpy values hi and hj

(37)

where and are calculated according

to equation (35).b) Isobaric heat addition without change of

phase (e.g. in reheating) between the en-thalpy values hi and hj

(38)

where and represent the steam tabletolerance of hi and hj.The uncertainty values and are estab-lished in this case without the steam table toler-ance, i.e. using Rh = 0 in equation (35).

VhdhdT------VTè øæ ö2 dh

dp------Vpè øæ ö2 Rh

2+ +±=

Vh 1 xÐ( )dh¢dpsat------------- x

dh²dpsat-------------+è ø

æ ö Vpsat

2 h² h¢Ð( )Vx2 Rh¢

2 Rh²2+ ++×±=

VDh Vhi2 Vh j

2+±=

VhiVhj

VDh Vhi

2 Vhj

2 Rhi

hi-------è øç ÷æ ö2 Rhj

hj-------è øç ÷æ ö2

+ hi hjÐ( )2+ +±=

RhiRhj

VhiVhj


c) Espansione isentropica in una turbina a vapo-re (caduta di entalpia)

I valori di incertezza e j devono essere sta-biliti come nel caso b) con Rh = 0 a partire dallaformula (35). Al fine di determinare utilizzare

= 0. Il fattore A(s) viene dato in funzionedell’entropia s nella Fig. 10.

Fattore di correzione per la tolleranza delle tabelle del vapore

LEGENDAa Fattore A(s)b Entropia (s) kJ/kgK

Calcolo dellÕincertezza di misura della potenza

Misure elettricheSecondo la legge di propagazione dell’errore,l’incertezza della misura della potenza elettricaviene generalmente calcolata come la sommageometrica delle incertezze di misura individua-li dei trasformatori, dei wattmetri, dei resistoriin serie ecc.Quando sono disponibili le curve o le tabelle de-gli errori sistematici rilevabili (a partire dalla tara-tura di qualsiasi parte dell’apparecchio di misura),queste devono essere utilizzate per correggere lapotenza elettrica misurata (vedi 4.2.6, 4.2.7). I li-miti di incertezza individuali indicati nei certificatidelle tarature, devono stabilire in modo netto l’in-certezza di misura della potenza elettrica (vedianche 7.1).

VhiVhj

Vhi

Vti

c) isentropic expansion in a steam turbine (en-thalpy drop)

(39)

The uncertainty values and shall be es-tablished as in case b) with Rh = 0 from equa-tion (35). To determine use = 0. Thefactor A(s) is given as a function of the entropy sin Figure 10.

Fig. 10Correction factor for steam table tolerance

CAPTION

a Factor A(s)b Entropy (s) KJ/kgK

7.3 Calculation of measuring uncertainty of output

7.3.1 Electrical measurementAccording to the law of error propagation, theuncertainty of the measurement of the electricalpower is in general calculated as the geometricsummation of the individual measurement un-certainties of the transformers, the wattmeters,the series resistors, etc.When curves or tables of the detectable system-atic errors are available (from calibration of anypart of the measuring equipment), these shallbe used to correct the electrical power that hasbeen measured (see 4.2.6, 4.2.7). The individualuncertainty limits as indicated in the certificatesof the calibrations shall be decisive in establish-ing the measurement uncertainty of the electri-cal power (see also 7.1).

VDh =± Vhi2 +Vh j

2 +hi – hj( )2 A2 s()

VhiVhj

VhiVti

a

b


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Se non sono disponibili elementi sugli errori siste-matici rilevabili, il calcolo dell’incertezza della po-tenza globale deve basarsi sulla classe di precisio-ne degli elementi individuali dell’apparecchio dimisura.In tali casi, è importante notare come la classe diprecisione dei trasformatori dipenda da valori dicorrente e di tensione.La classe di precisione di un wattmetro corrispon-de al valore della scala applicata per la lettura.L’esperienza pratica ha dimostrato che gli erroridel rapporto di trasformazione come pure gli er-rori dell’angolo di fase di trasformatori uguali infasi parallele, non sono completamente indipen-denti. Questo si applica anche alla taratura deitrasformatori. Perciò, nelle misure di più fasi (me-todo dei due wattmetri o dei tre wattmetri) lasomma degli errori è in parte aritmetica.Nell’Appendice G, vengono indicate in modo det-tagliato la separazione degli errori geometrici edaritmetici e la loro somma. Questa comprende unnumero di formule per il calcolo dell’incertezza dimisura della potenza elettrica per misure bifasi etrifasi rispettivamente con wattmetri e wattorame-tri (misuratori di energia attiva).

Misura meccanicaSecondo la legge della propagazione dell’errore,l’incertezza di misura viene determinata a partiredalle incertezze di misura della velocità e dellacoppia. L’incertezza di misura della coppia deveessere stabilita sulla base della procedura di misu-ra e dei limiti di errore di taratura.

Margine di incertezza supplementare dovuto a condizioni di carico instabiliSe durante il periodo di prova le variazioni dellapotenza al di sopra e al di sotto del valore mediosuperano ±5% (vedi 3.8), si può evitare il rifiutodi questa prova concordando un margine di in-certezza supplementare per compensare gli erroridi misura supplementari. Ciò dipende dall’am-piezza della variazione e può quindi essere deter-minato come segue:si effettua la media dei valori assoluti degliscarti delle singole letture della potenza dal va-lore medio.

tDP deve essere aritmeticamente sommato all’in-certezza totale della misura della potenza. La tol-leranza tDP è applicabile soltanto se lo scarto as-soluto medio è superiore a 0,5%.

tDP2 scarto assoluto medio( ) 1Ð

6----------------------------------------------------------------------------------- %()=

Where no details of detectable systematic errorsare available, the calculation of the uncertaintyof the total power shall be based on the accura-cies class of the individual items of the measur-ing equipment.In such cases, it is important to note the de-pendency of the accuracy class of the trans-formers on the values of current and voltage.The accuracy class of a wattmeter shall be relat-ed to the actual scale value of the reading.Practical experience has shown that the trans-forming ratio errors, as well as the phase-angleerrors of equal transformers in parallel phases,are not fully independent. This also applies tothe calibration of transformers. Therefore, inpolyphase measurements (two-wattmeter orthree-wattmeter method) the summation of er-rors is partially arithmetical.In Appendix G, the separation of geometric andarithmetical errors and their summation is givenin detail. It includes a number of formulae tocalculate the measurement uncertainty of elec-trical power for two- and three-phase measure-ments, with wattmeters and watthourmeters, re-spectively.

7.3.2 Mechanical measurementAccording to the law of error propagation, themeasuring uncertainty is determined from themeasuring uncertainties for speed and torque.The measuring uncertainty of the torque shallbe established on the basis of the measuringprocedure and the error limits of calibration.

7.3.3 Additional uncertainty allowance because of unsteady load conditionsIf, during the test period, the output fluctuationsabove and below the mean value exceed ±5%(see 3.8), rejection of the test may be avoidedby agreeing on an additional uncertainty allow-ance to compensate for the additional measure-ment errors. It depends on the magnitude of thefluctuations and can therefore be determined asfollows:the absolute values of the deviations of the indi-vidual output readings from the mean value areaveraged.

(40)

tDP is to be added arithmetically to the total un-certainty of the output measurement. The al-lowance tDP is applicable only if the mean ab-solute deviation is greater than 0,5%.

tDP2 mean absolute deviation( ) 1Ð

6-------------------------------------------------------------------------------------------- %()=


7.4 Determination of measuring uncertainty of mass ßow

7.4.1 Measuring uncertainty of mass ßow measurementsThe measuring uncertainty depends on the fluc-tuations of the reading, the shape of the menis-cus and the quality of the cursor or other devicewhich assists reading of the mercury level.Non-detectable systematic errors can occur ifthe column cannot be observed directly (due todirt in the sealing liquid, clinging of droplets orthe influence of extraneous fields on a magneticinstrument).Due to changes in liquid levels in storage vol-umes during tests, the reading of differentialpressure measuring instruments may be subjectto slow but considerable fluctuations. Such slowfluctuations shall not be taken into account inestablishing the uncertainty of a differentialpressure measurement.The uncertainty of mass flow measurement isthen determined for sharp-edged orifice platesor wall tap nozzles according to ISO 5167. Ifthe differential pressure device has been cali-brated, the uncertainty of the expansion coeffi-cient may be estimated from the calibrationconditions.

7.4.2 Measuring uncertainty of multiple measurements of primary ßowIf primary flow has been determined by multiplemeasurements or by application of mass flowbalances (see 5.2.3.3), their mutual compatibilityhas to be checked (see 5.2.3.1). In the case of in-compatibility, all pressure difference deviceswhich can be inspected (see 4.3.2.3) shall bechecked for condition and size. A weighted aver-age value is calculated from the measured valuesof all pressure difference devices which havebeen found in good order, and the measured val-ues of all pressure difference devices withoutpossibility of inspection are checked for compat-ibility with this average value (see 5.2.3.1).

An incompatible value should either be eliminat-ed from further evaluation or its uncertainty val-ue increased until compatibility is achieved. Thedecision has to be made with due considerationto the possibilities of imperfect cycle conditionsand/or imperfections of the differential pressuredeviceThe possibility of errors at several uninspecteddifferential pressure devices due to the same ba-sic reason (unsharpness of edges or orifices dueto wear, damage due to blowing out of pipeline,or chemical cleaning, etc.) should be duly con-sidered in the evaluation.If measured values of inspected differential pres-

Determinazione dellÕincertezza di misura della portata

Incertezza di misura delle misure della portata L’incertezza di misura è in funzione delle variazio-ni delle letture, della forma del menisco e dellaqualità del cursore o degli altri dispositivi utilizzatiper la lettura del livello del mercurio.Gli errori sistematici non rilevabili possono verifi-carsi se la colonna non può essere osservata diret-tamente (a causa di impurità nel liquido di tenuta,dell’aderenza delle goccioline oppure degli effettidi campi estranei sullo strumento magnetico).A causa delle variazioni di livello del liquido neivolumi di stoccaggio durante la prova, la letturadegli strumenti di misura della pressione differen-ziale può essere soggetta a lente ma considerevolivariazioni. Tali lente variazioni non devono essereprese in considerazione per stabilire l’incertezzadi una misura di pressione differenziale.L’incertezza della misura della portata di massa vie-ne allora determinata per i diaframmi a spigolovivo o per i boccagli con prese di pressione a pare-te conformemente alla Norma ISO 5167. Se il di-spositivo della pressione differenziale è stato tara-to, l’incertezza del coefficiente di efflusso puòessere stimata a partire dalle condizioni di taratura.

Incertezza di misura delle misure multipledella portata principaleSe la portata principale è stata determinata da misuremultiple o tramite il bilancio delle portate in massa(vedi 5.2.3.3) deve essere verificata la loro reciprocacompatibilità (vedi 5.2.3.1). In caso di incompatibili-tà, tutti i dispositivi di misura della pressione diffe-renziale che possono essere ispezionati (vedi 4.3.2.3)devono essere esaminati relativamente alle condizio-ni e alle dimensioni. Un valore medio ponderato vie-ne calcolato a partire dai valori misurati di tutti i di-spositivi di misura della pressione differenziale chesono stati trovati in buone condizioni; i valori misu-rati di tutti i dispositivi di misura della pressione dif-ferenziale, che non si sono potuti ispezionare, ven-gono verificati relativamente alla loro compatibilitàcon questo valore medio (vedi 5.2.3.1).Un valore incompatibile deve essere eliminato da ul-teriori calcoli oppure il suo valore di incertezza deveessere aumentato fino a raggiungerne la sua compa-tibilità. La decisione deve essere presa tenendo indebita considerazione le possibilità delle condizionidi ciclo imperfette e/o le imperfezioni del dispositivodi misura della pressione differenziale.La possibilità di errori su diversi dispositivi di misuradella pressione differenziale non ispezionati dovutaalla medesima causa (consumo degli spigoli o deidiaframmi dovuto a usura, danneggiamenti causatidal soffiaggio delle tubazioni oppure dalla pulituracon agenti chimici, ecc.) deve essere tenuta debita-mente in considerazione nel calcolo.


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Se i valori misurati per mezzo di dispositivi di misuradella pressione differenziale ispezionati, risultati inbuone condizioni, non sono compatibili e i loro valo-ri di incertezza sono stati determinati correttamente,non è possibile una valutazione come misura multi-pla conformemente a 5.2.3.2. Si devono approfondireulteriormente i motivi dell’incompatibilità.Il valore della portata principale viene calcolato apartire dai rimanenti valori misurati compatibili,conformemente a 5.2.3.2. Il suo valore di incer-tezza viene determinato secondo 7.1.

Margine di incertezza per le imperfezioni di cicloPer tenere conto delle condizioni imperfette delciclo acqua-vapore (portata secondaria non cono-sciuta, isolamento imperfetto, ecc.) un margine diincertezza aggiuntivo uguale al 50% della quota difughe totali di cui non si è tenuto conto, che rien-tra nell’ulteriore calcolo della portata di vaporeiniziale (vedi 5.2.3.4), viene aggiunto aritmetica-mente all’incertezza di misura della portata di va-pore principale oppure all’incertezza media dellaportata media principale (vedi 7.4.2).

Calcolo dellÕincertezza di misura dei risultati

Generalit�L’incertezza di misura dei risultati è calcolata conl’applicazione della legge della propagazionedell’errore a partire dalle incertezze dei valori mi-surati, conformemente all’Appendice F, tenendoin debita considerazione le eventuali interdipen-denze delle variabili e delle loro incertezze.

Incertezza di misura del rendimento termicoPer un impianto con turbina a condensazionesenza risurriscaldamento, il rendimento termico htè definito in 2.4.La sua incertezza di misura relativa è:

Per un impianto con turbina a condensazione conun solo risurriscaldamento, il rendimento termicoè definito in 2.4.Generalmente, la portata in massa del risurri-scaldatore non è misurata in maniera indipendente,ma viene calcolata con l’aiuto delle portate in massasecondarie a partire dalla portata in massa correttadel vapore iniziale. In questo caso questa relazionedeve essere introdotta nella formula per il rendimen-to termico prima di calcolare l’incertezza di misura.Nell’esempio dato nell’Appendice D, la portata inmassa del risurriscaldatore viene stabilita a partiredalla formula

mú 3

sure devices which have been found in goodcondition are not compatible and their uncertain-ty values have been determined correctly, anevaluation as multiple measurement according to5.2.3.2 is not possible. The reasons for incompat-ibility are to be investigated further.

The value of the primary flow is calculated fromthe remaining compatible measured values ac-cording to 5.2.3.2. Its uncertainty value is deter-mined according to 7.1.

7.4.3 Uncertainty allowance for cycle imperfectionsTo allow for imperfect conditions of the wa-ter-steam-cycle (unknown secondary flows, im-perfect isolation, etc.), an additional uncertaintyallowance equal to 50% of the part of the totalunaccounted-for leakages, which enters into thefurther evaluation of the initial steam flow(see 5.2.3.4), is added arithmetically to themeasuring uncertainty of the primary flow orthe average uncertainty of the average primaryflow (see 7.4.2).

7.5 Calculation of measuring uncertainty of results

7.5.1 GeneralThe measuring uncertainty of the results is cal-culated by application of the law of error prop-agation from the uncertainties of the measuredvalues according to Appendix F with due con-sideration of eventual interdependences of thevariables and their uncertainties.

7.5.2 Measuring uncertainty of thermal efÞciencyFor a non-reheat condensing turbine plant, thethermal efficiency ht is defined in 2.4.

Its relative measuring uncertainty is:

(41)

For a single-reheat condensing turbine plant,the thermal efficiency is defined in 2.4.

Normally, the reheater mass flow is notmeasured independently, but calculated withthe aid of secondary mass flows from the cor-rected initial steam mass flow. In the presentcase this relationship shall be introduced in theequation for the thermal efficiency before themeasuring uncertainty is calculated.In the example given in appendix D, the re-heater mass flow is established from the equa-tion:

tht tm1ú2 tDh11 1,

2 tP2

+ +±=

mú 3


:

che, introdotto nella formula (2), fornisce il rendi-mento termico:

Se, conformemente a 5.2.3.3, le restanti relazionivengono ignorate per semplificare il calcolo, l’incer-tezza di misura relativa del rendimento termico è::

con:

essendo Qtot. la portata totale di calore e laportata in massa secondaria conformemente allaformula (42).

