CC BY
139
УДК 621.311.2 :65.011.56
И. Г. ШЕЛЕПОВ, канд. техн. наук, проф.
Т. И. БЫКОВА, старш. препод.
Украинская инженерно-педагогическая академия, г. Харьков
О КОЛИЧЕСТВЕННОЙ ОЦЕНКЕ ВЛИЯНИЯ НАДЕЖНОСТИ ТЕПЛОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ ТЭС НА ПОКАЗАТЕЛИ ЭФФЕКТИВНОСТИ
В настоящее время нет единой методики оценки влияния надежности на показатели эффективности. Авторы предлагают методику, базирующуюся на методе оценки ущерба вследствие отказов в работе элементов ТЭС.
В теперішній час немає єдиної методики оцінювання впливу надійності на показники ефективності. Автори пропонують методику, що базується на методі оцінки збитку внаслідок відмов в роботі елементів ТЕС.
Введение
Как известно, надежность - это свойство объекта выполнять заданные функции, сохраняя свои эксплуатационные показатели производительности, экономичности, рентабельности и другие в заданных пределах в течение требуемого промежутка времени или требуемой наработки. Для стационарных теплоэнергетических установок представляющих собой крупные малосерийные ремонтируемые изделия с большим сроком службы, понятие надежности можно интерпретировать, как свойство отпускать нехранимую продукцию (энергию) по строго заданному режиму, при этом сохраняя эксплуатационные показатели в заданных пределах в течение требуемой длительной наработке[1].
Основная часть
Известно, что к числу основных свойств теплоэнергетических установок, их агрегатов и элементов оборудования можно отнести следующие: безотказность, долговечность, исправность, неисправность, работоспособность, неработоспособность, предельное состояние.
Для характеристики надежности работы энергетического (ТЭС и АЭС) объекта, как правило используют следующие понятия:
повреждения - событие, заключающееся в нарушении исправности системы ее подсистем и элементов, вследствие влияния внешних воздействий, превышающих уровни, установленные в нормативно-технической документации на объекте;
отказ - событие, заключающееся в нарушении работоспособности энергоблока, вследствие неисправности подсистемы (котельной или турбинной установок), элементов (конденсатор, насосы, подогреватели и т. д.).
Отказы могут быть полные и частичные. После возникновения полного отказа подсистемы пли элемента, энергоблок отключается. После возникновения частичного отказа энергоблок может оставаться в работе, но с меньшей эффективностью.
Надежность теплоэнергетической установки и входящих в нее элементов в принципе можно определить коэффициентом готовности Кг. Коэффициент готовности - это вероятность, того что энергоблок или его элементы окажутся работоспособными, т. е. готовыми нести проектную нагрузку в произвольный момент времени, кроме периодов его плановых установок.
Для определения коэффициента готовности может быть применена формула:
где, т0 — наработка на отказ (среднее число часов безотказной работы) ч;
те —среднее время восстановления работоспособности, в результате полного N3 = 0, или частичного отказов, N > 0, ч.
Используемый в практике анализа надежности энергооборудования коэффициент готовности Кг - учитывает только полные отказы и не отражает частичных отказов.
Наиболее характерными являются частичные отказы.
Для определения величины частичного отказа, приводящего к недовыработке электроэнергии, можно использовать, коэффициент частичного отказа Кч [1]
Кч=—=^3^, (2)
где: &Э - годовой недоотпуск электроэнергии, из-за частичных отказов, кВт-ч;
Э0 - плановая годовая выработка электроэнергии, кВт-ч;
ДЛ?ЭЧ - недовыдача мощности вследствие отказа, кВт; тч - продолжительность отказа, час;
N30 - проектная мощность, кВт;
т0 - проектное число часов работы, час.
