МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ
ГЛАВНОЕ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ
ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ
МЕТОДИЧЕСКИЕ
УКАЗАНИЯ
ПО ОЦЕНКЕ ТОЧНОСТИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ
УДЕЛЬНОГО РАСХОДА УСЛОВНОГО ТОПЛИВА
НА ОТПУЩЕННУЮ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ ЭНЕРГОБЛОКОВ
МОЩНОСТЬЮ 300 МВт И ВЫШЕ
РД 34.09.113-90
ОРГРЭС
Москва 1991
РАЗРАБОТАНО
Ивановским ордена «Знак Почета» энергетическим институтом им. В.И. Ленина
ИСПОЛНИТЕЛЬ
В.И. ХОРЬКОВ
УТВЕРЖДЕНО
Главным научно-техническим управлением энергетики и электрификации 04.12.90 г.
Заместитель начальника А.П. БЕРСЕНЕВ
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ОЦЕНКЕ ТОЧНОСТИ
ОПРЕДЕЛЕНИЯ УДЕЛЬНОГО РАСХОДА УСЛОВНОГО ТОПЛИВА НА ОТПУЩЕННУЮ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ
ЭНЕРГОБЛОКОВ МОЩНОСТЬЮ 300 МВт И ВЫШЕ
|
РД 34.09.113-90
|
Настоящие
Методические указания устанавливают метод оценки точности расчета фактического
удельного расхода условного топлива вЭ
на отпущенную электроэнергию газомазутных и пылеугольных энергоблоков мощностью
300 МВт и выше.
Методические
указания предназначены для инженерно-технического персонала энергопредприятий и
энергообъединений, занимающегося расчетом и анализом показателей тепловой
экономичности электростанций и подготовкой технической отчетности по топливоиспользованию
в соответствии с [1].
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1. В
качестве показателя точности в соответствии с [2] выбрано приписанное наибольшее возможное значение
среднего квадратического отклонения (СКО) относительной погрешности определения
вЭ - s(δвЭ) %.
1.2.
Исходными при оценке s(δвЭ) на
основании [3, 4] приняты следующие положения:
погрешность
определения вЭ
есть объединение трех составляющих: инструментальной, методической и
субъективной;
инструментальная
составляющая есть объединение основной, дополнительной и динамической
погрешностей, а также погрешности, обусловленной взаимодействием средств
измерений с объектом измерений и друг с другом;
обнаруженные
систематические погрешности исключены введением поправок;
неисключенные
систематические погрешности и погрешности поправок рассматриваются как случайные
величины с равномерным распределением.
1.3.
Терминология и условные обозначения Методических указаний соответствуют [1 - 8] .
2. ОЦЕНКА ТОЧНОСТИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕКУЩЕГО ЗНАЧЕНИЯ вЭ
2.1.
Текущее значение удельного расхода условного топлива, определяемое по обратному
балансу, г/(кВт·ч):
, (1)
где -
коэффициент полезного действия нетто парового котла (котельных установок в
целом), %;
- коэффициент теплового потока, %;
-
удельный расход тепла нетто на турбину, кДж/(кВт·ч);
=
29,31 ГДж/т - теплота сгорания 1 т условного топлива;
- коэффициент, учитывающий переток тепла
(подсчитывается только для групп оборудования, принимающих тепло; для групп
оборудования, отдающих тепло, Кпер
= 1).
2.2.
Удельный расход условного топлива, определяемый по прямому балансу, г/(кВт·ч).
, (2)
где ВЭ - общий фактический расход
топлива, т;
ЭР
- отпуск электроэнергии, МВт·ч;
QH
- теплота сгорания 1 т топлива, ГДж/т.
2.3.
Математическая модель погрешности определения вЭ приведена в рекомендуемом приложении 1.
При
расчете вЭ по обратному балансу
, (3)
где , s(δηТП), - соответственно СКО
относительных погрешностей определения , ηТП,
.
При расчете по прямому
балансу
, (4)
где , s(δВЭ), - соответственно СКО
относительных погрешностей определения ЭОТ,
ВЭ, .
В рекомендуемом
приложении 2
приведены примеры расчета s(δвЭ) для энергоблоков
мощностью 300 и 800 МВт.
3. ОЦЕНКА ТОЧНОСТИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СРЕДНЕГО СУТОЧНОГО УДЕЛЬНОГО
РАСХОДА УСЛОВНОГО ТОПЛИВА
3.1. Средний суточный удельный расход условного топлива, г/(кВт·ч):
, (5)
где вЭj - удельный расход
условного топлива на отпущенную электроэнергию, соответствующий постоянной
электрической мощности блока Nбл.j, г/(кВт·ч);
Nбл.j - постоянная мощность блока на j-м участке графика
нагрузки, МВт;
Zj - продолжительность
работы блока с постоянной мощностью Nбл.j, ч;
m - число участков
суточного графика электрической нагрузки блока с постоянными значениями вЭj и Nбл.j;
- утвержденный [8] допуск к удельному расходу
условного топлива на отпущенную электроэнергию, %.
