МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ СССР
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
УДК 621.311.22.004.15
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
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 (dвэ) %.
1.2. Исходными при оценке s (dвэ) 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), %;
hтп - коэффициент теплового потока, %;
- удельный расход тепла нетто на турбину, кДж/(кВт × ч);
qут = 29,31 ГДж/т - теплота сгорания 1 т условного топлива;
kпер - коэффициент, учитывающий переток тепла (подсчитывается только для групп оборудования, принимающих тепло; для групп оборудования, отдающих тепло, kпер = 1).
2.2. Удельный расход условного топлива, определяемый по прямому балансу, г/(кВт × ч):
(2)
где
Вэ - общий фактический расход топлива, т;
Эот - отпуск электроэнергии, МВт×ч;
- 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
- соответственно СКО относительных погрешностей определения .
При расчете вэ по прямому балансу
(4)
где
- соответственно СКО относительных погрешностей определения Эот, Вэ, .
В рекомендуемом приложении 2 приведены примеры расчета s(dвэ) 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 ОПРЕДЕЛЕНИЯ 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 (х1, ..., хi, …, xn), (П1.1)
где
х1, ..., xn - величины, участвующие в расчете вэ.
СКО относительной погрешности определения
(П1.2)
где
(П1.3)
s (dxi) - СКО относительной погрешности определения xi:
(П1.4)
где
s(dinstr), s(dmet), s(dsub) - 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
s (dj instr) - СКО относительной инструментальной погрешности j-го компонента ИК;
s(dо), s(dд), - соответственно СКО относительных основной и дополнительной погрешностей j-го компонента.
Для оценки s (dо) 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 dn.
Значение
(П1.10)
где
eр (xk) - наибольшее допускаемое изменение погрешности средства измерения, вызванное отклонением k-й влияющей величины xk от нормального значения.
Для номинальной статической характеристики преобразования, предписываемой данному средству измерения,
(П1.11)
где
dмакс, dмин - 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 (dsub) = 1 %.
Если результаты измерения обрабатываются на ЭВМ, то в формуле (П1.4) s (dsub) необходимо заменить СКО относительной погрешности, вносимой в результат измерения ЭВМ - s (dЭВМ). Для отечественных шестнадцатиразрядных ЭВМ можно принять s (dЭВМ) = 0,3%.
Приложение 2
Рекомендуемое
ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА s(dвэ) ДЛЯ ЭНЕРГОБЛОКОВ МОЩНОСТЬЮ 300 и 800 МВт
Приведенные ниже расчеты выполнены для случая определения вэ по обратному балансу. Исходной для оценки s (dвэ) 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, %;
kQ - поправочный коэффициент, учитывающий внесенное в топку котла тепло с подогретыми топливом и воздухом;
- расход электроэнергии на собственные нужды турбины, %;
- расход электроэнергии на собственные нужда блока на выработку электроэнергии, %;
- КПД брутто котла, %.
В общем случае
= 100 - q2 - q3 - q4 - q5 - q6, (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 s (d) по формуле:
(П2.3)
где - СКО относительной погрешности определения .
Из формулы (П2.2)
(П2.4)
где s(dqi) - 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 принято hтп = 99% с возможным максимальным отклонением Dhтп = ±1%. Тогда
Удельный расход тепла нетто на турбину
(П2.6)
где Qэ - расход тепла на выработку электроэнергии, ГДж:
Qэ = qт Э × 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)
Dо - расход свежего пара на турбину, кг;
iо - 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;
Qт - 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.
Таблица П2.1
Составляющие формул (П2.3), (П2.4) |
Блоки 300 МВт |
Блоки 800 МВт газомазутные |
|
пылеугольные |
газомазутные |
||
s (dq2) |
8 |
1,09 |
1,09 |
s (dq3) |
1,5 |
- |
- |
s (dq4) |
6 |
- |
- |
s (dq5) |
10 |
15 |
15 |
s (dq6) |
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 |
Для формул (П2.6)-(П.2.9), 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(dDo) |
1,2 |
1,2 |
1,2 |
1,2 |
|
s(dio) |
0,32 |
0,33 |
0,32 |
0,32 |
|
s(dDпп) |
1,2 |
1,2 |
1,2 |
1,2 |
|
s(dGвпр) |
1,6 |
1,6 |
1,6 |
1,6 |
|
s(dGпв) |
1,2 |
1,2 |
1,2 |
1,2 |
|
s(d) |
0,21 |
0,22 |
0,21 |
0,21 |
|
s(d) |
0,38 |
0,38 |
0,38 |
0,35 |
|
s(d) |
0,54 |
0,26 |
0,54 |
0,54 |
|
s(dЭ) |
1,7 |
1,7 |
1,7 |
1,7 |
|
s(d) |
2,42 |
2,50 |
2,34 |
2,36 |
|
В табл. П2.3 приведены рассчитанные по (3) для номинальных нагрузок энергоблоков значения s (dвэ), усредненные по множеству энергоблоков.
Таблица П2.3
ско |
Энергоблоки 300 МВт |
Энергоблоки 800 МВт |
||
пылеугольные (постоянные начальные параметры) |
газомазутные (скользящие начальные параметры) |
газомазутные (постоянные начальные параметры) |
газомазутные (скользящие начальные параметры) |
|
s(dвэ), % |
2,6 |
2,6 |
2,4 |
2,4 |
Для ориентировочных расчетов при оценке s(dвэ) 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. Войнич, А.Т. Лебедев, В.А. Новиков и др. - Измерительная техника. № 8, 1982.