Содержание к диссертации
Введение
Глава первая. Анализ технологий использования отборов пара теплофикационньгх турбин для подогрева потоков теплоносителей водоподготовительных установок ТЭЦ
1.1. Теоретические представления об оптимальных параметрах регенеративного подогрева воды 10
1.1.1. Энергетическая эффективность регенеративного подогрева воды 10
1.1.2. Оптимальные параметры регенеративного подогрева воды 12
1.2. Анализ тепловых схем водоподготовительных установок ТЭЦ (ВПУ ТЭЦ) 25
1.2.1. Исследование тепловых схем ВПУ ТЭЦ, восполняющих потери сетевой воды из трубопроводов теплосети 25
1.2.2. Исследование тепловых схем ВПУ ТЭЦ, восполняющих потери пара и конденсата из цикла станции 34
1.3. Постановка задач исследования 45
Глава вторая. Совершенствование технологий использования регенеративных отборов пара теплофикационньгх турбин паротурбинных ТЭЦ
2.1. Технологии повышения эффективности систем регенерации теплофикационных паровых турбин 48
2.2. Энергетическая эффективность структурных и режимных изменений в схемах регенерации теплофикационных турбин 63
2.3. Выводы 92
Глава третья. Экспериментальное исследование применимости пара пятого регенеративного отбора турбины т-100-130 для подогрева станционных потоков теплоносителей
3.1. Задачи исследования 94
3.2. Характеристика технологического оборудования и приборов 97
3.2.1. Описание турбоустановок 97
3.2.2. Схема измерений и приборы 102
3.3. Результаты испытания и оценка его погрешности 104
3.4. Обработка результатов эксперимента 114
3.5. Выводы 130
Глава четвертая. Эффективность систем регенерации теплофикационных паровых турбин парогазовых тэц и тэц с энергоблоками повышенной эффективности»
4.1. Анализ тепловых схем парогазовых установок 132
4.2. Анализ тепловых схем «энергоблоков повышенной эффективности»... 151
4.3. Способы повышения эффективности парогазовых ТЭЦ и ТЭЦ с
«энергоблоками повышенной эффективности» 166
4.4. Выводы 176
Заключение 177
Список литературы
- Энергетическая эффективность регенеративного подогрева воды
- Исследование тепловых схем ВПУ ТЭЦ, восполняющих потери пара и конденсата из цикла станции
- Энергетическая эффективность структурных и режимных изменений в схемах регенерации теплофикационных турбин
- Результаты испытания и оценка его погрешности
Введение к работе
Актуальность темы. Эффективность использования отборов пара теплофикационных турбин (отопительных, регенеративных) для нужд теплового потребления в значительной мере определяет экономичность работы теплоэлектроцентралей. Неслучайно в СССР в качестве основного способа экономии органического топлива в масштабах страны применялась теплофикация, - по выражению проф. Е.Я. Соколова, централизованное теплоснабжение на базе комбинированной выработки электрической и тепловой энергии. Также в советское время всегда уделялось значительное внимание развитию внутренней теплофикации - использованию отборов пара турбин для подогрева питательной воды и других технологических внутри-станционных потоков теплоносителей.
В настоящее время технико-экономические показатели большинства ТЭЦ с начальным давлением пара 12,8 МПа сопоставимы с показателями конденсационных станций сверхкритического давления, а в ряде случаев наблюдается перерасход топлива в сравнении с КЭС. Основными причинами снижения экономичности ТЭЦ являются, во-первых, существенное сокращение выработки электроэнергии на тепловом потреблении, во-вторых, значительные потери при транспорте теплоносителей (горячей воды и технологического пара). Вместе с тем, на большинстве действующих ТЭЦ имеются значительные резервы энергоэффективности, связанные с обеспечением внутристанционных тепловых нагрузок. Существенная доля этих нагрузок приходится на водоподготовительные установки (ВПУ), восполняющие как потери пара и конденсата из цикла станции, так и сетевой воды из трубопроводов теплосети. Основным недостатком применяемых на ТЭЦ технологий обеспечения тепловых нагрузок водоподготовительных установок является практически повсеместное использование в качестве греющей среды пара высокопотенциального производственного отбора, применение
которого существенно снижает долю выработки электроэнергии на тепловом потреблении, а следовательно, экономичность электростанции.