3.2. Среднеквадратическое отклонение
относительной погрешности определения
, %:
, (6)
где
. (7)
Примечание. Усредненное по множеству энергоблоков
значение СКО составляет:
для блоков, работающих при постоянных
начальных параметрах пара, = 1,4 %;
для блоков, работающих при скользящих
начальных параметрах пара, = 1,8 %.
4. ОЦЕНКА ТОЧНОСТИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СРЕДНЕГО МЕСЯЧНОГО УДЕЛЬНОГО
РАСХОДА УСЛОВНОГО ТОПЛИВА
4.1.
Средний месячный удельный расход условного топлива, г/(кВт·ч):
, (8)
где Р - число суток работы блока в месяц;
- количество электроэнергии, отпущенной за
сутки, МВт·ч;
- средний суточный удельный расход условного топлива,
рассчитываемый по формуле (5), г/(кВт·ч).
4.2.
Среднеквадратичное отклонение относительной погрешности определения, %:
, (9)
где
. (10)
Примечание. Усредненное по множеству энергоблоков
значение СКО составляет:
для блоков, работающих при постоянных
начальных параметрах пара, = 0,28 %;
для блоков, работающих при скользящих
начальных параметрах пара, = 0,32 %.
5. ОЦЕНКА ТОЧНОСТИ ОПРЕДЕЛИМ СРЕДНЕГО ГОДОВОГО УДЕЛЬНОГО
РАСХОДА УСЛОВНОГО ТОПЛИВА
5.1.
Средний годовой удельный расход условного топлива и СКО относительной
погрешности его определения можно рассчитать
соответственно по формулам (8) и (9),
приняв Р равным числу суток работы
блока в год.
Примечание. Усредненное по множеству энергоблоков значение
СКО составляет:
для блоков, работающих при постоянных
начальных параметрах пара, = 0,07 %;
для блоков, работающих при скользящих
начальных параметрах пара, = 0,10 %.
Приложение 1
Рекомендуемое
МАТЕМАТИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ
ПОГРЕШНОСТИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ вЭ
И ЕЕ СОСТАВЛЯЮЩИХ
Значение
вЭ определяется
зависимостью
вЭ = f(x1,...xi,...,xn), (П1.1)
где x1,...,xn
- величины, участвующие в расчете вЭ.
СКО
относительной погрешности определения
, (П1.2)
где
; (П1.3)
s(δxi) - СКО относительной погрешности определения xi:
s(δxi) = [s2(δinstr) + s2(δmet) + s2(δsub)]0,5, (П1.4)
где
s(δinstr), s(δmet), s(δsub)
- соответственно СКО относительных инструментальной, методической и субъективной
погрешностей.
Если
в качестве средства измерения используется измерительный канал (ИК), состоящий
из m компонентов (первичного и промежуточных
измерительных преобразователей, измерительного прибора и др.), то
; (П1.5)
, (П1.6)
где - СКО относительной
инструментальной погрешности j-го компонента ИК;
-
соответственно СКО относительных основной и дополнительной погрешностей j-го
компонента.
Для
оценки можно
использовать следующие соотношения:
, (П1.7)
если
класс точности j-го компонента ИК нормирован в
соответствии с [6] пределом допускаемой абсолютной основной
погрешности D;
, (П1.8)
если
класс точности j-го компонента ИК нормирован пределом
допускаемой основной приведенной погрешности g (xN
- нормирующее значение xi - по [6]);
, (П1.9)
если
класс точности j-го компонента ИК нормирован пределом
допускаемой основной относительной погрешности δп.
Значение
, (П1.10)
где -
наибольшее допускаемое изменение погрешности средства измерения, вызванное
отклонением К-й влияющей величины ξК
от нормального значения.
Для
номинальной статической характеристики преобразования, предписываемой данному
средству измерения,
, (П1.11)
где
δмакс, δмин - максимальное и минимальное
относительные отклонения номинальной статической характеристики преобразования
от реальной статической характеристики преобразования.
Субъективная
составляющая погрешности измерения появляется в том случае, если результаты
измерения обрабатываются вручную (например, путем планиметрирования диаграмм
самопишущих приборов). По данным [9] можно
принять s(δsub) = 1 %.
Если
результаты измерения обрабатываются на ЭВМ, то в формуле (П1.4) s(δsub) необходимо заменить
СКО относительной погрешности, вносимой в результат измерения ЭВМ - s(δЭВМ).