Incertezza di misura del rendimento termodinamico

Il rendimento termodinamico htd di una turbina èdefinito in 2.4. Nei casi più semplici, l’incertezzadi misura relativa è:

Incertezza delle correzioniPer determinare l’incertezza di misura dei risultatiche devono essere corretti, le curve di correzionedel costruttore devono essere considerate correttenell’intorno accettabile per la correzione.Se una correzione è necessaria al di là dell’intorno ac-cettabile specificato in 3.8.2 e 6.4, un margine supple-mentare (per es. un terzo del valore della correzionesupplementare che risulta dal superamento della va-riabile al di là dell’intorno accettabile (per la correzio-ne) può essere concordato tra le parti interessate perevitare il rifiuto della prova, oppure si può ricalcolareil valore di correzione per lo specifico ciclo.L’incertezza delle variabili di correzione (pressio-ne, temperatura, ecc.) provoca un’incertezza delvalore di correzione che in molti casi è abbastan-za piccola da essere trascurata nella determinazio-ne dell’incertezza del risultato.

mú j

(42)

which, inserted in equation (2), gives the ther-mal efficiency:

(43)

If, according to 5.2.3.3, the remaining dependencesare ignored to simplify the evaluation, the relativemeasuring uncertainty of the thermal efficiency is:

(44)

with:

Qtot. being the total heat flow and being thesecondary mass flow according to equation(42).

7.5.3 Measuring uncertainty of thermodynamic efÞciencyThe thermodynamic efficiency htd of a turbineis defined in 2.4. For the most simple case, therelative measuring uncertainty is:

(45)

7.5.4 Uncertainty of correctionsFor the determination of the measuring uncertaintyof results which have to be corrected, the correctioncurves of the manufacturer shall be recognized ascorrect in the tolerable range of correction.If a correction is necessary beyond the accepta-ble range specified in 3.8.2 and 6.4, an addition-al allowance (e.g. one-third of the additionalcorrection value which results from the excessof the variable beyond the acceptable correc-tion range) may be agreed by the parties toavoid rejection of the test, or the correction val-ue may be recalculated for the specific cycle.The uncertainty of the correction variables(pressure, temperature, etc.) causes an uncer-tainty of the correction which in many cases issmall enough to be neglected for the determi-nation of the uncertainty of the result.

m3 m÷1 múA5Ð múp1Ð múp2Ð 0 5mú, V3 m÷1 mú jåÐ=Ð=.

ht =P

m1 Dh11,1+Dh2,3( )– Dh2,3S mj

tht =± A+B+C +tP2

A = m1×Dh11,1

Qtot.

æ

èç

ö

ø÷

2

t m1

2 +tDh11,1

2( )B =

m1×Dh2,3

Qtot.

æ

èç

ö

ø÷

2

t m1

2 +tDh2,3

2( )C =Sj

m j×Dh2,3

Qtot.

æ

èçö

ø÷

2

t m j

2 +tDh2,3

2( )é

ë

êê

ù

û

úú

mú j

thtd =± t m12 +tDhs

2 +tP2


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Valori di riferimento per la misura dellÕincertezzadei risultatiStabilire l’incertezza di misura dei risultati per in-stallazioni importanti e complicate generalmenteesige un considerevole numero di calcoli che,nella maggior parte dei casi, possono essere effet-tuati solo sulle basi di ipotesi semplificate.È possibile omettere i calcoli dettagliati del valoredi incertezza del risultato di prova se le parti inte-ressate alla prova lo concordano e se risulta chia-ro dai risultati che le prescrizioni del contrattosono state soddisfatte. Quest’ultima condizioneviene soddisfatta se il risultato di prova soddisfaancora la garanzia, dopo aver tenuto conto di unastima affidabile del valore di incertezza.I valori di riferimento per l’incertezza dei risultatidi prova sono indicati nella Tab. 3.Questi valori di riferimento, secondo l’esperienzagenerale, sono un’indicazione dell’ampiezzadell’incertezza di misura relativa a prove di accet-tazione corrette, effettuate conformemente alleprescrizioni della Tab. 3.

7.5.5 Guiding values for the measuring uncertainty of resultsEstablishing the measuring uncertainty of resultsfor large and complicated installations generallycalls for a considerable amount of calculatingwork which, in most cases, can only be carriedout on the basis of simplified assumptions.It is permissible to omit detailed calculation ofthe uncertainty value of the test result, if theparties to the test so agree and if it is clear fromthe results that the contract requirements havebeen fulfilled. This latter condition is satisfied ifthe test result, after allowing for a reliable esti-mate of the uncertainty value, still meets theguarantee.Guiding values for the uncertainty of test resultsare given in Table 3.These guiding values, according to general ex-perience, are an indication of the magnitude ofmeasuring uncertainties for correct acceptancetests made in accordance with the requirementsof Table 3.


Rif.Ref.

Tipo di turbina

Type of turbine

Risultato

Result

Per le variabili

For variables

Strumentazione

Instrumentation

Incertezza di misura relativa per il risultato*

Relative measuring uncertainty for the result*

ATu

rbin

a a

cont

ropr

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essu

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P 1×t 1×P

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rbin

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(*)Questi valori possono essere ridotti principalmente aumentando la precisione della determinazione delle portate principali.

These values can be reduced mainly by increasing the accuracy of the determination of the primary ßows.

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mú2

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mú5

11

m1,

m3

Tab. 3 Valori di riferimento per lÕincertezza dei risultati di prova

Guiding values per the uncertainty of test results

in T

ab.2


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A FEEDWATER HEATER LEAKAGE AND CONDENSER LEAKAGE TESTS (see 3.4.5)

APPENDIX/APPENDICE

A.1 Feedwater heater leakage tests

Heaters may be checked for leaks, with theturbine out of service, by using the conden-sate or boiler feed pumps to maintain pres-sure on the water side of the heaters. Leakageis indicated by the accumulation of water inthe hot well or shell of the heater and, if nor-mal operating water pressure is maintained,the rate of leakage may be estimated. Itshould be realized, however, that the rate ofleakage may vary with the heater temperature.The measured rate of leakage should be re-garded only as an indication of the relativetightness of the heater and should not be usedas the basis for correction of the primary flowmeasurement.

In some installations, it may be possible tocheck for heater leakage with the turbine inservice if a tight shut-off of bled steam can beobtained and if there is no cascading of heaterdrains into the heater being checked.If leakage is suspected, a useful method tocheck for heater leakage in actual service, isto inject a small quantity of a water treatmentchemical into the condensate line before thefeed heater. A check of the conductivity of theheater drain condensate from any suspectedheater will show, in the case of a leak, a sud-den rise in conductivity as the chemical passesthrough.

A.2 Condenser leakage testsPrior to and directly after the turbine tests, a hy-draulic test should be made on the condenserby filling the steam space with water up to atleast 20 cm above the top row of tubes and not-ing the leakage of water, if any, into the waterboxes at inlet and outlet.

An alternative method of condenser test be-fore and after the turbine tests is to place thecondenser and turbine into full vacuum byclosing off all access of air and steam, and de-livering normal water supply to the condensertubes with the cooling water pumps. Weighedleakage into the hot well is a measure of con-denser leakage.

CONTROLLO DELLE PERDITE NEI RISCALDATORI DELLÕACQUA DI ALIMENTO E NEL CONDENSATORE (vedi 3.4.5)

Controllo delle perdite nei riscaldatori dellÕacqua di alimentoLe perdite nei riscaldatori possono essere con-trollate, con la turbina fuori servizio, utilizzandole pompe di estrazione del condensato o quelledi alimento della caldaia per mantenere in pres-sione il lato acqua dei riscaldatori. Le perditesono indicate dall’accumulo di acqua nel pozzocaldo o nel corpo del riscaldatore e, se la pres-sione dell’acqua è mantenuta al normale valoredi funzionamento, la perdita può essere stimata.Bisogna pensare, tuttavia, che la perdita può va-riare con la temperatura del riscaldatore. La per-dita misurata deve essere considerata quindisolo come indicazione della tenuta stagna relati-va del riscaldatore e non deve essere utilizzatacome base per la correzione della misura dellaportata primaria.In alcuni impianti, può essere possibile verificarele perdite di un riscaldatore con la turbina in ser-vizio, se si può ottenere una chiusura stagna delvapore spillato e se non vi sono drenaggi in ca-scata che arrivano nel riscaldatore da controllare.Se si sospettano perdite, un metodo utile per ve-rificare le perdite di un riscaldatore in servizio èquello di iniettare una piccola quantità di pro-dotto chimico di trattamento dell’acqua nella li-nea condensato prima del riscaldatore. Un con-trollo della conducibilità dei drenaggi delriscaldatore considerato sospetto mostra, in casodi perdita, un improvviso aumento della condu-cibilità quando il prodotto chimico attraversa ilriscaldatore.

Controllo delle perdite nel condensatorePrima e immediatamente dopo le prove di turbi-na, si deve effettuare una prova idraulica delcondensatore riempiendo lo spazio occupatodal vapore con acqua fino ad almeno 20 cm ol-tre la fila superiore dei tubi e notando se cisono fughe d’acqua nelle casse d’acqua di entra-ta e di uscita.Un metodo alternativo per provare il condensa-tore prima e dopo le prove della turbina consi-ste nel fare il vuoto completo nel condensatoree nella turbina chiudendo tutti gli accessi di ariae di vapore e fornendo la normale acqua ai tubidel condensatore con le pompe d’acqua di raf-freddamento. La variazione della quantità d’ac-qua nel pozzo caldo permette di misurare leperdite nel condensatore.


The tightness of the condenser, immediately be-fore and during turbine tests, should bechecked by an electrical conductivity test of asample of condensate from the condenser’s hotwell and a sample of the cooling water after ithas been diluted by a known amount of dis-tilled water.

Alternatively, the leakage can be checked bya chemical method or by a fluorescencemethod.

La tenuta stagna del condensatore, immediata-mente prima e durante le prove di turbina, deveessere verificata mediante una prova di condutti-vità elettrica di un campione di condensato pro-veniente dal pozzo caldo del condensatore e diun campione d’acqua di raffreddamento dopoche è stato diluito con una quantità nota di acquadistillata.In alternativa, le perdite possono essere verifica-te mediante un metodo chimico o un metodo afluorescenza.


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B THROAT TAP NOZZLE (see 4.3.2.1)

APPENDIX/APPENDICE

B.1 Design and manufactureBecause of the high degree of accuracy neces-sary, the following requirements are given re-garding the design and manufacture ofthroat-tap nozzles for primary-flow measure-ment. Figure B1 is an example of a long-radius,low-ratio, nozzle shape with throat taps that sat-isfies these requirements.

a) The entrance shall be designed to give afavourable pressure gradient so that theboundary layer will be very thin in thethroat section and there will be no flowseparation. Also, the entrance shall be de-signed to give a uniform flow approachingthe throat section. The cylindrical sectionof the nozzle shall have parallel walls andbe concentric with the pipe (see B2b)).Any divergence may cause a peculiarlyshaped coefficient of discharge versus theReynolds number curve. However, slightconvergence is acceptable, but no morethan one thousandth of a mm per mm ofthroat length. The area in the plane of thethroat taps shall be used in the coefficientcalculation. Referring to Figure B1, thethroat of the nozzle shall be round withinthe limits of ±0,0002 d as determined bymeasurements on at least four diameters inthe plane of the throat taps. The nozzleshall be made from a corrosion resistantmaterial with known thermal-expansioncoefficient and its surface should have a10-4 mm finish or better, and shall be freefrom all burrs, scratches, imperfections, orripples.

b) The pressure taps shall be at least twopressure-tap diameters deep. They shall bemachined perpendicular to the bore sur-face, shall have sharp corners, and be freefrom burrs. The downstream pressure tapsshall be machined in the throat of the noz-zle in order to decrease the effect of down-stream disturbances on this pressure meas-urement. The upstream taps shall becarefully made and shall be located onepipe diameter upstream from the nozzleentrance.

c) The final determination of the compliancewith the above requirements is the shape ofthe coefficient of discharge versus the Rey-nolds number curve (see Figure B2) whichshould be determined for each set of taps tobe used. The nozzle shall be used only inthe range where the coefficient of dischargeis nearly constant.

BOCCAGLI CON PRESA DI PRESSIONE IN GOLA(vedi 4.3.2.1)

Progettazione e costruzioneA causa dell’alto grado di precisione necessario,per la progettazione e la costruzione di boccaglicon prese di pressione in gola per la misura dellaportata principale è necessario rispettare le se-guenti prescrizioni. La Fig. B1 rappresenta unesempio di boccaglio a basso rapporto di strozza-mento, a lungo raggio, con prese di pressione ingola, che soddisfa queste prescrizioni.a) L’entrata deve essere progettata per fornire un

gradiente di pressione favorevole, in modoche lo strato limite nella sezione della gola siamolto sottile e che non ci siano distacchi divena. Inoltre, l’entrata deve essere progettataper fornire una portata uniforme verso la se-zione della gola. La sezione cilindrica del boc-caglio deve avere pareti parallele ed essereconcentrica alla tubazione (B2b). Qualsiasi di-vergenza può causare una forma particolaredella curva del coefficiente di scarico in fun-zione del numero di Reynolds. Tuttavia, unaleggera convergenza è accettabile, se non su-pera un millesimo di millimetri per millimetridi lunghezza. Per il calcolo del coefficientedeve venire utilizzata l’area della sezione nelpiano delle prese di pressione in gola. Con ri-ferimento alla Fig. B1 la gola del boccagliodeve essere circolare entro ±0,0002 d, comedeterminato con misure su almeno quattrodiametri nel piano delle prese di pressione. Ilboccaglio deve essere realizzato con materialeresistente alla corrosione, con coefficiente diespansione termica noto, e la sua superficiedeve avere una finitura di 10–4 mm, o miglio-re, e deve essere priva di bavature, rigature,imperfezioni o ondulazioni.

b) Le prese di pressione devono avere una pro-fondità di almeno due volte il loro diametro.Esse devono essere forate in modo da essereperpendicolari alla superficie di foratura, de-vono avere spigoli vivi ed essere prive di ba-vature. Le prese di pressione a valle devonoessere forate nella gola del boccaglio in mododa ridurre l’effetto dei disturbi a valle su que-sta misura di pressione. Le prese di pressionea monte devono essere realizzate con cura edevono essere collocate a un diametro di tu-bazione a monte dell’entrata del boccaglio.

c) Il controllo finale della conformità alle pre-scrizioni sopra riportate è la forma del coeffi-ciente di scarico in funzione del numero diReynolds (Fig. B2) che deve essere determi-nato per ciascun gruppo di prese di pressioneda utilizzare. Il boccaglio deve essere utilizza-to solo nella gamma in cui il coefficiente discarica è pressoché costante.


d) Per ottenere la massima precisione di lettura, ildiametro del boccaglio deve essere scelto inmodo da ottenere la massima deviazione possi-bile, prendendo in considerazione sia la pres-sione disponibile alla pompa sia il campo di mi-sura del manometro utilizzato. Il campo dimisura del manometro deve essere scelto infunzione della portata massima e delle fluttua-zioni che si possono incontrare. Il boccaglionon deve essere utilizzato per misurare portateche danno luogo a deviazioni del manometroinferiori al maggiore fra i seguenti valori: 1000volte l’errore di lettura o 150 mm di mercurio.Quando si devono misurare portate su un cam-po più ampio di quanto si possa ottenere rispet-tando questa prescrizione, è permesso utilizzareboccagli supplementari con diametri di gola di-versi. Questi boccagli devono essere dimensio-nati in modo che uno dei punti di prova possaessere misurato con ciascuno dei boccagli.

Boccaglio di misura con presa di pressione in gola

LEGENDA

a Prese di pressione forate e alesate Þno a una dimensione max 6,35 mm,min. 3,175 mmEllissi (tolleranza ±0,025 mm)

b d = diametro delle prese di pressione

1 I fori delle prese di pressione devono avere spigoli vivi, ad angoloretto, privi di bavature. Devono venire forati e alesati prima dellaalesatura e lucidatura Þnali. Un tappo, montato mediante una pres-sa, viene quindi inserito nel foro. Le operazioni di alesatura e luci-datura Þnali devono venire fatte dopo lÕinserimento del tappo. Il tap-po deve venire realizzato in previsione della sua estrazione dal forodopo che � stata completata la lucidatura e la lavorazione in macchina.Dopo la rimozione del tappo, qualsiasi lieve bavatura ancora presentesullo spigolo del foro deve venire eliminata mediante unÕasta conica diacero, stroÞnata sui bordi del ferro.

2 La gola del boccaglio pu� convergere al massimo 0,001 mm permillimetro. Non � accettabile nessun divergenza.

3 Il materiale utilizzato deve essere resistente alla corrosione.

d) In order to obtain maximum reading accu-racy, the nozzle-throat diameter shall beselected to give the maximum deflectionpracticable, considering both the availablepumping head and the manometer range.The manometer range should be selectedto allow for fluctuations and for maximumflow which may be encountered. The noz-zle shall not be used to measure flowswhich give manometer deflections of lessthan 1000 times the reading error or150 mm of mercury, whichever is larger.When it is necessary to measure flow overa larger range than can be obtained bycomplying with this requirement, it is per-missible to use additional nozzles with dif-ferent throat diameters. These nozzles shallbe sized so that one of the test points canbe measured with either nozzle.

Fig. B1Throat-tap ßow nozzle

CAPTION

a Pressure taps drill a ream to size 6,35 mm max., 3,175 mm min.

