Оценка надежности агрегатов и энергоблоков

Расчетная надежность электроснабжения равна единице минус отношение расчетного недоотпуска электроэнергии за год к расчет­ному годовому потреблению электроэнергии. Недоотпуск электроэнергии обусловлен отка­зами оборудования электростанций или линий электропередачи.

Отказом в работе называется событие, за­ключающееся в нарушении работоспособности оборудования электростанций, электрической и тепловой сетей энергосистемы. Отказы в за­висимости от характера нарушения, степени повреждения и недоотпуска электрической и тепловой энергии учитываются как аварии, отказы в работе I степени, потребительские нарушения.

Рис. 2.2. Недоотпуск электроэнергии при выпадении мощности

Аварии делятся на станционные, электро­сетевые, теплосетевые и системные. Расследо­вание и учет отказов и аварий регламентиро­ваны инструкцией Минэнерго СССР.

При выходе из строя мощности недо­отпуск электроэнергии происходит главным образом в часы пиковой нагрузки и притом незначительный, что видно из суточного гра­фика электрической нагрузки. Годовой недо­отпуск электроэнергии из-за выхода из строя мощности показан на годовом графике продолжительности электрической нагрузки (рис. 2.2), этот недоотпуск соответствует пло­щадке . Значение может быть подсчитано по известной . Годовой график электричес­кой нагрузки можно приближенно описать аналитической формулой, сходной с описани­ем графика тепловых нагрузок. Разделив величину на , получим:

Недоотпуск электроэнергии из-за отказов оборудования может быть компенсирован вво­дом в действие аварийной резервной мощно­сти энергосистемы. Относительное значение аварийного резерва в энергосистеме при рав­ной надежности электроснабжения зависит от мощности энергосистемы, от единичных мощ­ностей турбин, от надежности оборудования.

Разберем методику оценки аварийного ре­зерва в энергосистеме при принятом уровне надежности электроснабжения. Количественно надежность оборудования характеризуется коэффициентом готовности по времени:

Здесь — время исправной работы обору­дования в течение года, ч; — время аварий­ного простоя в течение года, затрачиваемое на восстановительный ремонт, ч.

Применяется также характеристика, назы­ваемая аварийностью:

Очевидно, что

Если в энергосистеме имеется n одинако­вых энергоблоков, можно написать

или

Из предыдущей формулы получаем выражение вероятности выхода из строя нескольких блоков m из их общего числа n:

По оценкам значений или можно подсчитать значения для разных значе­ний .

Наступление отказов оборудования носит случайный, вероятностный характер. Поэтому математическая теория надежности базирует­ся на теории вероятности и мы говорим о ве­роятном недоотпуске электроэнергии из-за от­казов оборудования, который равен и сумме .

В случае разнотипных энергоблоков формула записывается в виде:

Выбор паровых котлов тэс блочной структуры и основных агрегатов тэц

На крупных паротурбинных электростан­циях с промежуточным перегревом пара уста­навливают, как правило, моноблоки.

На электростанциях СССР ранее устанав­ливали дубль-блоки, однако опыт эксплуата­ции не выявил их преимуществ по сравнению с моноблоками.

На моноблоках применяют однокорпусные паровые котлы. В настоящее время такие па­ровые котлы устанавливают на энергоблоках Советского Союза вплоть до мощности 1200 МВт на газомазутном топливе. За рубе­жом также применяют, как правило, монобло­ки с однокорпусными паровыми котлами, за единичными исключениями (например, на ТЭЦ).

Паропроизводительность паровых котлов энергоблока выбирают по максимальному рас­ходу пара на турбинную установку с запасом 3 %, учитывая гарантийный допуск, возмож­ное ухудшение вакуума, снижение параметров пара в допустимых пределах, потери пара на пути от парового котла к турбине.

Параметры пара паровых котлов выбира­ют с учетом потерь давления и температуры при транспорте его, при начальных парамет­рах пара перед турбиной 12,7 МПа, 560 °С или 23,5 МПа, 540 °С, у паровых котлов они рав­ны соответственно 13,7 МПа, 565 °С и 25 МПа, 545 °С.

Тип теплофикационных турбин выбирают, исходя из энергетических нагрузок, вида, па­раметров и режимов теплового потребления.

На ТЭЦ с отопительной нагрузкой в горо­дах без промышленных потребителей устанав­ливают турбины типа Т с отопительными от­борами. На ТЭЦ промышленных предприятий применяют турбины типа ПТ с двумя тепло­фикационными отборами — промышленным и отопительным; для покрытия постоянной теп­ловой нагрузки возможно применение турбин типа Р с противодавлением. Отопительный от­бор турбин ПТ используют для местных сис­тем отопления, а также для внутренних нужд ТЭЦ — подогрева добавочной воды, обратного конденсата от тепловых потребителей и др. В районах с развитым промышленным и теп­ловым потреблением сооружают ТЭЦ смешан­ного типа с турбинами типов ПТ, Р и Т (рис. 2.3).

Число турбин каждого типа зависит от размеров и параметров теплового потребле­ния. Набор таких турбин определяют предва­рительно по оценочным приближенным расче­там и уточняют в результате детальных рас­четов тепловой схемы.