Для отечественных шестнадцатиразрядных ЭВМ можно принять s(δЭВМ)
= 0,3 %.
Приложение 2
Рекомендуемое
ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА s(δвЭ)
ДЛЯ ЭНЕРГОБЛОКОВ МОЩНОСТЬЮ 300 и 800 МВт
Приведенные
ниже расчеты выполнены для случая определения вЭ по обратному балансу. Исходной для оценки s(δвЭ)
является формула (3).
Коэффициент
полезного действия нетто парового котла
, (П2.1)
где - расход тепла на
собственные нужды котла, %;
qКФ
- относительный расход тепла на калориферы, %;
-
относительный расход тепла, внесенного в котел с топливом, %;
КQ
- поправочный коэффициент, учитывающий внесенное в топку котла тепло с
подогретыми топливом и воздухом;
-
расход электроэнергии на собственные нужды турбины, %;
-
расход электроэнергии на собственные нужды блока на выработку электроэнергии,
%;
-
КПД брутто котла, %.
В
общем случае
, (П2.2)
где q2
- потери тепла с уходящими газами, %;
q3
- потери тепла от химической неполноты сгорания, %;
q4
- потери тепла от механической неполноты сгорания, %;
q5
- потери тепла в окружающую среду, %;
q6
- потери тепла с физическим теплом очаговых остатков и на охлаждение деталей
котла и топочного устройства, %.
Расчеты
показывают, что, пренебрегая малыми составляющими, можно оценивать по формуле
, (П2.3)
где - СКО относительной
погрешности определения .
Из
формулы (П2.2)
, (П2.4)
где s(δqi) - СКО относительной
погрешности определения qi (i
= 2, 3,..., 6), %;
-
коэффициент влияния qi на .
Для
газомазутных котлов
. (П2.5)
В
табл. П2.1 приведены
рассчитанные для номинальных нагрузок энергоблоков значения СКО относительных
погрешностей и коэффициентов влияния, участвующих в оценке по формулам (П2.3) - (П2.5), усредненные по множеству энергоблоков.
Современными
штатными приборами невозможно определить фактические потери теплового потока QТП,
поэтому они принимаются равными расчетным значениям. В дальнейшем принят ηТП
= 9 % с возможным максимальным отклонением DηТП
= ±1 %. Тогда
Удельный
расход тепла нетто на турбину
(П2.6)
Таблица П2.1
Составляющие
формул (П2.3), (П2.4)
|
Блоки 300 МВт
|
Блоки 800 МВт газомазутные
|
пылеугольные
|
газомазутные
|
s(δq2)
|
8
|
1,09
|
1,09
|
s(δq3)
|
1,5
|
-
|
-
|
s(δq4)
|
6
|
-
|
-
|
s(δq5)
|
10
|
15
|
15
|
s(δq6)
|
0,72
|
-
|
-
|
|
0,06
|
0,077
|
0,064
|
|
0,0021
|
-
|
-
|
|
0,0195
|
-
|
-
|
|
0,0286
|
0,002
|
0,0011
|
|
0,0025
|
-
|
-
|
|
0,49
|
0,1
|
0,072
|
|
0,59
|
0,1
|
0,09
|
где QЭ - расход тепла на выработку электроэнергии,
ГДж:
QЭ = qТЭ·10-3; (П2.7)
qТ - удельный
расход тепла брутто на турбину, кДж/(кВт·ч):
; (П2.8)
Э
- выработка электроэнергии, МВт·ч;
ЭiПТН, ЭiТВД - электроэнергия, эквивалентная внутренней
мощности турбоприводов соответственно питательных насосов и воздуходувок для
энергоблоков, оснащенных ПТН и ТВД, МВт·ч;
-
расход тепла на собственные нужды турбины, ГДж;
-
количество тепла на выработку электроэнергии, на приводы ПТН и ТВД, ГДж:
; (П2.9)
D0
- расход свежего пара на турбину, кг;
i0 - энтальпия свежего пара перед турбиной,
кДж/кг;
DПП
- расход пара, поступающего в промежуточный пароперегреватель, кг;
, - энтальпия пара
соответственно на входе в ЦСД и на выходе из ЦВД, кДж/кг;
Gвпр - расход питательной воды на впрыск в промежуточный
пароперегреватель, кг;
iвпр - энтальпия впрыскиваемой воды, кДж/кг;
Gпв - расход питательной воды, кг;
iпв - энтальпия питательной воды, кДж/кг;
QT
- суммарный отпуск тепла из отборов и конденсатора сверх нужд регенерации, ГДж;
Qпр
- количество тепла, поступившее в тепловую схему турбины с выпаром расширителей
непрерывной продувки, водой после охлаждения установок дробеочистки и пр., ГДж.
