- •Режимы работы и эксплуатация тэс
- •Предисловие
- •Введение
- •Глава первая режимы работы блочных конденсационных электростанций (кэс)
- •Расчет мощности турбины по отсекам.
- •Расчет мощности турбины по отсекам.
- •Данные для нормирования факторов.
- •Раздел I. Общие показатели электростанции. Следующие показатели даются как по группам однотипного оборудования, так и по всей электростанции:
- •Раздел III. Показатели котлов. Показатели даются отдельно по каждому котлу. Приводятся: средняя нагрузка, паровая и тепловая; параметры пара за котлом; число часов в работе, в резерве.
- •Глава вторая маневренность тепловых электростанции
- •Расход энергии на операцию “отключение в резерв-пуск” турбоагрегата к-100-90 при времени резерва 8 ч (в расчетах принималось ).
- •Расход энергии на турбоустановку к-100-90 за 1 ч в моторном режиме при
- •Минимально допустимые нагрузки блоков мощностью 160, 200 и 300 мВт.
- •VII, VIII - подача и отключение греющего пара в передние уплотнения цвд и цсд; IX - начало прогрева перепускных труб цсд; остальные обозначения см. На рис. 2-9.
- •Пуск блока 300 мВт из различных температурных состояний.
- •Определение расхода энергии на пуск блока 200 мВт.
- •Пусковые потери в тоннах условного топлива.
- •Глава третья мобильность тепловых электростанций
- •Аккумулирующая способность котлов
- •Глава четвертая режимы работы оборудования тэц
- •Характеристик к расчету выработки электроэнергии на тепловом потреблении
- •Глава пятая экспериментальное построение характеристик оборудования
- •Расчет ошибок при определении k
- •Аналитических характеристик конденсаторов паровых турбин
- •Матрица планирования для получения полинома второй степени
- •Характеристик градирен методом «пассивного» эксперимента
- •Испытание конденсатора кг-6200
Расчет ошибок при определении k
Наименование величин |
Режимы |
|||
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Расход сетевой воды, , т/ч |
6085 |
7342 |
7342 |
5767 |
Температура сетевой воды, °С на входе на выходе |
59,7 90 |
44,7 56,2 |
56,2 74,2 |
61,3 87 |
Температура насыщения греющего пара , °С |
94,9 |
58 |
76,2 |
90,7 |
Относительные случайные ошибки, %
|
1,15
0,144 1,04
3,12
3,5 |
0,955
0,375 2,78
9,60
10,40 |
0,955
0,218 2,17
7,9
8,25 |
1,21
0,18 1,61
4,94
5,35 |
Полная ошибка θ |
9,0 |
22,70 |
18,4 |
13,12 |
Коеффициент теплопередачи k, кВт/(м²·°С) |
2800 |
3400 |
3880 |
2780 |
Доверительный Δk интервал k, кВт/(м²·°С) |
2550-3050 |
2770-4160 |
2950-4000 |
2470-3140 |
проведем расчет ошибок по приведенным формулам для результатов тепловых испытаний горизонтального сетевого подогревателя ПСГ-5000, включенного в схему турбины Т-250-240. Результаты расчетов сведены в табл. 5-1.
В основу расчета положены абсолютные погрешности измерения. При измерении расхода сетевой воды
при измерении температур сетевой воды
При измерении температуры насыщения косвенным путем (измерение давления греющего пара и определение по таблицам водяного пара температуры насыщения) ошибка зависит от уровня давления. При ошибке в измерении давления =0,001 МПа:
р, МПа ............0,06 0,1 0,15 0,2 0,25
, °С ..............0,4 0,35 0,2 0,15 0,12
Рассмотрение результатов расчетов ошибок показывает, что наибольшее влияние имеет ошибка при косвенном измерении температуры насыщения греющего пара.
5-2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ТЭС МЕТОДАМИ ПРЯМОГО И ОБРАТНОГО БАЛАНСА
Выше уже отмечалось, что отличающееся простотой определение к.п.д. энергоблока прямым балансом по измеренным отпуску электроэнергии и расходу топлива с достаточной точностью применимо при газовом топливе.
При жидком топливе предпочтительней определение к. п. д. обратным балансом из-за значительных погрешностей при определении расхода топлива.
При твердом топливе к. п. д. определяется обратным балансом, так как к отсутствию точного измерения расхода топлива добавляется переменность теплоты сгорания теплоты.