В диссертационной работе обобщены выполненные автором разработки по повышению эффективности использования регенеративных отборов пара турбин для покрытия внутристанционных тепловых нагрузок (в том числе ВПУ), рассмотрены способы повышения тепловой экономичности парогазовых ТЭЦ.
Работа выполнена в рамках программы Министерства образования и науки Российской Федерации «Научные исследования высшей школы по приоритетным направлениям науки и техники» (подпрограмма «Топливо и энергетика», тема № 206.01.01.025).
Целью работы является совершенствование технологий использования регенеративных отборов пара турбин паротурбинных и парогазовых ТЭЦ. Для достижения поставленной цели в диссертации решены следующие задачи:
проанализированы традиционные способы использования отборов пара турбин ТЭЦ для покрытия тепловых нагрузок водоподготовительных установок;
разработаны технологии повышения эффективности систем регенерации турбин паротурбинных ТЭЦ;
экспериментально- доказана промышленная применимость разработанных технологий с использованием 5-го регенеративного отбора пара турбины типа Т-100-130;
проанализирована эффективность использования регенеративных отборов пара турбин парогазовых ТЭЦ;
проанализирована обоснованность применения на ТЭС так называемых «энергоблоков повышенной эффективности» (БПЭ);
разработаны технологии повышения тепловой экономичности парогазовых ТЭЦ (ПГУ-ТЭЦ);
выполнен анализ тепловой экономичности разработанных решений по использованию регенеративных отборов пара турбин паротурбинных и парогазовых ТЭЦ;
произведено промышленное внедрение разработанной технологии использования 5-го регенеративного отбора пара турбины типа Т-100-130 на Ульяновской ТЭЦ-1.
Основные методы научных исследований. В работе использованы метод пассивного эксперимента, статистические методы корреляционного и регрессионного анализов результатов эксперимента, методы вычислительной математики, технико-экономических расчетов в энергетике, эвристические методы поиска новых технических решений. Для расчетов и построения графических зависимостей использовался пакет прикладных программ Microsoft Excel, Statistica.
Научная новизна работы заключается в следующем:
Создана серия научно обоснованных высокоэкономичных технологий использования регенеративных отборов пара турбин ТЭЦ для покрытия тепловых нагрузок водоподготовительных установок, а также для подогрева технологических внутристанционных потоков теплоносителей.
Экспериментально доказана возможность промышленного применения разработанных решений, основанных на использовании пара 5-го регенеративного отбора теплофикационных турбин типа Т-100-130. Получены уравнения регрессии, описывающие зависимость параметров пара в 5-м отборе от расхода свежего пара и давления в теплофикационном отборе для различных режимов работы турбины. Определены режимные характеристики работы турбоустановок с турбинами указанного типа, обеспечивающие избыточное давление в пятом отборе.
Разработаны технологии повышения тепловой экономичности парогазовых ТЭЦ «сбросного» типа, предусматривающие более полное использование регенеративных отборов пара теплофикационных турбин.
4. Выполнен анализ тепловой экономичности разработанных решений по использованию регенеративных отборов пара турбин паротурбинных и парогазовых ТЭЦ путем оценки величины удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении.
Новизна созданных решений подтверждена 28 патентами Российской Федерации на изобретения.
Достоверность результатов работы обусловлена применением современных методов и средств теоретических и экспериментальных исследований, проведением эксперимента в реальных промышленных условиях, тарировкой и калибровкой измерительных систем, применением действующих нормативных методик оценки экономической эффективности, практической проверкой предложенных решений на действующей тепловой электростанции, патентной чистотой разработанных решений.
Практическая ценность работы. Результаты выполненных исследований и разработанные на их основе решения позволяют обеспечить увеличение выработки электроэнергии на тепловом потреблении за счет эффективного использования регенеративных отборов пара турбин ТЭЦ. Результаты работы могут использоваться эксплуатационными и проектными организациями при построении оптимальных тепловых схем использования регенеративных отборов пара теплофикационных турбин, при выборе способов покрытия тепловых нагрузок водоподготовительных установок ТЭЦ.
