Надежность ТЭС. Учебное пособие

Интегральный коэффициент готовности энергоблока

где KгK – коэффициенты готовности энергоблока в режимах резерва, пуска, регулирования нагрузки, останова, стационарном,

KгK = KгS - (eϕK - 1) .

Отклонение нагрузки энергоблока от номинальной приводит к снижению уровня надежности при регулировании.

Пример 5.1. Определить для энергоблока интегральный коэффициент готовности при следующих условиях: tр = 10 ч, lr = 100 1/год, m = 0,033 ч–1 , l = 3×10–4 ч–1 , lр = 21/год, mрt = 1,1×10–3 ч–1 , tп = 2,5 ч,

m = 2, tрн = 0,4 ч, t0 = 0,3 ч.

Относительное время нахождения энергоблока в резерве

Режим останова

Режимные коэффициенты готовности

Kгr = KгS - (eϕr - 1) = 0,99 - (e0,12 - 1) = 0,86;

Kгi = KгS - (eϕi - 1) = 0,99 - (e0,03 - 1) = 0,96;

где для режима пуска z = 6, для режимов регулирования, нагрузки, останова и стационарного z = 5; Kгkz – коэффициенты готовности соответственно парогенерирующих поверхностей (Kгk1 ) , топливоподачи

(Kгk2 ) , тягодутьевых устройств (Kгk3 ) , линии питательной воды

52

(деаэратор, питательный насос, ПВД) (Kгk4 ) , главных паропроводов

транспорта пара (Kгk5 ) , растопочного сепаратора (Kгk6 ) .

Режимная надежность турбогенератора (для k-го режима) оценивается как

5

KгT = Х Kгkf ,

f = 1

где для режима пуска f = 5, для режимов регулирования нагрузки, останова, стационарного f = 4; Kгkf – коэффициенты готовности турбины

(Kгk1 ) , конденсационного устройства, включающего в себя конденса-

тор, конденсатные и циркуляционные насосы (Kгk2 ) , блочной обессо-

ливающей установки (Kгk3 ) , электрогенератора (Kгk4 ) , валоповоротно-

го устройства (Kгk5 ) .

В случае отсутствия данных по отказам энергооборудования, например, растопочного сепаратора, валоповоротного устройства, показатели надежности определяются по верхней и нижней границам вероятности отказов:

Pв = 1 - n1 - δ = 1 - 5001 - 0,9 = 0,0046; Pн = 0 ,

где условно принимается, что в эксплуатации находится, например, n = 500 единиц оборудования данного типа, а коэффициент доверия δ = 0,9. Средняя величина является характеристикой надежности эле-

Между надежностью энергооборудования и качеством вырабатываемой энергии существует определенная зависимость. Так, например, полный или частичный отказ энергоблоков в системе приводит к возникновению дефицита активной мощности и, как правило, к снижению частоты отдаваемого потребителям переменного тока. Отклонение

53

частоты от номинального значения 50 Гц допускается в пределах

±0,1 Гц, а напряжения – ±5 % (для электродвигателей – до +10 %). При работе на нормируемой частоте номинальной мощности энер-

гоблока N соответствует расход топлива В. Снижение частоты в энергосистеме на f приводит к уменьшению электрической мощности энергоблока до N f при неизменном расходе топлива. Для поддержания номинальной мощности необходимо дополнительно израсходовать топливо В при форсировании энергоблока. Тогда при работе энергоблока на пониженной частоте в течение периода времени Тf суммарный расход топлива составит

уменьшения потребляемой мощности P от снижения частоты f; Уfп – ущерб потребителей вследствие уменьшения объемов выпускаемой продукции и появления брака из-за расстройства технологических процессов; Уfc – системный ущерб, обусловленный снижением эффективности и мощности ТЭС (АЭС), дополнительным расходом топлива в системе и повышением потерь в сетях.

Ущерб потребителя при работе его в течение периода времени ti

чение удельного ущерба из-за отклонения технологического режима от оптимального при отклонении частоты от номинального значения на величину fi; Рi – величина снижения потребляемой мощности из-за снижения частоты на величину fi; W – годовое потребление электро-

энергии потребителем; τi – доля календарного времени работы пред-

приятия с пониженной частотой на величину fi.

Работа турбин с пониженной частотой, т.е. при уменьшенной частоте вращения, приводит к отклонению отношения окружной скорости к скорости пара от оптимального значения. Вследствие этого возрастают потери и снижается КПД турбинных ступеней. Наиболее чувствительными к снижению частоты являются агрегаты собственных нужд с электроприводом.

55

Сумма ущербов в m отраслях

Пример 5.2. Определить ущерб у потребителей от снижения частоты в энергосистеме мощностью 5 ГВт при дефиците активной мощности в 100 МВт в течение 100 ч, 75 МВт в течение 220 ч, 50 МВт в течение 400 ч. Регулирующий эффект в системе Kf = 2,25. Потребители имеют годовое потребление электроэнергии W1 = 12,6·109 кВт·ч, W2 = = 21·109 кВт·ч; Kf1 = 2,6, Kf2 = 2,2; удельный ущерб y1 = 0,4 у.е/(кВт·ч),

y2 = 0,6 у.е/(кВт·ч); αf = 0.

Снижение частоты в системе:

=18,83 Ч106 у.е/год

Системный ущерб на ТЭС можно определить с помощью расходной характеристики энергоблока. При работе на нормируемой частоте номинальной мощности блока Nн соответствует расход топлива Вн. Снижение частоты в системе приводит к уменьшению мощности до N1

56

i= 1

где j – количество различных видов тепловой нагрузки; kоб – коэффициент обеспечения запланированного отпуска теплоты Q основным оборудованием; bуд, bрез – удельный расход топлива, кг у.т/ГДж; цт –

затраты на топливо, руб/т у.т.; Зрем – затраты на ремонт, руб/год; Зпуск – затраты на пуск, руб/год; ра, рн – коэффициенты отчислений на амор-

тизацию и учитывающие срок окупаемости, 1/год; K – капиталовложения, руб.