True ellipse (tolerance ±0,025 mm)b d = pressure tap diameter

Notes/Note:1 Pressure tap holes to have square and sharp corners and to befree of burrs. The pressure tap holes are to be drilled andreamed before the Þnal boring and polishing of the throat. Aplug with a press Þt is then inserted in the hole.The Þnal boring and polishing operation should be done afterthe insertion on the plug.The plug should be made with provision for pulling it out of thehole after the polishing and machining is completed. After re-moval of this plug, any slight burr which might be left on theedge of the hole may be removed by taking a tapered piece of ma-ple and rolling it around the pressure tap.

2 The throat of the nozzle may converge as much as 0,001mm permm. No divergence is acceptable.

3 Material to be corrosion resistant.

b

a

b


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Curva tipica di taratura del boccaglio per b = 0,43.Per altri valori di b nel campo da 0,25 a 0,50:C = C (b = 0,43) + (0,011339 b Ð 0,0049)

LEGENDA

a CoefÞciente di scaricob Numero di Reynolds nella gola Rd.

Elemento di misuraa) Il boccaglio deve essere installato in una sezione

di tubazione realizzata come indicato in Fig. B3.Questa sezione deve contenere o un raddrizza-tore di flusso che divida la sezione trasversaledella tubazione in almeno 50 spazi all’incircauguali, o un raddrizzatore di flusso multipiastraperforato con circa 200 fori per piastra. Devonoesserci 20 diametri di tubazione diritta a montedel boccaglio per assicurare un profilo di veloci-tà sufficientemente uniforme all’ingresso dellasezione di misura. La prescrizione di almeno 10diametri di tubazione diritta sul lato scarico delboccaglio, dello stesso diametro nominale dellatubazione a monte, assicura una misura dellapressione in gola affidabile.

b) Il boccaglio deve essere centrato nella tubazioneentro 0,8 mm dall’asse della tubazione. La tuba-zione da entrambi i lati del boccaglio deve essereliscia, priva di ruggine, di scaglie e di bolle e ilsuo diametro interno, misurato in quattro puntidi una qualsiasi sezione alesata, non deve differi-re di oltre l’1%. La sezione della tubazione amonte deve essere alesata come indicato in Fig.B4 per l’intera lunghezza della sezione di entrata.

c) L’alesatura della tubazione in corrispondenzadella giunzione con il boccaglio deve essereperpendicolare alle facce delle flange. Lospessore delle guarnizioni dopo il serraggionon deve superare 1,6 mm e le guarnizioninon devono sporgersi nella tubazione.

Fig. B2 Typical nozzle calibration curve for b = 0,43.For other values of b whithin the range 0,25Ð0,50:C = C (b = 0,43) + (0,011339 b Ð 0,0049)

CAPTION

a CoefÞcient of dischargeb Throat Reynolds number Rd

B.2 Flow sectiona) The flow nozzle shall be installed in a flow

section as shown in Figure B3. This flow sec-tion shall contain a flow straightener whichdivides the pipe cross section into at least 50approximately equal spaces or a perforatedmultiplate flow straightener having approxi-mately 200 holes per plate and there shouldbe 20 diameters of straight run pipe upstreamof the flow nozzle to ensure a sufficiently uni-form velocity profile in the approachingstream. The requirement of at least 10 pipe di-ameters of straight pipe on the discharge sideof the flow nozzle, of the same nominal sizeas the upstream pipe, ensures a reliablethroat-pressure measurement.

b) The flow nozzle shall be centred in the pipewithin 0,8 mm of the pipe axis. The pipe oneither side of the flow nozzle shall besmooth, free from rust, scale and blisters,and the inside diameter measured at fourpoints at any cross section shall not differ bymore than 1%. The upstream pipe sectionshall be bored as shown in Figure B4 or forthe entire length of the inlet section.

c) The pipe joints at the flow nozzle shallhave the inner bores square with the fac-es of the flanges. The compressed thick-ness of the gaskets shall not exceed1,6 mm and the gaskets shall not extendwithin the pipe.

a

b


d) Per ridurre la possibilità di distorsione termicadel boccaglio, è preferibile che la tubazione e leflange dell’elemento di misura siano realizzatecon materiale resistente alla corrosione con lostesso coefficiente di espansione del boccaglio.

Elemento di misura

LEGENDA

a Raddrizzatore di ßussob SÞato valvolatoc Spessore delle guarnizioni dopo il serraggio non superiore a 1,6 mm.

Nessuna ostruzione, come termocoppie, pozzetti, anelli,ecc.

Alesatura dellÕelemento di misura a monte del boccaglio

LEGENDAa Flussob Lavorare di macchina con conicit� non superiore a 3,5°c Lavorare di macchina, cilindro entro ±0,25 mm con rimozione mi-

nima di metallo.

d) In order to reduce the possibility of thermal dis-tortion of the nozzle, it is desirable that the pipeand the flanges of the flow section be made ofa corrosion-resistant material having the samecoefficient of expansion as the nozzle.

Fig. B3 Flow section

CAPTION

a Flow straightenerb Valved ventc Compressed gasked thickness not to exceed 1,6 mm

Note/NotaNo obstruction, such as thermocouple, wells, backingrings, etc.

Fig. B4 Boring in ßow section upstream of nozzle

CAPTION

a Flowb Machine with taper not exceeding 3,5°c Machine cylindrical within ±0,25 mm with minimum removal of

metal

ab c

b

a

c


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B.3 Calibrationa) Experience shows that the flow coefficient

cannot be predicted within 0,1% and, there-fore, it is necessary to calibrate the flow sec-tions (see Figure B3). This calibration shallbe undertaken only by recognized authori-ties under conditions similar to those in theactual installation. It is desirable that thephysical construction of the piping in thecalibrating set-up should be similar to thatin the test set-up from the standpoint ofpipe configuration, immediately upstreamand downstream of the flow-measuring sec-tion. Also, the Reynolds number, water tem-perature and other flow conditions shouldbe as close to the test conditions as possi-ble. If the calibration of the flow sectiondoes not comply with B3b), the nozzle shallbe carefully inspected to conform to the re-quirement of B1a), corrected, if necessary,and the flow section recalibrated. If the rec-alibration still does not comply with B3b),the flow section should be calibrated usingdifferent facilities, if available.

b) Calibration shall be conducted on at leasttwo sets of pressure taps 180° apart. Foreach set of taps, the calibration curve (notnecessarily each individual point) shall bewithin 0,25% of the reference curve andshall have the same slope (see referencecurve Figure B2). When it is not practicableto calibrate at the test Reynolds number, thecalibration Reynolds number should be ob-tained in accordance with B3c). The extrap-olation to higher Reynolds numbers willthen be parallel to the reference curve. Theend point of the extrapolation should notdiffer by more than 0,25% from the calibra-tion curve coefficient at the highest Rey-nolds number attained during calibration.The location of the primary-flow section inthe cycle, its configuration, and the tech-nique which is employed to obtain the flowmeasurements are critical and are discussedin subsequent paragraphs.

c) Below a throat Reynolds number of 2á106,there is a transition from laminar to turbu-lent boundary layer. This transition regionshould be established during calibrationand shall be avoided during the test. It ispermissible to extrapolate the calibrationcurve when the nozzle is used beyond therange of the calibrating facility provided thelevel of the coefficient is established at Rey-nolds numbers higher than the transition re-gion. This extrapolation should be parallelto the curve shown in Figure B2 and subjectto the restrictions of B3b).

Taraturaa) L’esperienza mostra che non è possibile valutare

il coefficiente di portata entro lo 0,1% e, pertan-to, è necessario tarare l’elemento di misura (Fig.B3). Questa taratura deve essere effettuata soloda organismi accreditati in condizioni simili aquelle esistenti nell’effettiva installazione. È au-spicabile che nell’installazione per taratura laconfigurazione delle tubazioni, immediatamentea monte e a valle dell’elemento di misura, sia si-mile a quella dell’impianto in prova a partire dalpunto di equilibrio della configurazione della tu-bazione. Inoltre, il numero di Reynolds, la tem-peratura dell’acqua e le altre condizioni di flussodovranno essere il più vicino possibile alle con-dizioni di prova. Se la taratura dell’elemento dimisura non è conforme a B3b), il boccaglio deveessere controllato attentamente per verificareche soddisfi le prescrizioni di B1a). Il boccagliodeve poi essere corretto, se necessario, e la tara-tura dell’elemento di misura deve essere ripetu-ta. Se la taratura non è ancora conforme a B3b),l’elemento di misura dovrà essere tarato utiliz-zando dispositivi diversi, se sono disponibili.

b) La taratura deve essere effettuata su almeno dueserie di prese di pressione situate a 180° l’unadall’altra. Per ciascuna serie di prese, la curva ditaratura (ma non necessariamente ciascun sin-golo punto) deve distare meno dello 0,25% dal-la curva di riferimento e deve averne la stessapendenza (curva di riferimento in Fig. B2).Quando non sia possibile tarare al numero diReynolds della prova, il numero di Reynoldsdella taratura deve essere conforme a B3c).L’estrapolazione a numeri di Reynolds più ele-vati sarà allora parallela alla curva di riferimento.Il punto finale dell’estrapolazione non deve dif-ferire di oltre 0,25% dal coefficiente della curvadella taratura ottenuto al numero di Reynoldspiù grande raggiunto durante la taratura. La collocazione dell’elemento di misura dellaportata principale nel ciclo, la sua configura-zione e la tecnica utilizzata per ottenere le mi-sure di portata sono critiche e vengono esa-minate nei paragrafi successivi.

c) Al di sotto di un numero di Reynolds al collodi 2á106, c’è una zona di transizione tra un re-gime laminare e un regime turbolento. Questazona di transizione deve essere stabilita du-rante la taratura e deve essere evitata durantela prova. È permesso estrapolare la curva ditaratura quando il boccaglio è utilizzato al disopra del campo di taratura, a condizione cheil coefficiente sia stabilito a numeri di Reynol-ds superiori a quelli della zona di transizione.Questa estrapolazione deve essere parallelaalla curva mostrata in Fig. B2 e soggetta allerestrizioni di B3b).


d) It is preferable to install flow sections im-mediately before the test. A slight iron-ox-ide film on the nozzle surface will usuallycollect during the test. If this film is verythin (less than 0,025 mm) and uniformly de-posited, its effect on the accuracy of theflow measurement will be negligible. If thethickness of the deposit exceeds this value,or if the nature of the deposit is not uniformand the surface appears rough, either oftwo procedures may be followed:n the nozzle may be cleaned, reinstalled,

and the test repeated; or n the flow-measuring section may be rec-

alibrated.Care has to be taken not to disturb the depositbefore recalibration. If this calibration is signifi-cantly different from the calibration prior to thetest, it is necessary that another set of runs bemade under deposit-free conditions. The test re-sults cannot be adjusted, since it is usually im-possible to determine when the deposit formedon the nozzle.

d) È preferibile installare gli elementi di misura im-mediatamente prima della prova. Un sottile stra-to di ossido di ferro si deposita normalmentesulla superficie del boccaglio durante la prova.Se questo strato è molto sottile (inferiore a0,025 mm ed uniformemente depositato), il suoeffetto sulla precisione della misura di portata ètrascurabile. Se lo spessore del deposito superaquesto valore, o se il deposito non è uniforme ela superficie appare ruvida, si può seguire unadi queste due procedure:n il boccaglio può essere pulito, rimontato e

la prova ripetuta; oppuren l’elemento di misura può essere ritarato.

Si deve prestare attenzione a non togliere il depo-sito prima della ritaratura. Se questa taratura è si-gnificativamente diversa dalla taratura preceden-te alla prova, è necessario effettuare un’altra seriedi prove in condizioni senza deposito. I risultati diprova non possono essere adattati, poiché è ge-neralmente impossibile determinare quando si èformato il deposito sul boccaglio.


Pagina 115 di 162

VALUTAZIONE DI MISURE MULTIPLE, COMPATIBILITË(vedi 5.2.3.2)

Se per una stessa variabile sono stati misurati odeterminati più singoli valori (vedi 5.2.3.3), esono state valutate le loro incertezze, esiste unbuon metodo che permette di verificare se ciascu-no di questi diversi valori è compatibile con il va-lore medio ponderato (vedi 5.2.3.2) e la sua incer-tezza (vedi 7.1). Questo metodo presuppone chele incertezze dei singoli valori siano state corretta-mente determinate e che i valori individuali diffe-riscano solo casualmente dal valore reale.Con

xi = singolo valore

Vxi = incertezza di xi

= valore medio ponderato di tutti i singolivalori (vedi 5.2.3.2)

= incertezza di (vedi 7.1)

il criterio di compatibilità

viene calcolato per ciascun singolo valore xi.Se ei < 0,il singolo valore xi in questione si scosta in modoinaccettabile dal valore reale, probabilmente acausa di un errore sistematico. Questo è un se-gnale di avvertimento che indica di controllare ilvalore xi e il suo valore di incertezza Vxi per evi-denziare errori sistematici non rilevati.Più il valore ei è basso, più elevata è la probabilitàdi tale errore.Se, nel caso di un valore incompatibile, non fossefattibile un esame dell’installazione di misura op-pure esistesse l’evidenza di un errore sistematico,questo valore dovrebbe essere eliminato dai cal-coli ulteriori.Se per tutti i singoli valori

ei ³ 0si può assumere la compatibilità statistica tra i va-lori misurati xi e la loro incertezza Vxi.

x÷

Vx÷x÷

C EVALUATION OF MULTIPLE MEASUREMENTS, COMPATIBILITY

APPENDIX/APPENDICE

(see 5.2.3.2)

If several individual values for the same variablehave been measured or determined (see 5.2.3.3)and their uncertainties have been evaluated, thereis a good method for checking whether each ofthese several values is compatible with theweighted average value (see 5.2.3.2) and its un-certainty (see 7.1). It assumes that the uncertain-ties of the individual values have been determinedcorrectly and that the individual values differ onlyrandomly from the true value.With

xi = individual value

Vxi = uncertainty of xi

= weighted average value of all individal values (see 5.2.3.2)

= uncertainty of (see 7.1)

the compatibility criterion

is calculated for each individual value xi.If ei < 0,the individual value xi in question differs, possi-bly because of a systematic error in an unac-ceptable manner from the true value. This is awarning signal to investigate the value xi and itsuncertainty value Vxi for undetected systematicerrors.The lower the value ei, the higher the probabili-ty of such an error.If in the case of an incompatible value a physi-cal inspection of the measuring installation isnot practicable or evidence of a systematic errorexists, this value should be eliminated from fur-ther computation.If for all individual values

ei ³ 0the statistical compatibility of the measured valuesxi and their uncertainty Vxi can be assumed.

x÷

Vx÷x÷

ei 1xi x÷Ð( )2

VXi2 V

X÷2Ð

---------------------Ð=


BILANCI DI PORTATA IN MASSA (vedi 5.2.3.3)

Nei casi in cui vengono effettuate più misure dellaportata principale per la portata in massa principa-le del ciclo, una particolare portata in massa princi-pale del ciclo (per es. la portata di vapore iniziale)può essere determinata con l’aiuto del bilancio del-le portate in massa mediante più misure tra loro in-dipendenti. I bilanci di portata non sono completa-mente indipendenti quando alcune portate comunisi ritrovano in tali bilanci. Questo può essere tenu-to in considerazione nella determinazione del valo-re medio e della sua incertezza.Per determinare le equazioni di bilancio delleportate in massa, è inoltre necessario misurare al-cune portate in massa secondarie così come le va-riazioni del livello dei serbatoi e degli altri reci-pienti di stoccaggio presenti nel ciclo.La perdita di portata non conteggiata nel cicloviene determinata in base: n alle variazioni DI di tutti i volumi di stoccag-

gio, divisi per la durata z della prova,n alle perdite misurate en alla portata d’acqua di reintegro (se è presente).Questa perdita viene ripartita sulle diverse partidell’impianto, in base a una convenzione generale ea osservazioni speciali, e viene conformemente tenu-ta in considerazione nel bilancio di portata in massa.Le variazioni di livello non attribuibili alle perditedevono essere aggiunte come portate di massa airispettivi valori delle portate in massa.La Fig. D1 illustra lo schema del ciclo di un im-pianto con turbina a vapore con un solo risurri-scaldamento. Vengono effettuate quattro misuredella portata in massa principale mentre vengonomisurate quattro portate in massa secondarie e levariazioni del contenuto dei due serbatoi.La portata del vapore iniziale può essere calcolatacon i bilanci nelle seguenti quattro maniere:

con una ripartizione su fino a confor-

memente alla convenzione e a per

una durata z della prova di accettazione.

múV1 múV3

múViiå DI

z-----=

APPENDIX/APPENDICE

D MASS FLOW BALANCES (see 5.2.3.3)