Реализация результатов работы. В декабре 2007 г. в филиале ОАО «Волжская ТГК» «Ульяновская ТЭЦ-1» реализована одна из разработанных технологий экономичного покрытия тепловых нагрузок водоподготовительных установок, предусматривающая применение пара пятого регенеративного отбора теплофикационной турбины Т-100/120-130-3 ст. №8.
Основные положения, выносимые на защиту.
Научно обоснованные технологии повышения эффективности систем регенерации теплофикационных турбин паротурбинных ТЭЦ.
Результаты экспериментального исследования промышленной применимости разработанных технологий с использованием 5-го регенеративного отбора пара турбины типа Т-100-130, обосновывающие целесообразность применения данного источника низкопотенциальной теплоты практически во всем диапазоне изменения электрической и тепловой нагрузок турбоагрегата.
Новые технологии повышения эффективности парогазовых ТЭЦ «сбросного» типа.
Результаты технико-экономических расчетов, обосновывающих тепловую экономичность разработанных технологий повышения эффективности систем регенерации паровых турбин паротурбинных и парогазовых ТЭЦ. Апробация работы. Основные положения диссертационной работы представлены: на Международной научно-технической конференции «Проблемы совершенствования топливно-энергетического комплекса» (СГТУ, 2004 г.), 5-й Российской научно-технических конференции «Энергосбережение в городском хозяйстве, энергетике, промышленности» (УлГТУ, 2006 г.), V Школе-семинаре молодых ученых академика РАН В.Е. Алемасова «Проблемы тепломассообмена и гидродинамики в энергомашиностроении» (Казань, КазНЦ РАН, 2006 г.), II Молодежной научной конференции «Тинчуринские чтения» (Казань, КГЭУ, 2007 г.), Всероссийской научно-технической конференции «Наука-производство-технологии-экология» (Киров, ВятГУ, 2007 г.), 13-й Международной научно-технической конференции студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» (Москва, МЭИ, 2007 г.), 38-й и 41-й НТК ППС УлГТУ (2004, 2007 гг.), заседаниях постоянно действующего семинара научно-исследовательской лаборатории «Теплоэнергетические системы и установки» УлГТУ (Ульяновск, 2003-2008 гг.).
В 2007 г. автор стал победителем конкурса научно-инновационных проектов по Федеральной программе «У.М.Н.И.К.-2007» (направление «Тепловые электрические станции и промышленная теплоэнергетика»). В 2008 г. разработка технологий использования регенеративных отборов пара турбин паротурбинных и парогазовых ТЭЦ отмечена серебряной медалью VTII Московского международного салона инноваций и инвестиций.
Публикации. По теме диссертации опубликовано 47 печатных работ, в том числе 10 статей и 5 полных текстов докладов, тезисы 4 докладов, 28 патентов на изобретения Российской Федерации.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, 4-х глав, заключения, изложенных на 119 страницах машинописного текста, содержит 55 иллюстраций, 12 таблиц, список литературы из 176 наименований, приложения. Общий объем работы составляет 202 страницы мапшнописного текста.
Энергетическая эффективность регенеративного подогрева воды
Регенеративный подогрев конденсата и питательной воды осуществляется потоками пара, отбираемыми из проточной части турбины. Греющий пар, совершив работу в турбине, конденсируется затем в подогревателях. Теплота, отведенная с этими потоками пара из проточной части турбины, возвращается в котел, то есть регенерируется.
Регенеративный подогрев может повысить КПД установки на 10 - 12 % и поэтому применяется на всех современных паротурбинных электростанциях [95]. Система регенерации современных паротурбинных установок составляет основу всей тепловой схемы станции и состоит из семи-девяти регенеративных отборов пара, подключенных соответственно к подогревателям высокого и низкого давления (ПВД и ПНД).
В схемах с регенеративным подогревом потоки пара, отводимые из турбины в регенеративные подогреватели, совершают работу без потерь в холодном источнике (конденсаторе). При этом для одной и той же электрической мощности турбогенератора N3 расход пара в конденсатор уменьшается и КПД установки увеличивается.