Затраты на производство электроэнергии основной и резервными установками в системе:

тельной загрузке, вызванной аварийными отказами; kуд – удельные капвложения.

В период максимальных нагрузок, когда все агрегаты в системе полностью загружены, недоотпуск будет компенсироваться резервными агрегатами. По мере снижения нагрузки появляется возможность

57

компенсировать его более экономичными полубазисными установками, а если не хватит их мощности, то полупиковыми, и т.д.

Отпуск энергии резервными установками определяется конфигурацией графика нагрузок и структурой генерирующих мощностей.

График нагрузок делится на четыре зоны: базисную 1, полубазисную 2 с частичной разгрузкой в ночной период (крупные КЭС и ТЭЦ), полупиковую 3 с ежедневной остановкой или разгрузкой и пиковую 4. Мощности этих зон N обозначены на левой стороне графиков нагрузок (рис. 5.3). Появление отказов приводит к снижению соответственно мощностей до N*, показанных в правой части графиков нагрузок. При этом происходит перемещение вниз зоны использования каждого типа установок. Для выработки резервными установками остается самая верхняя (заштрихованная) часть Nрез (рис. 5.3, а). Такое перемещение оказывается допустимым в том случае, когда можно увеличивать продолжительность работы пиковых установок при неизменной их мощности Nп. Если же пиковые нагрузки покрываются гидроэлектростанциями с заданным суточным расходом воды, то выработка энергии Nрез резервными установками будет соответствовать заштрихованной полосе на рис. 5.3, б. Эта полоса образуется при сохранении режимов использования пиковых установок неизменными.

Недоотпуск энергии вызывает ущерб:

из-за снижения эффективности или полного расстройства технологических процессов у потребителей;

из-за снижения эффективности и надежности работы энергетического оборудования в самой энергосистеме.

При этом нарушаются оптимальные режимы работы оборудования других электростанций ЭЭ, работающих в параллель с аварийными.

58

Таким образом, при аварийном недоотпуске энергии несут значительные потери не только потребители, но ЭЭ в целом. Потери от недоотпуска энергии будут не одинаковыми в случае внезапного отказа генерирующего оборудования и в случае ограничения энергоотпуска с предварительным предупреждением.

Ущерб от внезапных ограничений энергоснабжения:

У = Увн ( μ, τ) + Уп ( τ) + Усм ( τ) + Ус ( μ, τ) ,

мой мощности (µ) и времени аварийного отключения энергоснабжения (τ); Уп ( τ) – стоимостная оценка ущерба от простоя рабочей силы, производственного оборудования и недовыработанной продукции в течение периода времени (τ); Усм ( τ) – ущерб смежных предприятий

из-за недопоставки им изделий и материалов; Ус ( μ, τ) – системный

ущерб, зависящий от доли отключаемой мощности в ЭЭ и времени аварийного недоотпуска энергии; Сi , Cбi – себестоимость качественной и бракованной продукции; Vi – объем бракованной продукции; Утi – ущерб потребителя из-за дополнительного расхода сырья, ма-

териалов, ресурсов; Увi – ущерб, определяемый затратами на восста-

новление оборудования; n – число отключаемых потребителей. Ущерб потребителя при недоотпуске энергии ΔЭ

Уп = ( уп + ук ) Э .

Ущерб на электростанциях ЭЭ от аварийного недоотпуска энергии:

Ус = ( уэ + ус ) Э = З1 + З2 + З3 ,

где уэ – удельные потери на аварийной электростанции; ус – удельные потери на других ТЭС ЭЭ от нарушения режимов их работы; уп, ук – удельные ущербы от недовыпуска продукции и от снижения качества продукции, порчи материалов и оборудования; З – затраты, вызванные отказами генерирующего оборудования.

59

Затраты на ремонт и восстановление отказавшего оборудования( Зр ) и на пусковое топливо ( Зпт )

где зрi – удельные затраты на материалы для ремонта оборудования i-го типа в количестве mi; Сj – зарплата ремонтного персонала численностью Vj; цт – стоимость топлива; В – пусковой расход топлива.

Составляющие ущерба от недоиспользования основных фондов З2 = ( ЕнФ + Ип ) ЭЭ ,

Затраты в системе, связанные с работой резервных установок,

З3 = (bрезцрезт - bцт ) Эрез ,

где Ен – нормативный коэффициент эффективности капвложений; Ф – стоимость основных фондов; Ип – постоянная составляющая издержек; Э – планируемая годовая выработка энергии в системе; ΔЭ – недовыработка энергии из-за отказов; bрез, b – удельные расходы топлива резервной и отказавшей установками; цт – цена топлива; ΔЭрез – выработка энергии резервной установкой.

Технологическая бронь – это такой уровень энергоснабжения, который обеспечивает завершение технологического процесса производства продукции; при этом устанавливается время, необходимое для завершения этого процесса, по истечении которого можно отключать потребителей (но уже с минимальным ущербом). Для пароснабжения промпредприятий (химических, нефтехимических) технологическая бронь достигает 95 %, электроснабжения – 10…15 %.

Из рис. 5.4 видно, что характер кривых удельных ущербов определяется внутренней структурой потребителей, степенью ограничения их нагрузки. Для большинства потребителей интенсивный рост удельных ущербов начинается при степени ограничения нагрузки 0,3…0,5 и достигает максимума при полном прекращении энергоснабжения (табл. 5.4).

60