МИНИСТЕРСТВО 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

 

Настоящие Методические указания устанавливают метод оценки точности расчета фактического удельного расхода условного топлива в_Э 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 в_Э - s(δв_Э) %.

1.2. Исходными при оценке s(δв_Э) на основании [3, 4] приняты следующие положения:

погрешность определения в_Э 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 в_Э

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, К_пер = 1).

2.2. Удельный расход условного топлива, определяемый по прямому балансу, г/(кВт·ч).

,                                                          (2)

где В_Э - общий фактический расход топлива, т;

Э_Р - отпуск электроэнергии, МВт·ч;

Q_H - теплота сгорания 1 т топлива, ГДж/т.

2.3. Математическая модель погрешности определения в_Э приведена в рекомендуемом приложении 1.

При расчете в_Э по обратному балансу

,                             (3)

где , s(δη_ТП),  - соответственно СКО относительных погрешностей определения , η_ТП, .

При расчете по прямому балансу

,                            (4)

где , s(δВ_Э),  - соответственно СКО относительных погрешностей определения Э_ОТ, В_Э, .

В рекомендуемом приложении 2 приведены примеры расчета s(δв_Э) 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 в_Эj - удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию, соответствующий постоянной электрической мощности блока N_бл.j, г/(кВт·ч);

N_бл.j - постоянная мощность блока на j-м участке графика нагрузки, МВт;

Z_j - продолжительность работы блока с постоянной мощностью N_бл.j, ч;

m - число участков суточного графика электрической нагрузки блока с постоянными значениями в_Эj и N_бл.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 в_Э И ЕЕ СОСТАВЛЯЮЩИХ

Значение в_Э определяется зависимостью

в_Э = f(x₁,...x_i,...,x_n),                                               (П1.1)

где x₁,...,x_n - величины, участвующие в расчете в_Э.

СКО относительной погрешности определения

,                                      (П1.2)

где

;                                           (П1.3)

s(δx_i) - СКО относительной погрешности определения x_i:

s(δx_i) = [s²(δ_instr) + s²(δ_met) + s²(δ_sub)]^0,5,                            (П1.4)

где s(δ_instr), s(δ_met), s(δ_sub) - 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 (x_N - нормирующее значение x_i - по [6]);

,                                                   (П1.9)

если класс точности j-го компонента ИК нормирован пределом допускаемой основной относительной погрешности δ_п.

Значение

,                                  (П1.10)

где  - наибольшее допускаемое изменение погрешности средства измерения, вызванное отклонением К-й влияющей величины ξ_К от нормального значения.

Для номинальной статической характеристики преобразования, предписываемой данному средству измерения,

,                                (П1.11)

где δ_макс, δ_мин - 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(δ_sub) = 1 %.

Если результаты измерения обрабатываются на ЭВМ, то в формуле (П1.4) s(δ_sub) необходимо заменить СКО относительной погрешности, вносимой в результат измерения ЭВМ - s(δ_ЭВМ). Для отечественных шестнадцатиразрядных ЭВМ можно принять s(δ_ЭВМ) = 0,3 %.

Приложение 2

Рекомендуемое

ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА s(δв_Э) ДЛЯ ЭНЕРГОБЛОКОВ МОЩНОСТЬЮ 300 и 800 МВт

Приведенные ниже расчеты выполнены для случая определения в_Э по обратному балансу. Исходной для оценки s(δв_Э) является формула (3).

Коэффициент полезного действия нетто парового котла

,                                    (П2.1)

где  - расход тепла на собственные нужды котла, %;

q_КФ - относительный расход тепла на калориферы, %;

 - относительный расход тепла, внесенного в котел с топливом, %;

К_Q - 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(δq_i) - СКО относительной погрешности определения q_i (i = 2, 3,..., 6), %;

 - коэффициент влияния q_i 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 Q_ТП, поэтому они принимаются равными расчетным значениям. В дальнейшем принят η_ТП = 9 % с возможным максимальным отклонением Dη_ТП = ±1 %. Тогда

Удельный расход тепла нетто на турбину

                                                    (П2.6)

Таблица П2.1

где Q_Э - расход тепла на выработку электроэнергии, ГДж:

Q_Э = q_ТЭ·10^-3;                                                (П2.7)

q_Т - удельный расход тепла брутто на турбину, кДж/(кВт·ч):

;                                        (П2.8)

Э - выработка электроэнергии, МВт·ч;

Э_iПТН, Э_iТВД - 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;

D_ПП - расход пара, поступающего в промежуточный пароперегреватель, кг;

,  - энтальпия пара соответственно на входе в ЦСД и на выходе из ЦВД, кДж/кг;

G_впр - расход питательной воды на впрыск в промежуточный пароперегреватель, кг;

i_впр - энтальпия впрыскиваемой воды, кДж/кг;

G_пв - расход питательной воды, кг;

i_пв - энтальпия питательной воды, кДж/кг;

Q_T - суммарный отпуск тепла из отборов и конденсатора сверх нужд регенерации, ГДж;

Q_пр - 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

В табл. П2.3 приведены рассчитанные по (3) для номинальных нагрузок энергоблоков значения s(δв_Э), усредненные по множеству энергоблоков.

Таблица П2.3

Для ориентировочных расчетов при оценке s(δв_Э) 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