Количество пара, отбираемого из отборов, зависит прежде всего от температуры, до которой может быть подогрет конденсат турбины. Чем выше параметры пара перед турбиной, тем больше интервал температуры подогрева конденсата и больше эффект от применения схемы с регенеративным подогревом. Обычно на электростанциях средних параметров температура питательной воды находится в пределах 150 - 170 С, при высоких давлениях - в пределах 225 - 275 С (при номинальной нагрузке и номинальных параметрах пара перед турбиной).
Для определения экономии теплоты от регенерации воспользуемся уравнением абсолютного внутреннего КПД турбоустановки. Для простейшей конденсационной установки можно записать Ъ= 4, 0-1) о к а для установки, имеющей z отборов на регенерацию, % = \ , (1 -2) где io и 4 - энтальпии пара перед турбиной и на входе в конденсатор, кДж/кг; i k - энтальпия конденсата, кДж/кг; і - энтальпия парау-го отбора (от 1 до z), кДж/кг; а., ак - доля общего расхода пара на турбину, отбираемая ву-й отбор и поступающая в конденсатор соответственно. При этом (1.2) можно представить в виде I+_J __ aAh-h) І ,0 о- ,) где . =Ap (1.4) - энергетический коэффициент регенерации, который представляет собой отношение работы, совершаемой в турбине всеми потоками пара регенеративных отборов, к работе конденсационного потока пара.
С учетом (1.1) и (1.4) зависимость (1.3) принимает вид 1 + 4, 1 + 4д Из (1.5) видно, что во всех случаях, когда Ар О, КПД установки с регенеративными отборами т] rjIK. Чем больше энергетический коэффициент регенерации Ар (т.е. суммарная работа потоков пара, поступающих в отборы, по сравнению с работой конденсационного потока), тем выше эффект от применения регенеративного подогрева. Когда отборы на регенерацию отсутствуют {а} = 0), т\1р = т]1к. Аналогичный результат будет и в том случае, если при z = 1 подогрев воды осуществляется свежим паром, так как при этом io - і = i0 - io = 0 и значение Ар также равно нулю. Таким образом, нет смысла осуществлять подогрев питательной воды свежим паром, так как он не может изменить тепловую экономичность установки.
Эффект от регенеративного подогрева существенно зависит от того, при каких давлениях пар отбирается из турбины на регенеративные подогреватели. Действительно, при одном отборе (одноступенчатая регенерация), когда на регенерацию отбирается пар высокого давления, нагрев ведется до более высокой температуры t e, чем в условиях, когда отбирается пар низкого давления
Исследование тепловых схем ВПУ ТЭЦ, восполняющих потери пара и конденсата из цикла станции
В состав всех ТЭЦ, независимо от вида тепловой нагрузки, входят водо-подготовительные установки, обеспечивающие восполнение потерь воды из конденсатно-питательного тракта электростанции. Эти потери компенсируются добавочной питательной водой, качество которой в зависимости от параметров пара регламентируется нормами [87]. Кроме того, потери пара и конденсата электростанций разделяются на внутренние и внешние. К первым относятся потери (утечки) теплоносителя из конденсатно-питательного тракта через неплотности в трубопроводах, арматуре и оборудовании. Данные потери незначительны и составляют для отопительных ТЭЦ 1,2 % от расхода пара турбины и 1,6 % на ТЭЦ с производственно-отопительной нагрузкой. Внешние потери теплоносителя имеют место только на ТЭЦ с отдачей технологического пара внешним потребителям: они обусловлены загрязнением и потерей пара и конденсата у потребителей. Доля внешних потерь составляет 15-70 % расхода пара теплофикационной турбиной и зависит от отрасли промышленности и технологической схемы предприятия. Таким образом, для промышленно-отопительных ТЭЦ, обеспечивающих технологическим паром крупные химические производства, расход добавочной питательной воды достигает тысячи тонн в час и более. В этой связи недооценка способов покрытия тепловых нагрузок ВПУ ТЭЦ, восполняющих потери пара и конденсата, оказывает существенное влияние на экономичность тепловой электростанции.
Рассмотрим основные способы подготовки добавочной питательной воды паровых котлов, получившие наибольшее распространение на отечественных ТЭЦ.
