РД 34.09.113-90. Методические указания по оценке точности определения удельного расхода условного топлива на отпущенную электроэнергию энергоблоков мощностью 300 МВт и выше

.
Наименование документа:РД 34.09.113-90
Тип документа:РД(Руководящий документ)
Статус документа:Действует
Название:Методические указания по оценке точности определения удельного расхода условного топлива на отпущенную электроэнергию энергоблоков мощностью 300 МВт и выше
Название англ.:Procedural Guidelines for Assessment of Accuracy in Determination of Specific Nominal Consumption of Fuel per Electric Power Generated by Power Units with Power of 300 MW and Above
Область применения:РД устанавливает метод оценки точности расчета фактического удельного расхода условного топлива на отпущенную электроэнергию газомазутных и пылеугольных энергоблоков мощностью 300 МВт и выше.
Краткое содержание:

1 Общие положения

2 Оценка точности определения текущего значения Вэ

3 Оценка точности определения среднего суточного удельного расхода условного топлива Вэ сут

4 Оценка точности определения среднего месячного удельного расхода условного топлива Вэ мес

5 Оценка точности определения среднего годового удельного расхода условного топлива Вэ год

Приложение 1 Математические модели погрешности определения Вэ и ее составляющих

Приложение 2 Примеры расчета Вэ для энергоблоков мощностью 300 и 800 МВт

Дата добавления в базу:01.09.2013
Дата актуализации:01.12.2013
Дата введение:04.12.1990
Доступно сейчас для просмотра:100% текста. Полная версия документа.
Организации:
Связанные документы:

ГОСТ 8.207-76 Государственная система обеспечения единства измерений. Прямые измерения с многократными наблюдениями. Методы обработки результатов наблюдений. Основные положения

ГОСТ 8.401-80 Государственная система обеспечения единства измерений. Классы точности средств измерений. Общие требования

ГОСТ 8.009-84 Государственная система обеспечения единства измерений. Нормируемые метрологические характеристики средств измерений

РД 50-453-84 Методические указания. Характеристики погрешности средств измерений в реальных условиях эксплуатации. Методы расчета

.

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 - расход тепла на выработку электроэнергии, ГДж:

QЭ = qТЭ·10-3;                                                (П2.7)

- 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

sD0)

1,2

1,2

1,2

1,2

si0)

0,32

0,33

0,32

0,32

sDПП)

1,2

1,2

1,2

1,2

sGвпр)

1,6

1,6

1,6

1,6

sGпв)

1,2

1,2

1,2

1,2

si’ЦСД)

0,21

0,22

0,21

0,21

si”ЦВД)

0,38

0,38

0,38

0,35

siпв)

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

 

.
Помните!
Вся полученная прибыль с сайта идет на развитие проекта, оплату услуг хостинг-провайдера, еженедельные обновления базы данных СНИПов, улучшение предоставлямых сервисов и услуг портала.
Скачайте «РД 34.09.113-90. Методические указания по оценке точности определения удельного расхода условного топлива на отпущенную электроэнергию энергоблоков мощностью 300 МВт и выше» и внесите свой малый вклад в развитие сайта!