Мощность турбоагрегатов ТЭЦ в энерго­системах принимают возможно более крупной с учетом перспективы развития тепловых на­грузок района и потребления электроэнергии. Турбины с противодавлением предназнача­ются для покрытия базовой части производ­ственной нагрузки и применяются вместе с турбоагрегатами с регулируемыми отборами и конденсацией, устанавливаемыми на данной ТЭЦ в первую очередь.

Турбоагрегаты изолированной ТЭЦ выби­рают так, чтобы при выходе из строя наибо­лее крупного из них было обеспечено покры­тие электрических и тепловых нагрузок с уче­том допускаемого потребителями регулирова­ния.

ТЭЦ в энергосистеме не должна, как пра­вило, иметь электрический резерв, его целесо­образно устанавливать на конденсационных электростанциях с лучшими условиями водо­снабжения и др.

Рис. 2.3. Принципиальная схема теплоэлектроцентрали с турбинами типов ПТ, Р и Т:

ПМ — переключательная магистраль; РОУ — редукционно-охла-дительная установка;ППК — пиковый паровой котел;ТП — к паровому потребителю;ТВ — теплота с горячей водой;ПС иОС — подающая и обратная магистрали тепловой сети;СП — сетевой подогреватель;ПСП — пиковый сетевой подогреватель;СН1, СНП — сетевые насосы 1 а II подъемов; ПВК — пиковый водогрейный котел

При выходе из работы энергоблока ТЭЦ или парового котла ТЭЦ неблочной структуры остальные энергоблоки и агрегаты вместе с пиковыми котлами должны обеспечить макси­мально длительный отпуск пара на производ­ство и средний за наиболее холодный месяц отпуск теплоты на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение. Снижение электричес­кой мощности ТЭЦ неблочной структуры до­пускается при этом на мощность наиболее крупного турбоагрегата. При необходимости круглогодичного ремонта паровых котлов ТЭЦ неблочной структуры в качестве ремонт­ного резерва рекомендуются пиковые котлы.

Паровые котлы с естественной циркуляци­ей (барабанного типа) применяют, в частно­сти, на ТЭЦ с докритическими параметрами пара (а также на КЭС, использующих для охлаждения конденсаторов морскую воду).

ТЭЦ блочной структуры на газомазутном топливе с промежуточным перегревом пара и турбинами Т-250-240 выполняли первоначаль­но с дубль-блоками, в дальнейшем — с моно­блоками. ТЭЦ с начальным давлением пара 12,7 МПа без промежуточного перегрева пара выполняют в СССР преимущественно неблоч­ной структуры.

Если относительное допустимое снижение нагрузки паровых котлов при выпадении од­ного из них на ТЭЦ неблочной структуры со­ставляет:

,

где — допустимая, сниженная, а — максимальная нагрузка паровых котлов, то соответствующее число рабочих паровых кот­лов паропроизводительностью определит­ся из соотношений:

;

;

Отсюда

И

значениям или соответствуют чис­ла паровых котлов или . Очевидно, величина , т. е. равна производительности одного парового котла, отнесенной к максимальной паровой нагрузке установки, принятой за еди­ницу:

Таким образом, допустимое снижение па­ровой нагрузки до 0,8 или 0,9 максимальной означает, что относительная производитель­ность одного парового котла составляет соот­ветственно 0,2 или 0,1 полной нагрузки, т. е. их число равно соответственно 5 или 10, как это определено выше.

Отпуск пара внешним потребителям мож­но резервировать установкой соответствующих паровых котлов низкого давления, а отпуск теплоты для отопления — установкой пико­вых водогрейных котлов (рис. 2.3).

На ТЭЦ неблочного типа применяют преи­мущественно секционные схемы, при которых каждая турбина снабжается паром из одного или двух паровых котлов. Установка одного парового котла в секции экономичнее, однако может потребовать для обеспечения надежно­го теплоснабжения применения резервных па­ровых котлов низкого давления или водогрей­ных котлов.

Целесообразна установка на данной ТЭЦ одинаковых паровых котлов. Отсюда следует, что на ТЭЦ с секционной или блочной схемой расход пара на различные теплофикационные турбины должен быть одинаковый. Таким образом, теплофикационные турбины данных параметров пара нужно унифицировать по расходу пара из них. Такой принцип унификации теплофикационных турбин применяется на ТЭЦ Советского Союза. Так, новейшие теплофикационные турбины с начальным дав­лением пара 12,7 МПа типов Р-100, ПТ-135 и Т-175 рассчитаны на пропуск пара около 760 т/ч и могут обслуживаться двумя паровыми котлами по 420 т/ч или одним 800 т/ч. Электрическая мощность таких унифициро­ванных по расходу свежего пара турбин мо­жет отклоняться от шкалы мощностей элек­трических генераторов, принятой для конден­сационных турбин (150/160—200/210—300 и т. д.), однако изменение мощности современ­ного электрогенератора не вызывает серьез­ных трудностей и часто достигается измене­нием системы его охлаждения и сечения токоведущих элементов.

Редукционно-охладительные установки (РОУ) на ТЭЦ применяют для резервирова­ния отпуска производственного пара одной турбиной данного типа. РОУ для резервиро­вания отопительных отборов турбины не уста­навливают.