Для питания паровых котлов высокого давления требуется добавочная вода, в которой практически отсутствуют все соли и коррозионно-активные газы, прежде всего кислород и диоксид углерода. Обеспечение требуемого качества добавочной питательной воды на крупных промышленно-отопительных ТЭЦ осуществляется по следующей схеме водоподготовки:
1. Предварительная очистка воды в осветлителях;
2. Окончательная химическая обработка воды в специальных ионообменных фильтрах с получением обессоленной воды;
3. Двухступенчатая термическая деаэрация обессоленной воды. Первая ступень в атмосферных или вакуумных деаэраторах добавочной питательной воды, а вторая (окончательная) - в деаэраторах повышенного давления.
Требуемое качество добавочной питательной воды главным образом зависит от схемы подогрева и термической деаэрации. До недавнего времени деаэрация добавочной питательной воды производилась, как правило, только в деаэраторах атмосферного типа при температуре более 100 С. Однако недостатки, присущие атмосферным деаэраторам: малая единичная производительность, пониженная экономичность, особенно ощутимая при подготовке больших объемов добавочной воды, - привели к распространению в схемах деаэрации добавочной питательной воды вакуумных аппаратов.
Наиболее распространенными на сегодняшний день вакуумными деаэраторами являются разработанные НПО ЦКТИ струйно-барботажные аппараты вертикального типа производительностью 5-300 м3/ч и горизонтального типа производительностью 400, 800 и 1200 м3/ч.
Поскольку в тепловых схемах ВПУ ТЭЦ, восполняющих потери пара и конденсата из цикла станции, в качестве установок для десорбции растворенных коррозионно-активных газов в равной степени используются как атмосферные, так и вакуумные деаэраторы добавочной питательной воды, при дальнейшем рассмотрении технологий подогрева и термической деаэрации внимание будет уделено обеим установкам.
Схемы атмосферной деаэрации добавочной питательной воды. Вода для подпитки паровых котлов на теплоэлектроцентралях проходит несколько стадий подогрева: до обессоливания, перед вакуумной или атмосферной термической деаэрацией, а также перед подачей в деаэраторы повышенного давления.
В соответствии со стандартом [20] для достижения нормативного качества атмосферной деаэрации воды необходимо поддерживать следующий температурный режим. Температура обрабатываемой воды должна составлять 55 - 95 С, нагрев воды в деаэраторе 10-50 С, минимальное давление греющего пара не должно быть ниже 0,12 - 0,15 МПа, температура деаэрированной воды равна температуре насыщения, соответствующей давлению в деаэра-ционной колонке (как правило 104,3 С). Кроме того, для обеспечения необходимого для эффективной дегазации воды температурного режима нужно осуществлять подогрев исходной добавочной воды.
Наиболее распространенным для ТЭЦ с атмосферными деаэраторами является подогрев потоков добавочной питательной воды паром теплофикационного отбора (рис. 1.8) [80], обычно от турбин типа ПТ-60-130/13.
Деаэрированная вода после атмосферного деаэратора поступает в тракт основного конденсата турбин после второго по ходу основного конденсата подогревателя низкого давления (ГШД). Греющей средой в деаэраторе служит пар отопительного отбора. Этот пар является одним из самых низкопо тенциальных источников теплоты на тепловой электростанции, поэтому для подогрева исходной добавочной питательной воды перед деаэрацией также целесообразно использовать пар данного отбора.
Энергетическая эффективность структурных и режимных изменений в схемах регенерации теплофикационных турбин
Анализ влияния на тепловую экономичность ТЭЦ различных изменений в тепловых схемах может выполняться различными методами. Наиболее полно представить все известные методы можно, описав их применение к анализу тепловых схем теплофикационных паротурбинных установок, эксплуатация которых в течение года возможна как в теплофикационных, так и в конденсационных режимах. В табл. 2.1 представлены методы определения величины тепловой экономичности схем ТЭЦ в зависимости от возможности применения в этих режимах [119].
Для полного анализа тепловых схем и определения при этом параметров, расходов и направлений потоков рабочего тела в агрегатах и узлах, а также общего расхода пара, электрической мощности и показателей тепловой экономичности применяются два метода: 1) метод составления и решения балансовых уравнений [95, 108]; 2) метод последовательных приближений [4, 108]. Оба метода основаны на составлении и решении уравнений материального и теплового балансов элементов тепловой схемы.