In cases where several primary mass flow meas-urements are carried out in the main flow of thecycle, a particular primary mass flow of the cy-cle (e.g. the initial steam flow) can be deter-mined with the aid of mass flows balances byseveral largely independent measurements.Mass flow balances are not altogether inde-pendent when common mass flows occur insuch balances. This can be taken into accountfor the determination of the average value andits uncertainty.To set up the equations for mass flow balanc-es, it is further necessary to measure certainsecondary mass flows as well as the levelchanges of tanks and other storage vessels inthe cycle.The unaccounted-for cycle loss is determinedfrom:n the changes DI of all storage volumes, di-

vided by the duration z of the test,n the measured losses andn the make-up water flow (if any).This loss is distributed to the different parts ofthe plant according to general convention andspecial observations and is considered accord-ingly in the mass flow balances.Level changes which are not attributable to loss-es shall be added as mass flows to the respec-tive mass flow values.Figure D1 illustrates the cycle diagram of asingle-reheat steam turbine plant. Four pri-mary mass flow measurements are madewhile four secondary mass flows and thechanges in the contents of two tanks aremeasured.The initial steam flow can be calculated fromthe balances in the following four ways:

a)

b)

c)

d)

with distribution on to according to

convention and a duration time z of

the accectance test run.

m1,I = m1 – mV2

m1,II = mK ± mDIDA + mH5+ mH4+ mH3 – mV2 – mV1

m1,III = m10 – mV2 – mV1

m1,IV = m11+ mis – mV2 – mV1

múV1 múV3

múViiå DI

z-----=


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Schema di ciclo di un impianto con turbina a vaporecon un solo risurriscaldamento e cinque spillamenti peril preriscaldamento dellÕacqua di alimento

I diversi valori stabiliti in base ai bilanci diportata in massa e la loro incertezza di misura

devono essere verificati per la loro compati-bilità (vedi 5.2.3.2).Il valore medio ponderato conforme alla for-mula (24) viene determinato a partire dai valoricompatibili.Le portate in massa individuali (per es. o )richieste per ulteriori valutazioni, devono esserecalcolate con l’aiuto delle portate secondarie misu-rate o calcolate a partire dalla portata media del va-pore iniziale .Se una equazione della portata in massa, chedeve essere utilizzata per quel calcolo, ha condot-to ad un valore di portata del vapore iniziale in-compatibile nella valutazione del bilancio di por-tata in massa, la portata in massa misurata in essacontenuta deve essere verificata.Per ciascun bilancio di portata in massa può esse-re calcolata una differenza :

mú j

m÷1

múK mú 3

mú1

mú

Fig. D1Diagram of cycle for plant with steam turbine withsingle reheating and Þve stages of regenerativefeedwater heating extraction

The various values established from themass flow balances with their measuring uncer-tainty shall be checked for compatibility(see 5.2.3.2).The weighted average value according toequation (24) is determined from the compati-ble values.Individual mass flows (e.g. or ) re-quired for further evaluation shall be calculatedwith the aid of the measured or calculated sec-ondary flows from the averaged initial steamflow .If a mass flow equation which is to be used forthat calculation has led to an incompatible ini-tial steam flow value in the mass flow balanceevaluation, the measured mass flow containedin it should be checked.

For each mass flow balance a difference can be calculated:

mú j

Vmú j

m÷1

múK mú3

mú1

mún

mún m÷1 mú1 n,Ð=


Se l’incertezza del valore di bilancio di portata inmassa è Vn e l’incertezza della portata in

massa è Vj, si può calcolare una correzione dibilancio di portata in massa

La portata in massa corretta è quindi:

I fattori di correzione del bilancio di portata inmassa secondo le diverse equazioni di bi-lancio varieranno solo leggermente e potrannoessere oggetto di una media aritmetica.

mú j

múB j,

If the uncertainty of the mass flow balance val-ue is Vn and the uncertainty of the mass

flow is Vj a mass flow balance correctioncan be calculated

The corrected mass flow is then:

The mass flow balance corrections forseveral balance equations will deviate but veryslightly and can be averaged arithmetically.

m1 n,

mú j

múB j n, ,múnVj

2

Vn2

----------------=

mú j corr, mú j múB j n, ,±=

múB j,


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CURVE DI CORREZIONE TIPICHE GENERALIZZATE PER LA CORREZIONE DEI RISULTATI DI PROVA CONFORMEMENTE ALLE CONDIZIONI DI GARANZIA (vedi 6.6.4)

GENERALITË

Le curve da E1 a E17 possono essere utilizzateper correggere i valori misurati di rendimento ter-mico per l’effetto delle variazioni dai valori speci-ficati dei parametri di funzionamento durante laprova. Esse danno i fattori di correzione E confor-memente alla definizione di cui in 6.5 e possonoessere utilizzate soltanto per la procedura di cor-rezione conforme a 6.6a).Le curve sono stabilite per le garanzie intorno a unsingolo punto, e quindi, includono anche le informa-zioni per il calcolo delle variazioni della portata prin-cipale di vapore misurata dalla portata garantita (daE1 a E3). Nel caso di garanzie e di parametri fornitiin funzione della variazione della portata di vaporeprincipale (curve del rendimento o del consumospecifico di calore), la portata di vapore principalemisurata deve essere considerata come garantita e lecurve di correzione per la portata di vapore principa-le (da E1 a E3) possono quindi essere ignorate.L’applicazione di certe curve in alcuni casi dipen-de dal fatto che i parametri interessati siano o nonsiano oggetto della garanzia.Le curve possono essere utilizzate per correggerele variazioni dei parametri di funzionamento ecc.,entro i limiti definiti in 3.8.2 (Tab. 1) e non devo-no essere estrapolate.I dati sono validi per le turbine a condensazionedi potenza superiore a 30 MW e per i parametriche sono comunemente usati nelle centrali con-venzionali e nucleari.Le incertezze delle correzioni per i diversi parame-tri si riferiscono alla probabilità P = 0,95 e sono in-dipendenti le une dalle altre e l’incertezza che nerisulta può essere calcolata di conseguenza.Le formule matematiche che rappresentano lecurve in E1 fino a E17 sono date nella Tab. E1 aifini della realizzazione di programmi di calcolo.

E TYPICAL GENERALIZED CORRECTION CURVES FOR CORRECTION OF TEST RESULTS ACCORDING TO GUARANTEE

APPENDIX/APPENDICE

CONDITIONS(see 6.6.4)

E.1 GENERAL

The curves E1 to E17 may be used to cor-rect the measured value of thermal efficien-cy for the influence of deviations of the op-erating parameters from the specified valuesduring the test. They give correction factorsE according to the definition in 6.5 and canbe used for the correction procedure ac-cording to 6.6a) only.The curves are prepared for single point guar-antees and they therefore also include datafor computation of deviations of measuredmain steam flow from guaranteed flow (E1 toE3). In case of guarantees and parametersgiven as functions of variable main steamflow (efficiency or heat rate curves), themeasured main steam flow will be consideredas guaranteed and the correction curves formain steam flow (E1 to E3) may therefore beignored.The application of certain curves is in some cas-es dependent on whether or not the parametersconcerned are the subject of guarantee.The curves may be used to correct for devia-tions of operating parameters etc., within thelimits defined in 3.8.2 (Table 1) and shall not beextrapolated.The data are valid for condensing turbines ofratings higher than 30 MW and parameterswhich are commonly used in conventional andnuclear power stations.The uncertainties of the corrections for the vari-ous parameters refer to probability P = 0,95 andare independent of each other and the resultinguncertainty may be calculated accordingly.Mathematical formulations representing thecurves in E1 to E17 are given in Table E1 forprogramming purposes.


Curva di correzione per lÕeffetto della portata principalesulla pressione allÕammissione turbina

Tv = temperatura assoluta alla pressione discarico (K)

Dhs = salto isentropico di entalpia, vaporeprincipale/pressione di scarico (kJ/kg)

K = K ¢ con risurriscaldamento e/o separa-zione esterna dell’umidità

K = 0,83 K ¢ senza risurriscaldamento e sen-za separazione esterna dell’umidità

Valido per: Turbine a condensazione con preri-scaldamento dell’acqua di alimento,con vapore principale surriscaldatoo umido, con o senza risurriscalda-mento, entalpia del vapore principa-le costante, carico >0,2 del caricomassimo.

Incertezza di calcolo:

múportata di vapore principale misurataportata di vapore principale garantita------------------------------------------------------------------------------------------------=

DF =±0,15F – 1

Fig. E1Correction curve for main ßow inßuence on bowlpressure

Tv = absolute temperature at exhaust pres-sure (K)

Dhs = isentropic enthalpy drop, mainsteam/exhaust pressure (kJ/kg)

K = K ¢ for reheat and/or external mois-ture separation

K = 0,83 K ¢ without reheat and withoutexternal moisture separation

Valid for: Condensing turbines with regera-tive feedwater heating, superheat-ed or wet main steam with orwithout reheat, main steam en-thalpy constant, output >0,2 maxi-mum output.

Uncertainty of computation:

ht×c =ht×m ×

=1+ v

D s

æ

èçö

ø÷g

múmain steam flow as measured

main steam as guaranteed------------------------------------------------------------------------------=

DF =±0,15F – 1


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Curva di correzione per lÕeffetto della portata del va-pore principale sulle perdite di scarico

= portate di scarico della turbina principa-le (kg/s)

= portata di scarico della turbopompa ac-qua alimento (kg/s)

Waxg = velocità assiale di uscita garantita (m/s)u = velocità periferica della fila mobile

dell’ultimo stadio (al diametro su cui èmisurato il passo) (m/s)

Valido per: Turbine a condensazione con preri-scaldamento dell’acqua di alimento,con vapore principale surriscaldatoo umido, con o senza risurriscalda-mento, pressione di scarico <0,3 bar,u = da 200 a 450 m/s, carico >0,2 delcarico massimo.


múv

mú s

múportata di vapore principale misurataportata di vapore principale garantita------------------------------------------------------------------------------------------------=

DF 0 2 F 1Ð,±=

Fig. E2 Correction curve for main steam ßow inßuence onexhaust losses

= exhaust flows of main turbine (kg/s)

= exhaust flow of BFP - auxiliary tur-bine (kg/s)

Waxg = axial outlet velocity as guaranteed (m/s)u = peripheral speed of last stage wheel

(pitch diameter) (m/s)

Valid for: Condensing turbines with regera-tive feed-water heating, wet or su-perheated main steam with orwithout reheat, exhaustpressure <0,3 bar, u = 200 to450 m/s, output >0,2 maximumoutput.


ht×c =ht×m ×F

F =1+K mv

mv + ms

æèç

öø÷g

1ht×g

– 1æ

èç

ö

ø÷

múv

mú s

múmain steam as measured

main steam as guaranteed-------------------------------------------------------------------=

DF 0 2 F 1Ð,±=


Curva di correzione per lÕeffetto della portata del va-pore principale sul rendimento meccanico e sul ren-dimento del generatore

Smax = potenza apparente massima del gene-ratore (kVa)

Valido per: Generatori a 2 e a 4 poli-sistemi diraffreddamento adeguati a Smax, Smax > 30000 kVA.


mAú portata di vapore misurata

portata di vapore principale garantita------------------------------------------------------------------------------------------------=

P potenza garantita dal generatorepotenza massima del generatore -------------------------------------------------------------------------------------=

DF =± 0,3K +0,003( )× mA – 1

Fig. E3 Correction curve for main steam ßow inßuence onmechanical efÞciency and generator efÞciency

Smax = max. apparent generator output(kVA)

Valid for: Two-pole and four-pole generators,cooling systems adequate toSmax, Smax > 30000 kVA


ht×c =ht×m ×F

F =1 – K mA – 1( )

mAú main steam flow as measured

main steam as guaranteed------------------------------------------------------------------------------=

Pgenerator output as guaranteed

max. generator output---------------------------------------------------------------------------------=

DF =± 0,3K +0,003( )× mA – 1


Pagina 123 di 162

Curva di correzione per il fattore di potenza

= fattore di potenzaS = potenza apparente del generatore (kVA)Smax = potenza apparente massima del gene-

ratore (kVA)

Valido per: Smax>30 MVA, = da 0,7 a 1,0,carico attivo = costante


jcos

DF 04 F 1Ð±=

Fig. E4 Correction curve for load factor

= load factorS = apparent generator output (kVA)Smax = max. apparent generator output (kVA)

Valid for: Smax>30 MVA, = 0,7 to 1,0,active outuput = constant


ht×c =ht×m ×FF =1+K

jcos

S = SSmax

æèç

öø÷g

jcos

DF 04 F 1Ð±=


Curva di correzione per la pressione del vapore principaleLa presente correzione tiene conto della variazionedellacapacit� di portata nella posizione concordatadella valvola (per la variazione di portata, vedi F.1)

Tv = temperatura assoluta di saturazionealla pressione di scarico (K)

Dhs = salto isentropico di entalpia, vaporeprincipale/pressione di scarico (kJ/kg)

Pressione variabile del vapore principale:

K = K¢ con risurriscaldamento intermedioe/o separazione esterna dell’umidità

K = 0,83 K¢in tutti gli altri casiPressione costante del vapore principale:

pR = pressione in camera vuota (bar)

hA = entalpia del vapore principale (kJ/kg)

pApressione del vapore principale misuratapressione del vapore principale garantita---------------------------------------------------------------------------------------------------------=

múA = portata di vapore principale misurataportata di vapore principale garantita------------------------------------------------------------------------------------------------

K = 0,11 K¢risurriscaldamento va-pore/ vapore

K = 0 in tutti gli altri casi

K = 0,11 + 0,89 K (v)vapore/va-pore risurriscaldamento

K = 0,83 K (v) senza risurriscalda-mento e senza separazioneesterna dell’umidità

K = K (v) in tutti gli altri casi

Regolazioneper

laminazione

Regolazionecon

boccagli

m18 hAg 1925Ð( )

u2--------------------------------------=

stadio di controllo conuna sola linea (RATEAU)

Fig. E5 Correction curve for main steam pressure

This correction allows for deviation in ßow capaci-ty at agreed valve position (for deviation in ßow,see F.1)

Tv = absolute saturation temperature atexhaust pressure (K)

Dhs = isentropic enthalpy drop mainsteam/exhaust pressure (kJ/kg)

Sliding main steam pressure:

K = K¢ reheat and/or external moistureseparation

K = 0,83 K¢all othersConstant main steam pressure:

pR = wheel chamber presure (bar)

hA = main steam enthalpy (kJ/kg)

ht c× ht m× F×=

F 1 KTvDhs---------è øæ ö

g+=

pAmain steam pressure as measured

main steam pressure as guaranteed----------------------------------------------------------------------------------------------------------=

múA =main steam flow as measuredmain steam flow as guaranteed--------------------------------------------------------------------------------

K = 0,11K¢ steam/steam re-heat

K= 0 all others

K= 0,11 + 0,89 K(v) steam/steam reheat

K= 0,83 K (v) without reaheatand without externalmoisture separation

K =K(v) all others

Throttlecontrol

Nozzlecontrol

v vom=

m18 hAg 1925Ð( )

u2--------------------------------------one-row governing stage=


Pagina 125 di 162

pA = pressione del vapore principale (bar)u = velocità periferica dello stadio di controllo

al diametro su cui è misurato il passo (m/s)Valido per: Turbine a condensazione con preri-

scaldamento dell’acqua di alimento,con vapore principale surriscaldatoo umido, con o senza risurriscalda-mento entalpia del vapore principale

costante, < 0,91, carico>

0,2 del carico massimo.


m8 hAg 1925Ð( )

u2-----------------------------------

stadio di controllo con due file (Curtis)

=

v múA/pA×

DF 0 15 F 1Ð + 0,002pA

mú------

A

1Ð,è øç ÷æ ö±=

pA = main steam pressure (bar)u = control stage peripherical speed pitch

diameter (m/s)Valid for: Condensing turbines with regenera-

tive feewater heating, wet or super-heated main steam, with or withoutreheat, main steam enthalpy constant,

<0,91, load >0,2 maxi-

mum load.


vopRpA------è øæ ö

g=

m8 hAg 1925Ð( )

u2----------------------------------- two-row governing stage=

v múA/pA×

DF 0 15 F 1Ð + 0,002pA

mú------

A

1Ð,è øç ÷æ ö±=


Curva di correzione per le entalpie del vapore

h = entalpia specifica (kJ/kg)Curva A: Vapore principale di turbine conven-

zionali senza risurriscaldamento.Curva B: Vapore principale saturo (o quasi sa-

turo) di turbine con separazioneesterna dell’umidità, senza risurri-scaldamento.

Curva C: Vapore principale e vapore risurri-scaldato di turbine convenzionalicon un solo risurriscaldamento.Vapore principale saturo (o quasi sa-turo) di turbine con separatore ester-no dell’umidità e risurriscaldamento.

Valido per: Turbine a condensazione con preri-scaldamento dell’acqua di alimento,carico >0,2 del carico massimo.


DF =±0,15 F – 1+0,002 j – 1( )

Fig. E6 Correction curve for steam enthalpies

h = specific enthalpy (kJ/kg)Curve A: Main steam of conventional turbines

without reheat.Curve B: Saturated (or nearly saturated) main

steam of turbines with external mois-ture separation, without reheat.

Curve C: Main steam and reheat steam of con-ventional turbines with single reheat.