Для
формул (П2.6) - (П2.9), пренебрегая
малыми составляющими, можем записать:
(П2.10)
В
табл. П2.2 приведены
рассчитанные для номинальных нагрузок энергоблоков значения СКО относительных
погрешностей и коэффициентов влияния, участвующих в оценке по формуле (П2.10), усредненные по множеству
энергоблоков.
Таблица П2.2
Составляющие (П2.10)
|
Энергоблоки
300 МВт
|
Энергоблоки
800 МВт
|
Пылеугольные
(постоянные начальные параметры)
|
газомазутные
(скользящие начальные параметры)
|
Пылеугольные
(постоянные начальные параметры)
|
газомазутные
(скользящие начальные параметры)
|
|
1,25
|
1,3
|
1,2
|
1,2
|
|
1,3
|
1,3
|
1,2
|
1,2
|
|
0,14
|
0,14
|
0,18
|
0,18
|
|
0,056
|
0,06
|
0,05
|
0,05
|
|
0,45
|
0,5
|
0,43
|
0,44
|
|
1,15
|
1,2
|
1,12
|
1,17
|
|
0,93
|
0,97
|
0,88
|
0,90
|
|
0,48
|
0,53
|
0,46
|
0,47
|
s(δD0)
|
1,2
|
1,2
|
1,2
|
1,2
|
s(δi0)
|
0,32
|
0,33
|
0,32
|
0,32
|
s(δDПП)
|
1,2
|
1,2
|
1,2
|
1,2
|
s(δGвпр)
|
1,6
|
1,6
|
1,6
|
1,6
|
s(δGпв)
|
1,2
|
1,2
|
1,2
|
1,2
|
s(δi’ЦСД)
|
0,21
|
0,22
|
0,21
|
0,21
|
s(δi”ЦВД)
|
0,38
|
0,38
|
0,38
|
0,35
|
s(δiпв)
|
0,54
|
0,26
|
0,54
|
0,54
|
s(δЭ)
|
1,7
|
1,7
|
1,7
|
1,7
|
|
2,42
|
2,50
|
2,34
|
2,36
|
В
табл. П2.3
приведены рассчитанные по (3) для номинальных
нагрузок энергоблоков значения s(δвЭ),
усредненные по множеству энергоблоков.
Таблица П2.3
СКО
|
Энергоблоки 300 МВт
|
Энергоблоки 800 МВт
|
пылеугольные (постоянные начальные
параметры)
|
газомазутные (скользящие начальные
параметры)
|
пылеугольные (постоянные начальные
параметры)
|
газомазутные (скользящие начальные
параметры)
|
s(δвЭ) %
|
2,6
|
2,6
|
2,4
|
2,4
|
Для
ориентировочных расчетов при оценке s(δвЭ)
можно использовать обобщенную по всем блокам зависимость от относительной нагрузки
блока
.
Список
использованной литературы
1.
МЕТОДИЧЕСКИЕ указания по подготовке и передаче информации о тепловой
экономичности работы электростанций и энергосистем: МУ 34-70-065-84. - М.: СПО
Союзтехэнерго, 1984.
2. ГОСТ
8.009-84.
Нормирование и использование метрологических характеристик средств измерений.
Нормативно-технические документы. Методические материалы по применению ГОСТ 8.009-84,
РД 50-453-84. -
М.: Изд-во стандартов, 1985.
3. ГОСТ
8.207-76.
Прямые измерения с многократными наблюдениями. Методы обработки результатов
измерений. Основные положения.
4.
НОРМЫ точности измерений технологических параметров тепловых электростанций: РД
34.11.321-88. - М.: ВТИ, 1988.
5. ГОСТ
8.401-80.
Классы точности средств измерений. Общие требования.
6. ГОСТ 16263-70.
Метрология. Термины и определения.
7.
ПОРЯДОК исчисления экономии топлива на электростанциях, исходя из нормативных
характеристик и фактических режимов работы оборудования. - М.: Союзтехэнерго,
1987.
8. ПОГРЕШНОСТЬ
планиметрирования /Е.В. Воймич, А.Т. Лебедев, В.А. Новиков и др. -
Измерительная техника. № 8, 1982.
СОДЕРЖАНИЕ
1. Общие положения. 1
2.
Оценка точности определения текущего значения вэ 2
3.
Оценка точности определения среднего суточного удельного расхода условного
топлива ...... 2
4.
Оценка точности определения среднего месячного удельного расхода условного
топлива ...... 3
5. Оценка
точности определим среднего годового удельного расхода условного топлива ...... 4
Приложение
1 Математические модели погрешности определения вэ и ее
составляющих. 4
Приложение 2 Примеры расчета s(δвэ)
для энергоблоков мощностью 300 и 800 мВт. 5
|