Метод составления и решения балансовых уравнений и метод последовательных приближений являются базовыми для расчета тепловых схем ТЭС. Они позволяют провести анализ схем, проследить за потоками рабочего тела, учесть технические характеристики оборудования. Использование их возможно для расчета при всех режимах работы турбоустановок. Затрудняет применение методов значительный объем вычислений, нарастающий с усложнением схемы, и достаточно большая погрешность из-за большого количества допущений, принимаемых при расчете.
В подавляющем большинстве инженерных задач оценка решений может быть выполнена с использованием более простых методов решения, нередко не уступающим по точности базовым методам.
Расчет малых изменений в тепловой схеме, не превышающих 5-7 % общего расхода рабочего тела или потока теплоты в цикле, может быть проведен с помощью приближенных методов с достаточной для большинства инженерных расчетов точностью.
К таким методам относятся: 1) метод расчета приращения потоков [124]; 2) метод коэффициентов относительной эффективности отборов [12]; 3) методы термодинамического анализа [2, 3,10,21-23, 100,130]; 4) метод определения удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении (УВЭТП) [117, 118, 120, 121]; 5) метод коэффициентов ценности теплоты [66, 92, 93,125,128]; 6) метод коэффициентов изменения мощности [17, 66, 70, 92,124]; 7) метод эквивалентных теплопадений [52, 94]; 8) метод энергетических коэффициентов [94]; 9) метод коэффициентов приращения мощности [69, 66, 92].
Среди приближенных методов анализа тепловых схем ТЭС широкое распространение получили метод коэффициентов ценности теплоты и метод коэффициентов изменения могцности. У истоков зарождения методов стоят Рубинштейн Я.М. и Щепетильников М.И. [92, 93, 124,126-129]. В дальнейшем, эти методы получили развитие в работах Гельтмана Э.А., Шапиро Г.И., Абрамова А.И., Мошкарина А.В и др. [1,16,17,67,70-73].
Понятие о коэффициенте ценности теплоты введено в начале 30-х годов и вытекает из рассмотрения небольшого изменения теплового баланса установки.
Коэффициент ценности теплоты - это частная производная расхода теплоты в свежем паре Q0 по некоторому элементарному возмущению в схеме подвода тепла Q извне при заданных начальных параметрах цикла. Если принять, что параметры пара в отборе не меняются при подводе теплоты Qu к питательной воде в пределах ступени/ и постоянна мощность N = const, то Знак "-" означает, что при подводе извне количества теплоты Q, которое мы в этом случае считаем положительным, общий расход теплоты установки Q0 уменьшается.
Если в тепловой схеме конденсационной турбоустановки к питательной воде в пределах ступени подогрева/ подводится извне теплота Q, то при Q0 = const произойдет приращение мощности, которое можно принимать пропорциональным подведенному извне количеству теплоты Ш = е, (2.2) коэффициент е, является своего рода характеристикой ступени подогрева/.
Методы анализа с помощью коэффициентов е и " применимы и к анализу тепловых схем с регулированием давления пара в отборах, расходуемого для технологических целей, отопления, вентиляции. Однако регулирование давления пара в отборах, т.е. поддержание его в сравнительно узких пределах для отопительных или технологических целей, существенно меняет характер процесса расширения пара в турбине.
Мощность, вырабатываемая в ЧНД при заданном давлении в теплофикационном отборе Ръ зависит от расхода пара в ЧНД, а также от степени дросселирования, влажности пара и давления в конденсаторе. Эта зависимость достаточно сложна, но в главной своей части, исключая граничный режим с закрытой диафрагмой, она аппроксимируется линейной функцией. Для некоторых турбин типа Т по данным опытов, проведенных Союз-техэнерго (ОРГРЭС) и ВТИ [92], получены соответствующие расчетные зависимости в общем виде
Результаты испытания и оценка его погрешности
Результаты испытания как прямые, полученные путем непосредственных измерений (мощность, давление, температура и др.), так и косвенные, рассчитанные на основании данных прямых измерений с использованием вспомогательных материалов (энтальпия, КПД, расходы теплоты и др.), определяются с конечной точностью. При этом следует учитывать, что если точность результатов прямых измерений зависит главным образом от погрешностей средств измерений, то на точность косвенных оказывают влияние, кроме того, и погрешности, связанные с использованием вспомогательных материалов, а также методические. Последние могут быть обусловлены, в частности, нестабильностью режима работы оборудования во время опытов, трудностями, связанными с проблемами полного исключения или учета всех посторонних утечек пара и воды, невозможностью обеспечения полного соответствия тепловой схемы установки проектной, а также определенными допущениями, неизбежными в процессе проведения испытания и обработки его результатов.