Staured (or nearly satured) mainsteam of turbines with external mois-ture separator and reheat.

Valid for: Condesing turbines with regenera-tive feedwater heating, output >0,2maximum output.



j =hm – 1925hg – 1925

DF =±0,15 F – 1+0,002 j – 1( )


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Correzione per il contenuto Þnale di umidit�, a valledel separatore esterno

K = 0,21 (xg – xm)x = qualità, cioè titolo del vapore umido, in

peso, a valle del separatore di umiditàValido per: Turbine a condensazione con preri-

scaldamento,dell’acqua di alimento,vapore principale umido (o quasiumido), con o senza risurriscalda-mento.

Incertezza di calcolo: DF =±0,2 F – 1

Fig. E7Correction for Þnal moisture of external separator

K = 0,21 (xg – xm)x = quality, i.e, dryness fraction of wet steam

by weight beyond moisture separatorValid for: Condensing turbines with regenera-

tive heating system, wet (or nearlywet) main steam, with or withoutfollowing reheat.



DF =±0,2F – 1


Curva di correzione per la differenza terminale del ri-surriscaldatoreIn questa correzione sono incluse le perdite di ca-rico lato vapore principale, solo relativamente alsurriscaldatore vapore/vapore principale vedi de-finizione .

.

p2 = pressione alla saturazione a J2 (bar)J2 = temperatura di risurriscaldamento (°C)pA = pressione del vapore principale (bar)

Waxg = velocità assiale del vapore all’uscita dell’ul-timo stadio, garantita (m/s)

Valido per: Turbine a condensazione con preri-scaldamento dell’acqua di alimento,vapore principale umido o leggermen-te surriscaldato, risurriscaldamento fi-nale mediante il vapore principale, ca-rico >0,2 del carico massimo.


P

P =potenza garantita ai morsetti del generatorepotenza massima ai morsetti del generatore

DF =±0,2 K 2+ ¢K 2+ ¢¢K 2

Fig. E8 Correction curve for reheater terminal difference

Main steam/steam reather stage only, pressurelosses on the main steam side are included inthis corection, see definition on .

p2 = saturation pressure at J2 (bar)J2 = reheat temperature (°C)pA = main steam pressure (bar)

Waxg = last stage axial outlet velocity as guar-anteed (m/s)

Valid for: Condesing turbines with regenera-tive feedwater heating, wet orslightly superhated main steam, fi-nal reheat by main steam, output>0,2 maximum output.


P

ht×c =ht×m ×FF =1+K + ¢K + ¢¢K

K =f p2 / pA( )g¢K =f W axg( )¢¢K =f P()

p =pAg ×p2m

p2g ×pAm

P =generator output as guaranteed

max. generator output

DF =±0,2 K 2+ ¢K 2+ ¢¢K 2


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Curva di correzione per la pressione di scarico

Se il condensatore è incluso nella garanzia, nonviene calcolato sulla base della pressione di scari-co misurata, ma per mezzo della pressione di sca-rico attesa in base ai valori misurati della portata edelle temperature dell’acqua di raffreddamento(vedi E10).

= portata di scarico della turbina principale(kg/s)

= portata di scarico della turbopompa acquaalimento (kg/s)

u = velocità periferica della fila mobile dell’ul-timo stadio (al diametro su cui è misuratoil passo) (m/s)

Waxg = velocità assiale del vapore all’uscita dell’ul-timo stadio, garantita (m/s)

Valido per: Turbine a condensazione con preri-scaldamento dell’acqua di alimento,con o senza risurriscaldamento, convapore principale umido o surriscal-dato, con pressione di scarico <0,3 bar, u = da 200 m/s a 450 m/s,carico >0,2 del carico massimo.


p

múv

mú s

sinb = area di gola paletta mobile ultimo stadioarea anulare paletta mobile ultimo stadio

múA portata di vapore principale misurataportata di vapore principale garantita-------------------------------------------------------------------------------------------------------------=

P pressione di scarico misuratapressione di scarico garantita""-----------------------------------------------------------------------------------------=

DF =±0,15 F – 1+0,002 p – 1( )

Fig. E9Correction curve for exhaust pressure

If the condenser is included in the guarantee, will not be computed on the basis of the meas-ured exhaust pressure, but by means of the ex-pected exhaust pressure for measured coolingwater flow and cooling water temperatures(see E10).

= exhaust flow of main turbine (kg/s)

= exhaust flow of BFP-auxiliary turbine(kg/s)

u = preripheral speed of last stage wheel(pitch diameter) (m/s)

Waxg = last stage axial outlet velocity as guar-anteed (m/s)

Valid for: Condesing turbines with regenera-tive feedwater heating, with or with-out reheat, superheated or wet mainsteam, exhaust pressure < 0,3 bar,u = 200 m/s to 450 m/s,output >2,0 maximum output.


p

ht×c =ht×m ×F

F =1

1 – K mv

mv + ms

æ

èçö

ø÷g×u 0,185+sinb( )

100001ht×g

– 1æ

èçö

ø÷

múv

mú s

sinb =last stage bucket throat arealast stage buket annulus area

múA main steam flow as measuredmain steam flow as guaranteed --------------------------------------------------------------------------------------------=

p = exhaust pressure as measuredexhaust pressure as guaranteed

DF =±0,15 F – 1+0,002 p – 1( )


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Correzione per la portata dÕacqua di raffreddamentodel condensatore e per la temperatura di ingresso

Se il condensatore è incluso nella garanzia, (ve-di E9) non viene calcolato sulla base della pres-sione di scarico misurata, ma per mezzo della for-mula che segue.

J = temperatura di scarico attesa (°C)p = pressione di scarico attesa (pressione di

saturazione a J) (bar)J2 = temperatura di uscita dell’acqua di raf-

freddamento (°C)J1 = temperatura di ingresso dell’acqua di raf-

freddamento (°C)e = numero naturale (=2,718)ln = logaritmo neperiano

= portata dell’acqua di raffreddamento(kg/s)

Valido per: Condensatori a superficie di concezio-ne convenzionale, velocità dell’acquadi raffreddamento nei tubi >0,8 m/s.


p

mú

Dp =±0,1 p – 1( )

Fig. E10Correction for condenser cooling water ßow and in-let temperature

If the condenser is included in the guareante (see E9) will not be computed on the basis ofthe measured exhaust pressure, but by meansof the following equation.

J = expected exhaust temperature (°C)p = expected exhaust pressure (saturation

pressure at J) (bar)J2 = cooling water exit temperature (°C)

J1 = cooling water inlet temperature (°C)

e = natural number (=2,718)ln = napierian logarithm

= cooling water flow (kg/s)

Valid for: Surface condenser of convention-al design, cooling water velocity intubes >0,8 m/s.


p

p =p

pg

J=J2m +J2m ×J1m

eA – 1

A = mg

mm

æ

èçö

ø÷

0,5

×1,4 –

17J1m +20

1,4 –17

J1g +20

×lnJ2g – J1g

Jg – J2g+1

æ

èçö

ø÷

mú

Dp =±0,1 p – 1( )


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Curva di correzione per il sotto-raffreddamento del condensato principale

pv = pressione di scarico (bar)Jv = temperatura di saturazione alla pressione

di scarico (°C)Jw = temperatura del condensato a monte del

primo preriscaldatore (°C)pl = pressione del primo spillamento (bar)Waxg = velocità assiale del vapore all’uscita

dell’ultimo stadio, garantita (m/s)Valido per: Turbine a condensazione con preri-

scaldamento dell’acqua di alimento,vapore principale umido o surriscalda-to, con o senza risurriscaldamento,con pressione di scarico <0,3 bar, concarico >0,2 del carico massimo.


DF =±0,00004×Jv – Jw( )m – Jv – Jw( )g

Fig. E11Correction curve for main condensate subcooling

pv = exhaust pressure (bar)Jv = saturation temperature exhaust pres-

sure (°C)Jw = condensate temperature before lowest

heater (°C)pl = pressure of lowest bleeding (bar)Waxg = last stage annulus velocity as guaran-

teed (m/s)Valid for: Condensing turbines with regenera-

tive heating system, wet or super-heated main steam, with or withoutreheat, exhaust pressure <0,3 bar,output >0,2 maximum output.


ht×c =ht ×× m×

=1+1

ht×g– 1

æ

è ç

ö

ø ÷ Jv – Jw( )m – Jv – Jw( )gé ë

ù û

DF =±0,00004×Jv – Jw( )m – Jv – Jw( )g


Curva di correzione per la temperatura Þnale dellÕac-qua di alimento

JE = temperatura finale dell’acqua di alimento (°C)J¢A = temperatura di saturazione alla pressione

del vapore principale (°C); per pl>22,1 barusare J¢A= 374 °C

Jw = temperatura all’uscita del condensatore (°C)Z = numero dei preriscaldatori dell’acqua di

alimento (–)Osservazioni: Le variazioni di differenza termina-

le e di perdita di carico nella lineadi estrazione devono essere corret-te a parte, anche per l’ultimo preri-scaldatore della linea di alimento.

Valido per: Turbine a condensazione con preri-scaldamento dell’acqua di alimento,con vapore principale umido o surri-scaldato(JE > 170 °C, Z > 2), con osenza risurriscaldamento, carico >0,2

del carico massimo .Incertezza di calcolo:

DJ <0,05

DF =±0,1(K +0,1)DJ

Fig. E12 Correction curve for Þnal feedwater temperature

JE = final feedwater temperature (°C)J¢A = saturation temperature for main steam

pressure (°C), for pl >22,1 bar useJ¢A= 374 °C

Jw = condenser discharge temperature (°C)Z = number of feedwater heaters (–)

Remarks: Deviating terminal difference andextrance line pressure loss are to becorrected in addition, also for thehighest heater.

Valid for: Condensing turbines with regenera-tive feedwater heating (JE > 170 °C,Z > 2), wet or superheated mainsteam, with or without reheat, output

>0,2 maximum output, .


ht×c =ht×m ×FF =1 – KDJ

DJ =JEm – JEg¢JAg – JWg

J =JEg – JWg¢JAg – JWg

DJ <0,05


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Curva di correzione per lÕacqua di desurriscaldamen-to del risurriscaldatore

= per la pressione variabile del vaporeprincipale

= per la

pressione costante del vapore principale,regolazione con boccaglio

= per pressione costante del vaporeprincipale, con regolazione per lamina-zione

DK = 0 per acqua di desurriscaldamento presadalla pompa di alimento

DK = 0,02 per acqua di desurriscaldamento pre-sa a valle dell’ultimo preriscaldatoredell’acqua di alimento

Waxg = velocità assiale del vapore all’uscitadell’ultimo stadio, garantita (m/s)

Valido per: Turbine a condensazione con preri-scaldamento dell’acqua di alimento econ un solo risurriscaldamento, tem-peratura del vapore principale e del ri-surriscaldamento >470 °C, carico >0,2del carico massimo, pressione di risur-riscaldamento variabile o costante


p

p 1 – P – 1( )2 +0,12 P – 1( )éëê

ùûú

p pö P×

p = pressione del vapore principalepressione di scarico sezione di A.P.

P = potenza garantita del generatorepotenza massima del generatore

m = portata dell ' acqua di desurriscaldamentoportata del vapore principale

DF =±0,15 F – 1

Fig. E13 Correction curve for reheater desuperheating water

= for sliding main steam pressure

= for con-

stant main steam pressure, nozzle con-trol

= for constant main steam pressurethrottle control

DK = 0 for water extraction at feedpump

DK = 0,02 for water exctraction behind high-est heater

Waxg = last stage axial autlet velocity as guar-anteed (m/s)

Valid for: Condensing turbines with regener-ative feedwater heating and singlereheat, main steam and reheattemperatures > 470 °C, output >0,2maximum output reheat pressuresliding or constant.


ht×c =ht×m ×F

F =1+K +DK( ) mm – m g( )p pö

p pö 1 – P – 1( )2 +0,12 P – 1( )éëê

ùûú

p pö P×

p = main steam pressureHP exhaust pressure

P = generator output as guaranteedmax. generator output

m = desuperheating water flowmain steam flow

DF =±0,15 F – 1


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Curva di correzione per le perdite di carico.Vapore nelle tubazioni, separatori di umidità, ri-surriscaldatori, spillamenti ecc. Per le perdite dicarico lato vapore principale, relativamente ai ri-surriscaldatori vapore/vapore; vedi E.8.

Tv = temperatura assoluta di saturazione allapressione di scarico (K)

Dhs = salto isentropico di entalpia vapore princi-pale/pressione di scarico (kJ/kg)

p1 = pressione, lato alta pressione (bar)p2 = pressione, lato bassa pressione (bar)

Valido per: Turbine a condensazione con preri-scaldamento dell’acqua di alimento,con vapore principale umido o surri-scaldato, con o senza risurriscalda-mento, carico >0,2 del carico massimo.


m = portata di vapore interessataportata di vapore principale

DF =±0,15 F – 1

Fig. E14 Correction curve for pressure losses.Steam in piping, moisture separators, reheaters,bleedings, etc. For main steam side of mainsteam/steam reheaters; see E8.

Tv = absolute saturation temperature of ex-haust pressure (K)

Dhs = isentropic enthalpy drop main steam/exhaust pressure (kJ/kg)

p1 = pressure, high pressure side (bar)p2 = pressure, low pressure side (bar)

Valid for: Condensing turbines with regener-ative feedwater heating, wet or su-perheated main steam, with orwithout reheat, output >0,2 maxi-mum output.


ht×c =ht×m ×

=1+ v

D s

æèç

öø÷g× g

p =p1g ×p2m

p2g ×p1m

m = steam flow concernedmain steam flow

DF =±0,15 F – 1


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Curva di correzione per le differenze terminaliRiscaldatori e risurriscaldatori vapore alimentaticon vapore spillato.

Tv = temperatura assoluta di saturazione allapressione di scarico (K)

Dhs = salto isentropico di entalpia vapore princi-pale/pressione di scarico (kJ/kg)

p1 = pressione del vapore di riscaldamento (bar)p2 = pressione di saturazione aJ2 (bar)J2 = portata riscaldata, temperatura di uscita (°C)

Valido per: Turbine a condensazione con preri-scaldamento dell’acqua di alimento,con vapore principale umido o surri-scaldato, con o senza risurriscalda-mento, carico >0,2 del carico massimo.


m =portata di vapore di riscaldamentoportata di vapore principale

DF =±0,2F – 1

Fig. E15 Correction curve for terminal differencesHeaters and bled steam/steam reheater stages.

Tv = absolute saturation temperature of ex-haust pressure (K)

Dhs = isentropic enthalpy drop main steam/exhaust pressure (kJ/kg)

p1 = heating steam pressure (bar)p2 = saturation pressure at J2 (bar)J2 = heated flow, outlet temperature (°C)



ht×c =ht×m ×

=1+ v

D s

æ

èçö

ø÷g× g

p =p1g ×p2mp2g ×p1m

m =heating steam flowmain steam flow

DF =±0,2 F – 1


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Curva di correzione per le portate secondarie di vapore

QA =

= portata di vapore principale, non compre-sa la portata del vapore principale verso irisurriscaldatori vapore/vapore, se è ne-cessario (kg/s)

hA = entalpia del vapore principale (kJ/kg)

P = potenza del generatore (kW)

= portata secondaria di vapore (kg/s)h = f (p, sA)g punto di miscela della portata

secondaria/portata principale, espressacome entalpia isentropica della portataprincipale (kJ/kg)

p = pressione locale (bar)sA = entropia del vapore principale (kJ/kg K)

hv = f (pV,sA) (kJ/kg)pv = pressione di scarico (bar)K = 1,15 K¢ per le turbine a risurriscaldamento

solo nella zona di espansione a valle delrisurriscaldamento

K = K¢ in tutti gli altri casiWaxg = velocità assiale del vapore all’uscita

dell’ultimo stadio, garantita (m/s)

Definizione: Le portate secondarie sono portate inmassa che attraversano la zona di con-trollo ombreggiata (vedi figura), manon vengono direttamente da o vannoverso sorgenti di energia primaria (cal-

daia, reattore). Perciò non sono portate seconda-

rie. Queste portate secondarie sono inparticolare le portate di fuga, portatedi estrazione per alimentazioni fuoriciclo oppure per l’azionamento di unapompa, finché la potenza relativa nonviene inclusa in P.

A hA×

múA

mú

mAú , mB

ú , mCú ,

múD, múE,

Fig. E16 Correction curve for steam subßows

QA =

= main steam flow excluding main steamflow to steam/steam reheaters if neces-sary (kg/s)

hA = main steam enthalpy (kJ/kg)

P = generator output (kW)

= steam subflow (kg/s)h = f (p, sA)g locus of subflow/main flow

linkage, expressed as main flow isen-tropic enthalpy (kJ/kg)

p = local pressure (bar)sA = main steam entropy (kJ/kg K)

hv = f (pV,sA) (kJ/kg)pv = exhaust pressure (bar)K = 1,15 K¢ for reheat turbines in the ex-

pansion region behind reheat only

K = K¢ all othersWaxg = last stage axial outlet velocity as guar-

anteed (m/s)

Definitions: Subflows are mass flows, whichare passing the shaded controlarea (see figure), but are not di-rectly supplied to or from a prima-ry energy source (boiler, reactor).

