РД 34.09.113-90 МУ по оценке точности определения удельного расхода топлива энергоблоков мощностью 300 МВт и выше |
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(?вЭ) %.
1.2. Исходными при оценке s(?вЭ) 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(??ТП), - соответственно СКО относительных погрешностей определения , ?ТП, .
При расчете по прямому балансу
, (4)
где , s(?ВЭ), - соответственно СКО относительных погрешностей определения ЭОТ, ВЭ, .
В рекомендуемом приложении 2 приведены примеры расчета s(?вЭ) 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(?xi) - СКО относительной погрешности определения xi:
s(?xi) = [s2(?instr) + ?2(?met) + ?2(?sub)]0,5, (П1.4)
где ?(?instr), ?(?met), ?(?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 (xN - нормирующее значение xi - по [6]);
, (П1.9)
если класс точности j-го компонента ИК нормирован пределом допускаемой основной относительной погрешности ?п.
Значение
, (П1.10)
где - наибольшее допускаемое изменение погрешности средства измерения, вызванное отклонением К-й влияющей величины ?К от нормального значения.
Для номинальной статической характеристики преобразования, предписываемой данному средству измерения,
, (П1.11)
где ?макс, ?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(?sub) = 1 %.
Если результаты измерения обрабатываются на ЭВМ, то в формуле (П1.4) s(?sub) необходимо заменить СКО относительной погрешности, вносимой в результат измерения ЭВМ - s(?ЭВМ). Для отечественных шестнадцатиразрядных ЭВМ можно принять s(?ЭВМ) = 0,3 %.
Приложение 2
Рекомендуемое
ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА s(?вЭ) ДЛЯ ЭНЕРГОБЛОКОВ МОЩНОСТЬЮ 300 и 800 МВт
Приведенные ниже расчеты выполнены для случая определения вЭ по обратному балансу. Исходной для оценки s(?вЭ) 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(?qi) - 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 ?ТП = 9 % с возможным максимальным отклонением D?ТП = ±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(?q2) |
8 |
1,09 |
1,09 |
s(?q3) |
1,5 |
- |
- |
s(?q4) |
6 |
- |
- |
s(?q5) |
10 |
15 |
15 |
s(?q6) |
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:
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:
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(?D0) |
1,2 |
1,2 |
1,2 |
1,2 |
s(?i0) |
0,32 |
0,33 |
0,32 |
0,32 |
s(?DПП) |
1,2 |
1,2 |
1,2 |
1,2 |
s(?Gвпр) |
1,6 |
1,6 |
1,6 |
1,6 |
s(?Gпв) |
1,2 |
1,2 |
1,2 |
1,2 |
s(?i'ЦСД) |
0,21 |
0,22 |
0,21 |
0,21 |
s(?i"ЦВД) |
0,38 |
0,38 |
0,38 |
0,35 |
s(?iпв) |
0,54 |
0,26 |
0,54 |
0,54 |
s(?Э) |
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(?вЭ), 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(?вЭ) % |
2,6 |
2,6 |
2,4 |
2,4 |
Для ориентировочных расчетов при оценке s(?вЭ) 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(?вэ) для энергоблоков мощностью 300 и 800 мВт. 5 |