Погрешности определения результатов испытания принято разделять на две группы:
1) систематические погрешности, - сохраняющиеся при повторных измерениях с постоянным знаком (+) или (-); эти погрешности устраняют введением поправок на окружающие условия, расположение прибора и др.;
2) случайные погрешности - неизвестные, переменные по величине и знаку, возникающие из-за неточности отсчета, периодичности отсчета переменной величины, вариации прибора, т. е. разных показаний при измерениях одного и того же значения, и др.
Несмотря на то, что при проведении тепловых испытаний паровых турбин применяются средства и методы измерений повышенной точности, истинное значение измеряемой величины остается неизвестным из-за неизбеж ности возникновения случайной погрешности. Для одного-двух измерений одной и той же величины учесть влияние последней невозможно, однако для ряда повторных ее измерений, проводимых с неизменной точностью, влияние случайной погрешности на конечный результат можно оценить путем применения теории вероятности и математической статистики [88].
Теория случайных погрешностей основана на использовании двух аксиом, базирующихся на опытных данных: при большом числе измерений случайные погрешности, равные по значению и противоположные по знаку, встречаются с одинаковой частотой; малые по значению погрешности встречаются чаще, чем большие (очень большие погрешности не встречаются). Из первой аксиомы, в частности, следует, что наиболее близким к истинному значению измеряемой величины является среднее арифметическое из результатов ее измерений, причем с увеличением их количества случайная погрешность будет уменьшаться.
Случайная погрешность измерений формируется из трех главных составляющих: 1) основной погрешности (или предела допустимого значения основной погрешности); 2) дополнительной погрешности [или наибольшего допустимого изменения погрешности при отклонении одной из влияющих на нее величин от расчетного значения (внешних условий)]; 3) погрешности вариаций (или предела допустимого значения вариации).
При расчете случайных погрешностей средств измерений при испытаниях принимаются следующие принципы и допущения [88]: - не учитываются такие виды погрешностей, как из-за вариаций (благодаря многократности отсчетов показаний во время каждого опыта), динамические (так как испытания проводятся при стационарных режимах), а также передачи информации (ввиду их пренебрежимой малости); - основная погрешность поверяемого канала измерения (или прибора) принимается в первом приближении равной удвоенному значению основной по грешности (классу точности) образцового средства измерений, применяемого при поверке; - погрешность визуального отсчета показаний вторичного прибора, как обычно, принимается равной половине цены деления его шкалы; - основные погрешности измерения имеют нормальный закон распределения.
При этом точность результатов выражается-интервалом (±J), в котором на ходится суммарная погрешность с доверительной вероятностью 95%. В свою очередь, S = 2сг, где о представляет собой среднеквадратичное отклонение погрешности.
Исходя из изложенного случайная погрешность измерений рассчитывается, как правило, с учетом лишь двух видов погрешности - основной и дополнительной.
Основная погрешность представляет собой погрешность средства измерения или канала измерения, работающих при расчетных внешних условиях.
На основании допущения о нормальном распределении погрешностей для характеристики основной погрешности всего канала измерения используется среднеквадратичное отклонение основной погрешности каждого из его звеньев сг =Л/Уо-2 , где тгы - сумма квадратов среднеквадратичного отклонения основной погрешности каждого из і звеньев канала.
Дополнительная погрешность возникает лишь в случае отклонения одного из внешних условий (например, температуры, напряжения или частоты источника питания) от расчетных значений и аналогично основной погрешности, определяется по формуле