Therefore

are not sublows. These sub-flows are particularity leakageflows, extraction flows for non-cy-cle supply or pump drive, as longas is output in not included in P.

ht c× ht m× F×=

F 1 QA

htP-----×è ø

æ ög

K Dmú

1 Dmú+--------------------

è øç ÷æ öå×Ð=

múA hA kW( )×

múA

D m = m m A

æ

èçö

ø÷m–

m m A

æ

èçö

ø÷g

mú

h =h – hV

hA – hV

æ

èçö

ø÷g

mAú , mB

ú , mCú , múD,

múE,


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Osservazioni:Le portate in massa vengono inseritenella formula (>0) quando entranonella zona di controllo ombreggiatae nella formula (<0) quando neescono. In caso di risurriscaldamen-to con vapore principale, la portatadi calore verso la turbina di altapressione è QA, la portata di caloredel vapore principale verso il risurri-scaldatore è (QB + QC).

Valido per: Turbine a condensazione con preri-scaldamento dell’acqua di alimento,con vapore principale umido o surri-scaldato, con o senza risurriscalda-mento, carico >0,2 del carico massi-

mo, .


m m =+ +

DF =±0,2F – 1

Remarks: Mass flows are inserted in equation(>0) when entering the shaded con-trol area and <0 when leaving it. Incase of reheat by main steam, theheat flow to the hp turbine in QA,the main steam heat flow to the re-heater is (QB+QC).

Valid for: Condensing turbines with regenera-tive feedwater heating system, mainsteam wet or superheated, with orwithout reheat, output >0,2 maxi-

mum output, .


mBú mC

ú mDú 0=+ +

DF =±0,2F – 1


Curva di correzione per le portate secondarie di acquae per lÕaumento di entalpia nella pompa di alimento

QE =

= portata dell’acqua di alimento (<0) (kg/s)hE = entalpia finale dell’acqua di alimento

(kJ/kg)P = potenza del generatore (kW)

= portata secondaria di acqua (kg/s)

= portata di vapore principale, non compresa laportata di vapore principale verso i risurriscal-datori vapore/vapore, se necessario (kg/s)

J = punto di miscela delle portate secondariae principale, espresso come temperaturadella portata principale (°C)

J* = punto di origine della portata secondaria,espressa come temperatura locale dellaportata principale (°C)

JW = temperatura del condensato dopo il con-densatore (°C)

JE = temperatura finale dell’acqua di alimento (°C)

Definizione: Le portate secondarie sono definite nellaFig. E16. Queste portate secondarie sonoin particolare le fughe, le portate entrantinon destinate al ciclo, le portate di reinte-gro e le variazioni del livello dell’acqua.

Osservazioni: Le portate in massa vengono inseritenella formula >0 quando entrano nellazona di controllo ombreggiata e nellaformula <0 quando la lasciano. Ilby-pass parziale o completo dei preri-scaldatori deve essere simulato me-diante due portate secondarie ugualiaventi la medesima temperatura dellaportata secondaria, ma direzioni diver-se e diversa temperatura della portataprincipale. La correzione per l’aumen-

múE hE kW( )×

múE

mú

múA

Fig. E17Correction curve for water subßows and enthalpyrise in feedpump

QE =

= feedwater flow (<0) (kg/s)hE = final feedwater enthalpy (kJ/kg)

P = generator output (kW)

= water subflow (kg/s)

= main steam flow, excluding main steamflow to steam/steam reheaters if neces-sary (kg/s)

J = locus of subflow/main flow linkage, ex-pressed as main flow temperature (°C)

J* = locus of subflow origin, expressed aslocal main flow temperature (°C)

JW = condensate temperature after condens-er (°C)

JE = final feedwater temperature (°C)

Definitions: Subflows are defined in figure E16.These subflows are particularlyleakage flows, flows for non-cyclesupply, make-up water and chang-es in water level.

Remarks: Mass flows are inserted in equa-tion >0 when entering the shadedcontrol area and <0 when leavingit. Complete or partial bypassingof heaters will be simulated bytwo equal subflows of same sub-flow temperature, but different di-rection and different mainflowtemperature. Correction for en-thalpy rise in feedpump will besimulated by feedflow leaving the

ht×c =ht×m ×

=1+QE ×htæ

èçö

ø÷g×S ×D ( )

múE hE kW( )×

múE

D m = m m A

æ

èçö

ø÷m–

m m A

æ

èçö

ø÷g

mú

múA

J =J– JW

JE – JW

æ

èçö

ø÷g

J =J* – JW

JE – JW

æ

èçç

ö

ø÷÷

g


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to di entalpia nella pompa di alimentoespressa deve essere simulata median-te la portata di alimento espressacome portate secondarie che lascianoil sistema e rientrano nuovamente condiverso ma medesimo .

Valido per: Turbine a condensazione con preri-scaldamento dell’acqua di alimento,con vapore principale umido o surri-scaldato, con o senza risurriscaldamen-to, carico >0,2 del carico massimo.


Jö J

DF =±0,2F – 1

system and entering again withdifferent but same .



Jö J

DF =±0,2F – 1


Formule matematiche rappresentanti le curve da E1a E17

Vedi Fig. E7.

Tab. E 1Mathematical formulations representingcurves E1 to E17

E1

E2

E3

E4

E5

E6

E7See Figure E7.

E8

E9

K' 0 455 múAln,Ð=

=0,0235 ln Aaxg

150

æ

èç

ö

ø÷

2

– lnaxg

150æ

èçö

ø÷

2é

ë

êêê

ù

û

úúú

K =–Smax

2000000×

0,005

p × mA+0,0075 p × mA

æ

èçö

ø÷+

0,012

p × mA– 0,003p × mA

K =0,0186× S lncosjg

cosjm

K =0,3888×n mApA

– 1æèç

öø÷+ 1

426 – 444 mA npA

–1

426 – 444n

¢K =0,455×lnpA

mA

A:K =–0,348 lnj

B:K =–0,178 lnjC :K =–0,144 lnj

¢¢K =0,006 lnp lnP¢K =0,0035 lnp ×lnW axg150

K =0,016p2pA

æèç

öø÷g

p – 1( )

y1=y1¢ per/fory1¢> 0; y1 = 0 per/for y1¢< 0

y2=y2¢ per/fory2¢> 0; y2 = 0 per/for y2¢< 0

K = y1[ ]2 – y2[ ]2 – 0,03lnp

¢y1 =ln380

mAW axg

æ

èç

ö

ø÷

1,1

pé

ë

êêê

ù

û

úúú

¢y2 =ln380

mAW axg

æ

èç

ö

ø÷

1,1é

ë

êêê

ù

û

úúú


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Vedi Fig. E10(10)See Figure E10

E11

E12

E13

E14

E.15

E.16

E.17

K =0,0001 lnp1pv× 150W axg

æ

èç

ö

ø÷

K =0,30 1 –z +1

zJ+0,5DJ+0,03( )é

ëêùûú

K =0,02+0,1lnp +0,067lnW axg150

K 0 455, pln×Ð=

K 0 455, pln×Ð=

¢K =–0,16+1,16h +0,32 h – 1( )2_ 0,058 lnW axg150

æ

èçö

ø÷1,5 – 0,5h( )

E17: K = 1 – 1 – J( )0,95æèç

öø÷

1 – 0,38 1 – J( )1,8æèç

öø÷+1 – J( )0,95

1 – J( )0,75– 0,5 1 – J( )1,5é

ëêùûú+

+ 0,0001

J – J( )2+0,01–

0,00011,01

æ

è

ççç

ö

ø

÷÷÷

1 – J( )0,3


BREVI DEFINIZIONI STATISTICHE DELLÕINCERTEZZA DI MISURA E DELLA PROPAGAZIONE DELLÕERRORE NELLE PROVE DI ACCETTAZIONE (vedi 7.1 e 7.5.1)

La misura di una quantità fisica può essere effet-tuata solamente con una precisione limitata a cau-sa dell’inevitabile errore di misuraerrore = valore misurato – valore realeIn pratica, l’errore relativo viene usato moltospesso, dove:

Se gli errori sono distribuiti a caso, la precisionedella determinazione di una quantità costante(lunghezza, peso) può essere aumentata ripeten-do la misura e calcolando la media aritmetica. Gliscostamenti dei singoli valori misurati dal valoremedio seguono la Legge di Gauss (in assenza dierrore sistematico). A partire da uno scostamentostandard della curva di Gauss risultante, si posso-no calcolare i limiti di confidenza Vxi dell’erroredi una singola misura xi.La formula:

significa che il valore misurato xi è situato conuna probabilità statistica del 95% nel campo.

dove:

x è il valore reale

Vxi sono i limiti di confidenza dell’errore peril valore xi.

L’errore del valore misurato xi, in rapporto al va-lore reale sconosciuto x non è superiore a ±Vxicon una probabilità del 95%.I limiti di confidenza Vx per una probabilità stati-stica del 95% vengono in seguito chiamati incer-tezza di misura. L’incertezza di misura relativaviene definita come:

Per un’applicazione diretta della teoria statisticadell’incertezza delle misure, è necessario un grannumero di misure di una quantità fisica costante conerrori statisticamente indipendenti distribuiti a caso,

rore relativo errorevalore reale-------------------------------- errore

valore misurat--------------------------------------»=

F SHORT-STATISTICAL DEFINITION OF MEASURING UNCERTAINTY AND ERROR PROPAGATION IN ACCEPTANCE TESTS

APPENDIX/APPENDICE

(see 7.1 and 7.5.1)

The measurement of a physical quantity can becarried out with limited accuracy only, becauseof the inevitable measuring errorerror = measured value – true valueIn practice, the relative error is used very often,where:

If the errors are randomly distributed, the accura-cy of the determination of a constant quantity(length, weight) can be increased by repeating themeasurement and calculating the arithmetic meanvalue. The deviations of the individual measuredvalues from the mean will follow the GaussianLaw (no systematic error present). From the stand-ard deviation of the resulting Gauss curve, theconfidence limits Vxi of the error of an individualmeasurement xi can be calculated.The statement:

means that the measured value xi is situatedwith a statistical probability of 95% in the range

where:

x is the true value

Vxi are the confidence limits of the error forthe value xi.

The error of the measured value xi with respectto the unknown true value x is not greater than±Vxi with a probability of 95%.The confidence limits Vx for a statistical proba-bility of 95% are called measuring uncertaintyin the following. The relative measuring uncer-tainty is defined by

For a direct application of the statistical theory ofuncertainty of measurements, a great number ofmeasurements of a constant physical quantitywith randomly distributed statistically independenterrors is necessary, as indicated above. This con-dition is not fulfilled for a thermal acceptance test.

relative error errortrue value--------------------------- error

measured value-------------------------------------------»=

Vxi 2± dper/for P 95%»=

x 2d±

tx =Vx

x~

Vx

x i


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come sopraindicato. Questa condizione non vienesoddisfatta per una prova termica di accettazione.

Per consentire di definire l’incertezza probabile deivalori misurati durante le prove termiche di accet-tazione e per consentire l’applicazione delle leggidi propagazione dell’errore per la determinazionedell’incertezza dei risultati calcolati a partire daquesti valori, vengono introdotte le seguenti ge-neralizzazioni delle definizioni.Durante le prove termiche di accettazione lequantità da misurare non sono costanti nel tem-po. Una serie di letture viene effettuata ad inter-valli regolari durante il periodo di prova e si cal-cola la media aritmetica. Questo valore mediocontiene tre diversi tipi di errori indipendenti:a) errore casuale di lettura con un limite di

confidenza VA(1);

b) errore di integrazione con un limite di confidenza VI;c) errore sistematico non rilevabile (2) dell’appa-

recchiatura di misura con un limite di confiden-za VS oppure con una classe di precisione G (3).

Il limite di confidenza (incertezza di misura) delvalore di lettura medio é:

Nella pratica abituale delle prove di accettazione,il numero di letture è sufficientemente grande darendere VA e VI trascurabili, così da rendere signi-ficativi VS oppure G per l’incertezza di misura.Il valore medio con i suoi limiti di confidenzadell’errore può essere interpretato come una mi-sura individuale conformemente alla teoria statistica.I limiti di confidenza VS non possono essere stabi-liti a partire da una serie di misure di una variabi-le che cambia nel tempo con uno stesso apparec-chio di misura per mezzo di metodi statistici, madevono essere determinati con mezzi diversi per i

(1) Un errore di lettura sistematico equivale ad un errore sistematiconon rilevato o non rilevabile dellÕapparecchiatura di misura edeve essere trattato come indicato nella seguente nota 3).

(2) LÕerrore sistematico non rilevabile � essenzialmente costante peruna certa misura durante lo svolgimento della medesima provadi accettazione, ma si presume che sia distribuito casualmente inpi� prove che utilizzano la stessa apparecchiatura di misura. Diconseguenza si possono utilizzare le formule della teoria delleprobabilit�.

(3)Per diversi tipi di apparecchi il costruttore indica la classe di pre-cisione G, che � un limite di confidenza dellÕerrore con una pro-babilit� P = 100%. Per lÕapplicazione devono essere strettamenterispettati il valore di riferimento di G, soprattutto il valore di fon-do scala, e le limitazioni delle condizioni di funzionamento.

(4)I limiti di conÞdenza (incertezza di misura) che sono indipen-denti uno dallÕaltro e sono deÞniti per una stessa probabilit� P,possono essere sommati conformemente alla legge di propa-gazione dellÕerrore (regola della radice quadrata).

xVx

In order to allow statements of the probable un-certainty of values measured during thermal ac-ceptance tests and to permit the application ofthe laws of error propagation for the determina-tion of the uncertainty of the results calculatedfrom these values, the following generalizationsof the definitions are introduced.In thermal acceptance tests the quantities to bemeasured are not constant in time. A series ofreadings is taken at regular intervals during thetest period and the arithmetic mean value isformed. This mean value contains three differ-ent types of independent errors:a) random reading error with confidence

limit VA(1);

b) integration error with confidence limit VI;c) non-detectable systematic error(2) of the

measuring equipment with confidence limitVS or accuracy class G (3).

The confidence limit (measuring uncertainty) ofthe averaged reading value is:

In normal acceptance test practice, the numberof readings is sufficiently large to render VA andVI negligible, so that VS or G is significant forthe measuring uncertainty.The average value with its confidence limitsof the error can be interpreted as an individ-ual measurement according to statistical theory.The confidence limits VS cannot be establishedfrom a series of measurements of a time fluctu-ating variable with one and the same instru-mentation by statistical methods and have to bedetermined by different means for the differentkinds of measured values. They shall always bereferred to a statistical probability P » 95%.

(1) A systematic reading error is equivalent to a non-detectable ornon-detected systematic error of the measuring equipmentand is to be treated accordingly under3).

(2) The non-detectable systematic error is largely constant in oneand the same acceptance test measurement, but are assumedto be randomly distributed in several tests using the samemeasuring equipment. As a result, the equations of probabilitytheory may be used.

(3) For several types of instruments, the manufacturer indicatesthe accuracy class G, which is a confidence limit of the errorwith a probability P = 100%. For application, the referencevalue of G, mostly the scale end value, and limitations of op-erating conditions have to be closely observed.

(4) Confidence limits (measuring uncertainty) which are inde-pendent of each other and are defined for the same proba-bility P can be added according to the law of error propaga-tion (square root rule).

x

Vx VA2 VI

2 VS2+ +

4()±=

xVx


diversi tipi di valori misurati. Devono sempre es-sere riferiti ad una probabilità statistica P » 95%.

The results (e.g. mass flow, thermal efficiency,etc.) are calculated from measured variables aswell as from physical properties and coeffi-cients. Generally the result y is derived from:nx measured variables xj and from nb physical properties b1 and nc coefficients cm:

y = F (xj, b1, cm)Vb and Vc are the confidence limits of the errorsof the physical properties and coefficients due tonon-detectable systematic errors for P » 95%.If all measured values, physical property valuesand coefficients and their confidence limits ofthe error (measuring uncertainty) are independ-ent of each other and determined for the sameprobability P (e.g., 95 %), they can be added ac-cording to the law of error propagation (squareroot rule) and the measuring uncertainty Vy ofthe result determined in this manner will havethe same probability. It is:

where Vxj is the measuring uncertainty of an in-dividual variable xj.The calculation methods applied in this appen-dix, derived from the probability theory, arebased on the assumption that all the valuesused in the calculation are statistically absolute-ly independent of each other.In most cases, however, physical properties andcoefficients depend on the measured variables.In such cases the natural relationship betweenmeasured variables and physical properties andcoefficients::

shall be introduced into the equation for y priorto application of the error propagation law.