Определение к. п. д. котла по сумме его тепловых потерь достаточно отработано и широко применяется в практике тепловых испытаний и эксплуатации [5-1, 5-2]. При этом к. п. д. энергоблока определяется произведением к. п. д. котла, турбоустановки и коэффициента теплового потока, причем к. п.д. турбоустановки определяется прямым балансом с использованием измерений расходов и параметров пара:
В то же время возможен путь определения обратным балансом:
(5-4)
где - потери механические и генератора; - потери тепла в конденсаторе:
(5-5)
- потери тепла в окружающую среду.
Из формул (5-4) и (5-5) видно, что при методе обратного баланса объем измерений меньше, чем при методе прямого баланса. Трудности сводятся к измерению значений и . Разность температур можно измерять по методике ЦКТИ с помощью дифференциальных термопар.
Расход охлаждающей воды можно измерять с помощью ультразвукового прибора, обеспечивающего расчетную относительную погрешность меньше одного процента [5-3].
Рассмотрим оценку погрешности определения к.п.д. турбоустановки методом обратного баланса. Сначала оценим ошибку при определении значения по (5-4). Для этого надо предварительно оценить ошибки при определении составляющих, сумма которых равна .
Среднеквадратичная ошибка при измерении мощности двумя ваттметрами
сумма потерь
Применительно к блоку 300 МВт имеем:
Принимаем . Тогда
Расход охлаждающей воды измеряется но двум водоводам, разности температур на выходе и на входе и измеряются посредством дифференциальной копелево-никелевой термопары.
Ошибка при измерении разности температур оценивается в 1,5%.
При =10° = 0,15°С.
Ошибка при измерении расходов охлаждающей воды с помощью ультразвукового прибора оценивается в 1%.
При расходе охлаждающей воды по одному водоводу 4150 кг/с (=41,5 кг/с)
Относительная ошибка .
Аналогично находим ошибки при определении
Относительная ошибка при определении .
При доверительной надежности 0,95 относительная ошибка равна 2σ и составляет 1,73%.
При определении методом прямого баланса ошибка оказывается несколько большей.
5-3. ПОСТРОЕНИЕ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ МНОГОФАКТОРНЫХ АНАЛИТИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ОБОРУДОВАНИЯ ТЭС
Применение традиционного метода экспериментов практически всегда связано с определенными трудностями: необходимость проведения большого числа опытов, невозможность поддержания на неизменном заданном уровне параметров действующего оборудования и, как следствие этого, необходимость приведения значений выходной величины к заданным значениям факторов. Для многофакторных характеристик традиционная методика приводит к графическим построениям, при которых недостаточно выявляются взаимодействия факторов.
В настоящее время получил распространение математический метод планирования эксперимента, позволяющий планировать и проводить эксперимент оптимальным образом. Этот метод дает не только оптимальное планирование эксперимента, но и математическую обработку результатов экспериментов и в итоге получение математической модели процесса [5-4-5-7].
Математическая модель процесса выражает зависимость выходной величины от переменных факторов и обычно дается в виде полинома.
Для характеристик теплоэнергетического оборудования достаточным является полином второй степени. Такие аналитические характеристики в виде полиномов второй степени были приведены выше для питательных насосов, котлов, теплофикационных турбин.
Применение метода планирования эксперимента принципиально меняет подход к проведению испытаний оборудования на всех их этапах:
программа опытов составляется на основании разработанных теорией планирования эксперимента планов;
число опытов определяется числом варьируемых факторов и принятым планом;
в каждом опыте варьируется одновременно несколько факторов;
обработка результатов опытов сводится к определению уравнения регрессии, выражающего связь между выходной величиной и варьируемыми факторами;
программы математической обработки результатов эксперимента, построенные на основе метода наименьших квадратов, включают подсчет статистических оценок, что позволяет с помощью статистических критериев определить значимость коэффициентов уравнения регрессии.
Аналогичные методы могут быть применены для обработки уже имеющихся результатов испытаний, графических характеристик оборудования, эксплуатационных данных с целью получения аналитических многофакторных характеристик. Такие характеристики, для теплофикационных турбин приведены в гл. 4.
Ниже применительно к различным типам энергетического оборудования даются пояснения использования метода планирования эксперимента.
5-4. МЕТОДИКА ПОЛУЧЕНИЯ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