In many cases, the measuring uncertainties ofmeasured values are not independent of thesevalues themselves, or the uncertainties of valuesmeasured in parallel or with the same instru-mentation are mutually interdependent. The er-ror propagation law as shown above is then notapplicable or has to be applied differently.Indications for the treatment of the more commoncases of interdependence are given in the following.In view of the many influencing factors involved,the measuring uncertainty of all pressure differ-ence devices for mass flows, as well as all ther-mometers or thermocouples, shall be consideredto be independent.

Vy

¶y¶xj-------Vxj×è øç ÷æ ö2 ¶y

¶bl--------Vbl×è øç ÷æ ö2 ¶y

¶cm

----------Vcm×

è øç ÷æ ö2

m 1=

nc

å+l 1=

nb

å+j 1=

nx

å±=

b1 = Fb (xj)

cm = Fc (xj)


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Measurements with instruments which havebeen calibrated on the same test bed (e.g., orific-es and nozzles calibrated together with the testsection as well as thermometers and thermocou-ples) shall be considered to be dependent oneach other in view of the calibration error.Pressure difference devices of the same dimen-sions working under practically the same condi-tions (e.g. measurement of initial steam flow inseveral parallel flows) shall all be considered tobe entirely dependent on each other.For the dependence of the measuring uncertaintyof instrument transformers, see 7.3.1. For the eval-uation of the test, it is recommended that devia-tions from the assumption of independence of thevariables should not be considered if a considera-ble simplification of the evaluation can beachieved without any appreciable effect on the re-sults, particularly on the measuring uncertainty.The interdependence due to instruments being cali-brated on common test beds is generally negligible ifthe error limits of calibration are small comparedwith the other measuring uncertainty of the measure-ment. This also applies to the use of one precisionpotentiometer for all temperature measurements.To allow correctly for all the interdependencesin calculating the measuring uncertainty of theresults generally involves a highly sophisticatedcalculation process and is impracticable in mostcases. It is recommended to accept deviationsfrom the principle of independence of meas-ured values and their uncertainties, if a consid-erable simplification of the computation canthus be achieved without appreciable modifica-tion of the results and their uncertainties.

I risultati (per es. portata in massa, rendimento ter-mico ecc.) vengono calcolati a partire da variabilimisurate così come da coefficienti e proprietà fisi-che. Generalmente il risultato y viene dedotto da:nx variabili misurate xj e da nb proprietà fisiche b1 enc coefficienti cm:

y = F (xj, b1, cm)Vb e Vc sono i limiti di confidenza degli errori del-le proprietà fisiche e dei coefficienti dovuti aglierrori sistematici non rilevabili per P » 95%.Se tutti i valori misurati, i valori e i coefficientidelle proprietà fisiche e i loro limiti di confidenzadell’errore (incertezza di misura) sono indipen-denti uno dall’altro e vengono determinati per lastessa probabilità P (per es. 95%), essi possonoessere sommati conformemente alla legge dellapropagazione di errore (regola della radice qua-drata) e l’incertezza di misura Vy del risultato cosìdeterminato avrà la stessa probabilità. Vale a dire:

dove Vxj è l’incertezza di misura di una singola va-riabile xj.I metodi di calcolo applicati in questa Appendice,derivati dalla teoria delle probabilità, si basano sulpresupposto che tutti i valori utilizzati nel calcolosono statisticamente assolutamente indipendentiuno dall’altro.Nella maggior parte dei casi, tuttavia, le pro-prietà fisiche e i coefficienti dipendono dallevariabili misurate. In tal caso, la relazione natu-rale tra variabili misurate, proprietà fisiche ecoefficienti:

deve essere inserita nella formula che determina yprima dell’applicazione della legge di propagazio-ne dell’errore.In molti casi, le incertezze di misura dei valori misu-rati non sono indipendenti da questi stessi valori,oppure le incertezze dei valori misurati in parallelooppure con le stesse apparecchiature, sono recipro-camente interdipendenti. La legge di propagazionedell’errore, indicata sopra, non è dunque applicabileoppure deve essere applicata in modo differente.Indicazioni per il trattamento dei casi più comunidi interdipendenza vengono forniti di seguito.In ragione dei molti fattori di influenza implicati,l’incertezza di misura di tutti i dispositivi a pressio-ne differenziale per le portate in massa, così cometutti i termometri o le termocoppie, devono essereconsiderati indipendenti.


Le misure con strumenti che sono stati tarati sulmedesimo banco di prova (per es. diaframmi eboccagli tarati insieme alla sezione di prova cosìcome i termometri e le termocoppie) devono esse-re considerate dipendenti una dall’altra riguardoall’errore di taratura.I dispositivi a pressione differenziale delle stesse di-mensioni, funzionanti praticamente nelle medesimecondizioni (per es. misura della portata di vaporeiniziale in più portate parallele) devono essere con-siderati tutti interamente dipendenti uno dall’altro.Per la dipendenza dell’incertezza di misura deitrasformatori degli strumenti, vedi 7.3.1. Per la va-lutazione della prova, si raccomanda che le devia-zioni dall’ipotesi di indipendenza delle variabilinon debbano essere considerate se si riesce ad ot-tenere una notevole semplificazione del calcolosenza alcun effetto significativo sui risultati, inparticolare sull’incertezza di misura.L’interdipendenza dovuta agli strumenti tarati subanchi di prova comuni è generalmente trascura-bile se i limiti di errore della taratura sono piccolise confrontati con le altre incertezze di misura.Ciò si applica anche all’uso di un potenziometrodi precisione per tutte le misure di temperatura.Prendere correttamente in considerazione tutte leinterdipendenze nel calcolo dell’incertezza di mi-sura dei risultati implica generalmente un procedi-mento di calcolo altamente sofisticato ed è impra-ticabile nella maggior parte dei casi. Siraccomanda di accettare le deviazioni rispetto alprincipio di indipendenza dei valori misurati e del-le loro incertezze, se si riesce ad ottenere una no-tevole semplificazione di calcolo senza modificheconsiderevoli dei risultati e delle loro incertezze.

G CALCULATION OF MEASURING UNCERTAINTY OF OUTPUT Ð ELECTRICAL

APPENDIX/APPENDICE

MEASUREMENT(see 7.3.1)

G.1 IntroductionIn general the law of error propagation with geo-metrical summation of the individual measure-ment uncertainties is also applied for polyphasemeasurements (two-wattmeter or three-wattmetermethod). Practical experiments have shown thatthe transforming ratio errors, as well as thephase-angle errors of the transformers in the vari-ous phases, are not fully independent. This alsoapplies to the calibration of transformers.Therefore, the summation of errors has to be sepa-rated into a geometrical part and an arithmetical part.In the calculation of the measurement uncertaintyof the total power as the sum of the power in theindividual phases, the following measurementuncertainties have to be taken into account.a) Wattmeter and watthour meter

The summation of the measurement uncer-tainty due to the wattmeters or watthourmeters in the various phases is geometrical.

b) Transforming errors of voltage transformersThe summation of the measurement uncer-tainties due to the transforming errors ofvoltage transformers between the variousphases is arithmetical.

c) Phase-angle errors of voltage transformersThe summation of the measurement uncer-tainties due to the phase-angle errors ofvoltage transformers is arithmetical.

d) Transforming errors of current transformersThe summation of the measurement uncertaintydue to the transforming errors of current trans-formers in the various phases is arithmetical.

e) Phase-angle errors of current transformersThe summation of the measurement uncer-tainty due to the phase-angle errors of cur-rent transformers is arithmetical.

f) Total errorThe uncertainty in total power is calculatedby geometrical summation of the uncertain-ties mentioned under a), b), c), d) and e).

Notes/Note:1 The summation mentioned under c) or e) issometimes made geometrically. This is not correctin the philosophy of this appendix, as the state-ment in the first paragraph applies to the phaseangle errors as well .

2 In the formulae an uncertainty for the temperature in-fluence on wattmeters or watthour meters is intro-duced. The temperature factor should be indicated bythe manufacturer of the wattmeters/watthour meters.If the influence of the temperature on the wattmeterreading is exactly known as a function of the tem-perature and this has been applied as a correctionin the evaluation of the measured power, this influ-ence on the measurement uncertainty can be elimi-nated in the formula for measurement uncertainty.


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CALCOLO DELLA INCERTEZZA DI MISURA DELLA POTENZA Ð MISUREELETTRICHE(vedi 7.3.1)

IntroduzioneIn generale la legge di propagazione dell’errorecon somma geometrica delle incertezze di misuraindividuali viene applicata anche alle misure poli-fase (metodo dei due o tre wattmetri). Prove pra-tiche hanno mostrato che gli errori del rapportodi trasformazione così come gli errori d’angolo difase dei trasformatori nelle diverse fasi non sonocompletamente indipendenti. Questo si applicaanche alla taratura dei trasformatori.Perciò, la somma degli errori deve essere calcolataseparatamente, aritmeticamente e geometricamente.Nel calcolo dell’incertezza di misura della potenzatotale come somma della potenza delle fasi indivi-duali, devono essere prese in considerazione leincertezze di misura che seguono.a) Wattmetro e wattorametro

La somma dell’incertezza di misura dovuta aiwattmetri o wattorametri nelle varie fasi ègeometrica.

b) Errori di trasformazione dei trasformatori di tensioneLa somma delle incertezze di misura do-vute agli errori di trasformazione dei tra-sformatori di tensione tra le varie fasi èaritmetica.

c) Errori d’angolo di fase dei trasformatori di tensioneLa somma delle incertezze di misura dovuteagli errori d’angolo di fase dei trasformatori ditensione è aritmetica.

d) Errori di trasformazione dei trasformatori di correnteLa somma dell’incertezza di misura dovutaagli errori di trasformazione dei trasformatoridi corrente nelle varie fasi è aritmetica.

e) Errori d’angolo di fase dei trasformatori di correnteLa somma dell’incertezza di misura dovutaagli errori d’angolo di fase dei trasformatori dicorrente è aritmetica.

f) Errore totaleL’incertezza della potenza totale è calcolata inbase alla somma geometrica delle incertezzemenzionate in a), b), c), d) ed e).

1 La somma menzionata in c) oppure e) viene talvol-ta eseguita geometricamente. Questo non è correttonella filosofia della presente Appendice, dal mo-mento che l’assunto del primo paragrafo si applicaanche agli errori d’angolo di fase.

2 Nelle formule viene introdotta un’incertezza perl’effetto della temperatura su wattmetri e wattora-metri. Il fattore di temperatura deve essere indicatodal costruttore dei wattmetri/wattorametri.Se l’effetto della temperatura sulla lettura del watt-metro è conosciuto con precisione in funzione dellatemperatura e questo è stato applicato come corre-zione nel calcolo della potenza misurata, questo ef-fetto sull’incertezza di misura può essere eliminatonella formula per l’incertezza di misura.

G.2 FormulaeFormulae are presented for the application of watt-meters, single-phase watthour meters andthree-phase watthour meters for the following cases,both for three-phase four wire circuits (three-watt-meter method) and for three-phase three-wire cir-cuits (two-wattmeter method or Aron arrangement):a) calibrated transformers and wattmeters/wat-

thour meters;b) calibrated transformers and non-calibrated

wattmeter/watthour meter(s) with specifiedaccuracy class;

c) non-calibrated transformers with specifiedaccuracy class and calibrated wattmeters/watthour meter(s);

d) non-calibrated transformers and wattme-ters/watthour meter(s) each with specifiedaccuracy class.

In the formulae below the terms with rw andrwh can be ignored, and the following symbolsare used:

cu = calibration inaccuracy in the ratio er-ror of the voltage transformers (%)

ci = calibration inaccuracy in the ratio er-ror of the current transformers (%)

dju = calibration inaccuracy in the phase an-gle of the voltage transformers in mrad

dji = calibration inaccuracy in the phase an-gle of the current transformers in mrad

cw = calibration inaccuracy of the watt-meters in scale divisions

cwh = calibration inaccuracy of the wat-thour meters (%)

rw = reading inaccuracy of the wattmetersin scale divisions

rwh = reading inaccuracy of the watthourmeters (%)

Gu = accuracy class of the voltage trans-formers (%)

Gi = accuracy class of the current trans-formers (%)

Gw = accuracy class of the wattmetersin % of full scale

Gwh = accuracy class of the watthour meters (%)

Dju = class accuracy for phase angle of thevoltage transformers in mrad

Dji = class accuracy for phase angle of thecurrent transformers in mrad

aE = full scale of the wattmeters

a1,a2 = actual wattmeter/watthour meterreading (two-wattmeter/ watthourm-eter method)


FormuleLe formule vengono presentate per l’applicazionedi wattmetri, di wattorametri monofase e trifaseper i casi che seguono, sia per i circuiti trifase aquattro conduttori (metodo dei tre wattmetri) cheper i circuiti trifase a tre conduttori (metodo deidue wattmetri oppure disposizione di Aron):a) trasformatori e wattmetri/wattorametri ta-

rati;b) trasformatori tarati e wattmetri/wattorametri

non tarati di classe di precisione specificata;

c) trasformatori non tarati di classe di preci-sione specificata e wattmetri/wattorametritarati;

d) trasformatori e wattmetri/wattorametri non ta-rati, ciascuno con una classe di precisionespecificata.

Nelle formule sottostanti i termini rw ed rwh pos-sono essere ignorati, e si utilizzano i simboli cheseguono:

cu = imprecisione di taratura nell’errore dirapporto dei trasformatori di tensione (%)

ci = imprecisione di taratura nell’errore dirapporto dei trasformatori di corrente (%)

dju = imprecisione di taratura nell’angolo difase dei trasformatori di tensione in mrad

dji = imprecisione di taratura nell’angolo difase dei trasformatori di corrente in mrad

cw = imprecisione di taratura dei wattmetriin divisioni di scala

cwh = imprecisione di taratura dei wattorame-tri (%)

rw = imprecisione di lettura dei wattmetri indivisioni di scala

rwh = imprecisione di lettura dei wattorametri(%)

Gu = classe di precisione dei trasformatori ditensione (%)

Gi = classe di precisione dei trasformatori dicorrente (%)

Gw = classe di precisione dei wattmetri in %della scala piena

Gwh = classe di precisione dei wattorametri (%)

Dju = classe di precisione dell’angolo di fasedei trasformatori di tensione in mrad

Dji = classe di precisione dell’angolo di fasedei trasformatori di corrente in mrad

aE = scala piena dei wattmetri

a1,a2 = lettura reale del wattmetro/wattorame-tro (metodo dei due wattmetri/wattora-metri)

= mean value of the wattmeter readings(three-wattmeter method)

t = temperature in degrees Celsius

l = temperature coefficient of wattme-ter/watthourmeter in % accuracy/ K

Vp = confidence limit of the measuring un-certainty

I Ð THREE-PHASE FOUR-WIRE CIRCUIT

Case a:a.1 Single-phase wattmeters

a.2 Single-phase watthour meters

a.3 Three-phase watthourmeters

Case b:b.1 Single-phase wattmeters

b.2 Single-phase watthour meters

b.3 Three-phase watthour meters

In general, the calibration uncertainty figures cand d(1) of the transformers and the uncertaintiesin reading rw and rwh of the wattmeters/watthourmeters can be ignored as compared with the ac-curacy class of the wattmeters/watthour meters.The formulae may then be simplified to:

(1)For usual power factors.

a

K =a2

a1 +a2

V p2 = ci()2+cu( )2+

cwa×100æ

èçöø÷2+ rwa×100æ

èçöø÷2

3+1 / 3×l t – 23( ){ }2+ dji( )2+dju( )2ì

íî

üýþ×10–2 tan2j

V p2 = ci()2+cu( )2+

cwh( )2+rwh( )23

+1 / 3l2 t – 23( )2+ dji( )2+dju( )2ìíî


V p2 = ci()2+cu( )2+cwh( )2+rwh( )2+l2 t – 23( )2+ dji( )2+dju( )2ì

íî


V p2 = ci()2+cu( )2+

Gw2 ×aE

aæèçöø÷2+l t – 23( ){ }2+ rw

a×100æ

èçöø÷2

3+ dji( )2+dju( )2ìíî


V p2 = ci()2+cu( )2+

Gwh( )2+l2 t – 23( )2+rwh( )23

+ dji( )2+dju( )2ìíî


V p2 = ci()2+cu( )2+Gwh( )2+l2 t – 23( )2+rwh( )2+ dji( )2+dju( )2ì

íî



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= valore medio delle letture dei wattmetri(metodo dei tre wattmetri)

t = temperatura in gradi Celsius

l = coefficiente di temperatura del wattme-tro/wattorametro in % della precisione/K

Vp = limite di confidenza dell’incertezza dimisura

I Ð CIRCUITO TRIFASE A QUATTRO CONDUTTORI

Caso a:a.1 Wattmetri monofase

a.2 Wattorametri monofase

a.3 Wattorametri trifase

Caso b:b.1 Wattmetri monofase

b.2 Wattorametri monofase

b.3 Wattorametri trifase

In generale le incertezze di taratura c e d(1) deitrasformatori e le incertezze nella lettura rw ed rwhdei wattmetri/wattorametri possono essere trascu-rate quando confrontate con la classe di precisio-ne dei wattmetri/wattorametri. La formula puòquindi essere semplificata in:

(1)Per i fattori di potenza abituali.

a

K =a2

a1 +a2

n for single-phase wattmeters

n for single-phase watthour meters:

n for single-phase watthour meters

Case c:c.1 Single-phase wattmeters

c.2 Single-phase watthour meters

c.3 Three-phase watthour meters

The use of the value of the class accuracy of thetransformers per phase in the accuracy formulasfor total power is in fact based upon the arithmet-ical addition of absolute uncertainties.

Ignoring the calibration and reading inaccuracies cand r of the wattmeter leads to the i simplified formu-lae valid for cases c. 1, c.2 and c.3, respectively:

n for single-phase wattmeters:

n for single-phase watthour wattmeters:

n for three-phase watthour wattmeters:

V p2 =1

3Gw

2 ×aEaæèçöø÷2+l2 t – 23( )2

ìíï

îï

üýï

þï

V p2 =1

3Gwh

2 +l2 t – 23( )2ìíîüýþ

V p2 =Gwh

2 +l2 t – 23( )2

V p2 =Gi( )2+Gu( )2+

cwa×100æ

èçöø÷2+ rwa×100æ

èçöø÷2

3+1 / 3l2 t – 23( )+ Dji( )2+Dju( )2ì

íî


V p2 =Gi( )2+Gu( )2+cwh( )2+rwh( )2

3+1 / 3l2 t – 23( )2+ Dji( )2+Dju( )2ì

íî


V p2 =Gi( )2+Gu( )2+cwh( )2+rwh( )2+l2 t – 23( )2+ Dji( )2+Dju( )2ì

íî


Gi = Gi1 = Gi2 = Gi3; si applica anche a /the same applies to Gu, Di e/and Du

V p2 =Gi

2+Gu2+ Dji( )2+Dju( )2ìíî

üýþ×10–2 tan2j+1

3×l2 t – 23( )2

V p2 =Gi


üýþ×10–2 tan2j+1

3×l2 t – 23( )2

V p2 =Gi


üýþ×10–2 tan2j+l2 t – 23( )2


n per i wattmetri monofase:

n per i wattorametri monofase:

n per i wattorametri trifase:

Caso c:c.1 Wattmetri monofase

c.2 Wattorametro monofase

c.3 Wattorametri trifase

L’uso del valore della classe di precisione dei trasfor-matori per fase nelle formule di precisione per lapotenza totale si basa infatti sulla somma aritmeticadelle incertezze assolute.

Trascurando le imprecisioni di taratura e di lettura ced r del wattmetro, si arriva alla formula semplificatavalida per i casi c.1, c.2 e c.3 rispettivamente:


n per i wattorametri e wattmetri monofase:

n per i wattorametri e wattmetri trifase:

Case d:d.1 Single-phase wattmeters

d.2 Single-phase watthour meters (one phase)

d.3 Three-phase watthour meters (three phase)

In the formulae, the reading uncertainties rwand rwh may be ignored as complated with theclass accuracies.

II Ð THREE-PHASE THREE-WIRE CIRCUITIt is assumed that the voltage transformers areconnected in open-V.The formulae valid for the cases d.1, d.2 and d.3, re-spectively, are also available in the case of a Y con-nection, a DZo connection or a Dy11 connection ofthe voltage transformers if they have the same accu-racy class, when they are not calibrated or when thevoltage transformers are calibrated by means of thesame standard voltage transformer and calibrationbridge; in the opposite case the errors to be appliedin the formulae for a three-phase three-wire circuitshould be calculated by means of the following for-mulae in the case of a Y connection.1 In the case of calibrated voltage trans-

formers

and

V p2 =Gi( )2+Gu( )2+

Gw2 ×aE

aæèçöø÷2+l2 t – 23( )2+ rw

a×100æ

èçöø÷2

3+ Di( )2+Du( )2ìíî


V p2 =Gi( )2+Gu( )2+Gwh( )2+l2 t – 23( )2+rwh( )2

3+ Dji( )2+Dju( )2 ×10–2 tan2jìíî

üýþ

V p2 =Gi( )2+Gu( )2+Gwh( )2+l2 t – 23( )2+rwh( )2+ Dji( )2+Dju( )2×10–2 tan2jì

íî

üýþ

cu( )RS »12

cu( )R +cu( )S{ }+2,9×10–2 dju( )R – dju( )S{ }

dju( )RS»1

2dju( )R +dju( )S{ } – 2,9 cu( )R – cu( )S{ }

cu( )TS »12

cu( )T +cu( )S{ } – 2,9×10–2 dju( )T – dju( )S{ }

dju( )TS»1

2dju( )T +dju( )S{ }+2,9 cu( )T – cu( )S{ }


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Caso d:d.1 Wattmetri monofase

d.2 Wattorametri monofase (una fase)

d.3 Wattorametri trifase (tre fasi)

Nelle formule, le incertezze di lettura rw ed rwhpossono essere trascurate quando confrontatecon le classi di precisione.

II Ð CIRCUITO TRIFASE A TRE CONDUTTORISi suppone che i trasformatori di tensione sianocollegati a triangolo aperto.Le formule valide per i casi d.1, d.2 e d.3, rispetti-vamente, sono disponibili anche nel caso di colle-gamento a Y, DZo oppure Dy11 dei trasformatoridi tensione se questi hanno la stessa classe di pre-cisione, quando non sono tarati o quando i trasfor-matori di tensione sono tarati per mezzo dello stes-so ponte di taratura e trasformatore di tensionestandard; in caso contrario gli errori da applicarenelle formule per un circuito trifase a tre conduttoridevono essere calcolati per mezzo delle formuleche seguono nel caso di collegamento a Y.1 In caso di trasformatori di tensione tarati

e

2 In the case of non-calibrated voltagetransformers

and

Attention has to be symmery of the voltagesover the transformers.

Case a:a.1 Single-phase wattmeters

a.2 Single-phase watthour meters

a.3 Three-phase watthour meters

Case b:b.1 Single-phase wattmeters

Gu( )RS »12

Gu( )R +Gu( )S{ }+2,9×10–2 Dju( )R – Dju( )S{ }Dju( )RS

»12

Dju( )R +Dju( )S{ } – 2,9 Gu( )R – Gu( )S{ }

Gu( )TS »12

Gu( )T +Gu( )S{ } – 2,9×10–2 Dju( )T – Dju( )S{ }

Dju( )TS12---Dju( )T Dju( )S+{ } 2.9 Gu( )T Gu( )SÐ{ }+»

V p2 = ci()2+cu( )2+ cw

ai×100

æèç

öø÷2+ r wai×100

æèç

öø÷2ì

íï

îï

üýï

þï1 – K( )2+ cw

a2×100

æèç

öø÷2+ r wa2×100

æèç

öø÷2ì

íï

îï

üýï

þïK 2+

+l2 t – 23( )2 1 – K( )2+K 2ìíî

üýþ+3×10–2 1 – 2K( )2 dji( )2+dju( )2ì

íî

üýþcon / with K = a2

a1+a2

V p2 = ci()2+cu( )2+ cwh( )2+rwh( )2+l2 t – 23( )2ìíî

üýþx 1 – K( )2+K 2ìíî

üýþ

+3×10–2 1 – 2K( )2 dji( )2+dju( )2ìíî

üýþ

V p2 = ci()2+cu( )2+cwh( )2+rwh( )2+l2 t – 23( )2+3×10–2 1 – 2K( )2 dji( )2+dju( )2ì

íî

üýþ

p2 = i()2 + u( )2 +1 –( )2 w

2 ×aE

a2

æ

èçö

ø÷

2

+l2 – 23( )2ìíï

îï

üýï

þï+ 2

w( )2 +aE

a2

æ

èçö

ø÷

2

+l2 – 23( )2ìíï

îï

üýï

þï+

+ w

a1×100

æ

èçö

ø÷

2

1 –( )2 + w

a2×100

æ

èçö

ø÷2 +3×10–2 1 – 2( )2 dji( )2 +dju( )2ìíî

üýþ


2 In caso di trasformatori di tensione nontarati

e

Si deve prestare attenzione alla simmetria delletensioni sui trasformatori.

Caso a:a.1 Wattmetri monofase

a.2 Wattorametri monofase

a.3 Wattorametri trifase

Caso b:b.1 Wattmetri monofase

b.2 Single-phase watthour meters

b.3 Three-phase watthour meters

In general, the calibration uncertainty figures cand d(1) of the transformers and the uncertaintiesin reading rw and rwh of the wattmeters/watthourmeters can be ignored as compared with the ac-curacy class of the wattmeters/watthour meters.The formulae valid for cases b.1, b.2 and b.3,respectively, may then be simplified to:

n for single-phase wattmeters


n for three-phase watthour meters:

Case c:c.1 Single-phase wattmeters

c.2 Single-phase watthour meters

c.3 Three-phase watthour meters

(1) For usual power factors.

V p2 = ci()2+cu( )2+ Gwh( )2+l2 t – 23( )2ìíî

üýþ× 1 – K( )2+K 2ìíî

üýþ+rwh( )2 1 – K( )2+K 2ìíî

üýþ+

+3×10–2 1 – 2K( )2 dji( )2+dju( )2ìíî

üýþ

V p2 = ci()2+cu( )2+Gwh( )2+l2 t – 23( )2+rwh( )2+3×10–2 1 – 2K( )2 dji( )2+dju( )2ì

íî

üýþ

V p2 =Gw

2 1 – K( )2 aEa1

æèçöø÷2+K 2 aE

a2

æèçöø÷2ì

íï

îï

üýï

þï+ 1 – K( )2+K 2ìíî

üýþl2 t – 23( )2

V p2 = Gwh( )2+l2 t – 23( )2ìíî

üýþ× 1 – K( )2+K 2ìíî

üýþ

Vp2 =Gwh( )2 +l2 t – 23( )2

V p2 =Gi

2+Gu2+ cw

a1×100

æèç

öø÷2+ rwa1×100

æèç

öø÷2ì

íï

îï

üýï

þï×1 – K( )2+ cw

a2×100

æèç

öø÷2ì

íï

îï

üýï

þï+ rwa2×100

æèç

öø÷2

K 2+

+l2 t – 23( )2 1 – K( )2+K 2ìíîüýþ+3×10–2 1 – 2K( )2 Dji( )2+Dju( )2ì

íî

üýþ

p2 = i

2+ u2+ wh( )2+ wh( )2+l2 – 23( )2× 1 –( )2+ 2ìíî

üýþ+

+3×10–2 1 – 2( )2 ji( )2+ ju( )2ìíî


V p2 =Gi( )2+Gu( )2+cwh( )2+rwh( )2+l2 t – 23( )2+3×10–2 1 – 2K( )2 Dji( )2+Dju( )2ì

íî

üýþ


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b.2 Wattorametri monofase

b.3 Wattorametri trifase

In generale le incertezze di taratura c e d(1) deitrasformatori e le incertezze nella lettura rw ed rwhdei wattmetri/wattorametri possono essere trascu-rate quando confrontate con la classe di precisio-ne dei wattmetri/wattorametri. Le formule valide per i casi b.1, b.2 e b.3, rispetti-vamente, possono quindi essere semplificate in:




Caso c:c.1 Wattmetri monofase:

c.2 Wattorametri monofase

c.3 Wattorametri trifase

(1) Per i fattori di potenza abituali.

Ignoring the calibration and reading inaccuracies ofthe wattmeters/watthour meters, the appropriate for-mulae for cases c. 1, c.2 and c.3 can be simplified to:

n for wattmeters:


n for three-phase watthour meters:

Case d:d.1 Single-phase wattmeters

d.2 Single-phase watthour meters

d.3 Three-phase watthour meters

In these formulae, the terms with rw and rwhcan be ignored.

V p2 =Gi

2+Gu2+l2 t – 23( )2× 1 – K( )2+K 2ìíî

üýþ+3×10–2 1 – 2K( )2 Dji( )2+Dju( )2ì

íî

üýþ

V2p Gi

2 Gu2 l2 t 23Ð( ){ }

21 KÐ( )2 K2+{ } 3 10 2Ð 1 2KÐ( )2 Dji( )2 Dju( )2+{ }×+ + +=

V2p Gi

2Gu

2l2 t 23Ð( ){ }

23 10 2Ð 1 2KÐ( )2 Dji( )2 Dju( )2+{ }×+ +=

V p2 =Gi

2+Gu2+1 – K( )2 Gw( )2 aE

a1

æèçöø÷2

+l2 t – 23( )2ìíï

îï

üýï

þï+K 2 Gw( )2 aE

a2

æèçöø÷2

+l2 t – 23( )2ìíï

îï

üýï

þï+

+rwa1×100

æèç

öø÷2

1 – K( )2+rwa2×100

æèç

öø÷2

K 2+3×10–2 1 – 2K( )2 Dji( )2+Dju( )2ìíî

üýþ

V p2 =Gi

2+Gu2+ Gwh( )2+l2 t – 23( )2{ }× 1– K( )2+K 2{ }+rwh( )2 1– K( )2+K 2{ }+

+3×10–2 1 – 2K( )2 Dji( )2+Dju( )2ìíî

üýþ

V p2 =Gi

2+Gu2+Gwh( )2+l2 t – 23( )2+rwh( )2+3×10–2 1 – 2K( )2 Dji( )2+Dju( )2ì

íî

üýþ


Trascurando le imprecisioni di taratura e di letturadei wattmetri/wattorametri si può semplificare laformula valida per i casi c.1, c.2 e c.3 in:

n per i wattmetri:



Caso d:d.1 Wattmetri monofase

d.2 Wattorametri monofase

d.3 Wattorametri trifase

In queste formule, i termini con rw e rwh possonoessere tralasciati.

ZA Normative references to International Publications with their corresponding European

ANNEX/ALLEGATO

Publications

This European Standard incorporates by dated orundated reference, provisions from other publica-tions. These normative references are cited at theappropriate places in the text and the publicationsare listed hereafter. For dated references, subse-quent amendments to or revisions of any of thesepublications apply to this European Standard onlywhen incorporated in it by amendment or revi-sion. For undated references the latest edition ofthe publication referred to applies (includingamendments).

Note/NotaWhen the International Publication has been modi-fied by CENELEC common modifications, indicated by(mod), the relevant EN/HD applies.

Pubbl.IEC/IECPublication

Data/Date Titolo/Title EN/HD Data/DatePubbl.IEC/CEIPublication

34-2 1972 Macchine elettriche rotanti – Metodi di determinazione, mediante prove, delle perdite e del rendimentoRotating electrical machines – Part 2: Methods for determining losses and efficiency of rotating electrical machinery from tests (excluding machines for traction vehicles)

HD 53.2 S11) 1974 2-6

41 19632) International code for the field acceptance tests of hydraulic turbines — — —

Altre Pubblicazioni/Other PublicationsISO 31-3 1978 Quantities and units

Quantities and units of mechanics

ISO 5167 1980 Measurement of fluid flow by means of orificeplanets, nozzles and Venturi tubes inserted incircular cross-section conduits running full

(1) La Pubblicazione HD 5.3.2 S1 si basa sulla Pubblicazione IEC 34-2 (1972) +IEC 34-2A (1974).HD 5.3.2 S1 is based on IEC 34-2 (1972) +IEC 34-2A (1974).

(2) La Pubblicazione IEC 41 (1994), mod. � armonizzata come EN 60041 (1994).IEC 41 (1994), mod. is harmonized as EN 60041 (1994).

normavenormativo


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Riferimenti normativi alle Pubblicazioni Internazionali con riferimento alle corrispondenti Pubblicazioni Europee

La presente Norma include, tramite riferimenti da-tati e non datati, disposizioni provenienti da altrePubblicazioni. Questi riferimenti normativi sonocitati, dove appropriato, nel testo e qui di seguitosono elencate le relative Pubblicazioni. In caso diriferimenti datati, le loro successive modifiche orevisioni si applicano alla presente Norma soloquando incluse in essa da una modifica o revisio-ne. In caso di riferimenti non datati, si applical’ultima edizione della Pubblicazione indicata(comprendenti le eventuali modifiche).

Quando la Pubblicazione Internazionale è stata modi-ficata da modifiche comuni CENELEC, indicate con(mod), si applica la corrispondente EN/HD.

NORMA TECNICACEI EN 60953-2:1996-05Totale Pagine 168

La presente Norma è stata compilata dal Comitato Elettrotecnico Italiano e beneficia del riconoscimento di cui alla legge 1º Marzo 1968, n. 186.

Editore CEI, Comitato Elettrotecnico Italiano, Milano - Stampa in proprioAutorizzazione del Tribunale di Milano N. 4093 del 24 luglio 1956

Responsabile: Ing. E. Camagni

Sede del Punto di Vendita e di Consultazione 20126 Milano - Viale Monza, 261tel. 02/25773.1 ¥ fax 02/25773.222 ¥ E-MAIL [email protected]

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5 Ð Turbine a vapore

CEI EN 60045-1 (5-2)Turbine a vapore Ð Parte 1: Specifiche

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