Пример 1
Для энергоблоков 300 МВт N30 = 300*103, кВт, т0 = 5*103 час,
Д/Уэч = 50*103 кВт,
Дт = 1*103 час,
Кч = 0,033, Кг = 0,83
Коэффициент частичного отказа, приводящего только к ухудшению техникоэкономических показателей ТЭУ (теплоэнергетических установок), может быть определен по формуле (3)
_ ДБ _ ДДиТч{Вц_ Ва^
Во
где: ДВ - перерасход топлива, вследствии отказа, кг;
В0 - полный плановый расход, кг;
Вч - удельный расход топлива при частичном отказе, кг/кВт-ч; в0 - плановый удельный расход, кг/кВт ч;
Тч, т0 - продолжительность отказа и проектное число часов работы в году, соответственно, час;
ДА? зч, ДА? зо - недовыдача мощности вследствии отказа и проектная мощность, кВт.
Пример 2
Определить величину частичного отказа Кэч и перерасход топлива ДВ, для следующих параметров: Вч = 0,400 г/кВт ч; В0= 0,30 кг/кВт ч, ДА? эч, ДА? эо, тч, т0 - см. пример 1
У - 鹄т,(В,_Вй)_ 5а*1а£*1»1авоиаа-аза) _ 5е*ада _ эч зас«1свй'Е*аа3^а1зс 45в*аз ’
ЛВ = Кэч В0 = 0,01*450*106 = 4,5*106 кг = 4,5*103 т
Глубина частичного отказа определяется не только долей понижения мощности установки ДА? из-за отказа какого-либо элемента, но и режимов нагрузки энергоблока за период устранения отказа. В случае постоянной нагрузки значение недоотпуска энергии определяется из выражения:
ДЭ = £ ДЛ?тч, (4)
Если же задан переменный график нагрузки N (т), то его необходимо аппроксимировать ступенчатой функцией, а значение ДЭ определяется как суммарное:
ДЭ = Ц j£fl,£Th (5)
где iAfj = (Nj - N4) - мощность, недодаваемая на j-м прямолинейном участке
аппроксимированного ступенчатого графика [кВт]:
йт - время, в течение которого нагрузка на j-м участке принята постоянной, т. е.
Nj = const. За время Дт, = (тч - Дт ) продолжается восстановление элемента, вызвавшего частичный отказ, но комплекс полностью обеспечивает заданный график нагрузки и недовыработка отсутствует.
В соответствие со сказанным показатели надежности и затраты должны определятся с учетом полных и частичных отказов комплекса.
Как было сказано выше, отказы оказывают влияние на технико-экономические показатели энергоблока, которые зависят от КПД.
Для оценки влияния частичного отказа на КПД ТЭУ воспользуемся формулой КПД
ТЭС, АЭС, или энергоблока rjc которая имеет вид [2]:
Т?ку Т^тр 7?ту 1 -ЙГсн), (6)
где:
rjку - КПД котельной установки; rjтр - КПД транспорта; rj ту - КПД турбоустановки; rjr - КПД генератора;
Осн - доля расхода электроэнергии на собственные нужды.
Снижение КПД вследствие отказа, можно определить, как разность:
Дї^сч — ?7с_ ?7сч (7)
где: rj с - проектный КПД, при номинальных нагрузках (N эо); rjсч - КПД при частичном отказе (ДЛ? зч).
Известно, что КПД rjc можно определить и с помощью уравнения энергетического баланса [2]
^ _ 36СЙ*ЛГ BG
где:
N30 - проектная мощность, кВт.
Qc = BQh - теплота сжигаемого топлива, к Дж/кг;
В - проектный часовой расход топлива, кг/ч;
Q„ - теплота сгорания сжигаемого топлива, кДж/кг.
Пример 3
N30 = 300*103кВт, Q^ = Q = 29,3* 103 кДж/кг,
В = 99*103 кг/ч, rjc = 0,37.
КПД при частичном отказе может быть определен с учетом формулы (9) (для мощности N34<N30),
SSflfM и Пример 4
Определить величины КПД, в случае частичного отказа rjC4, и коэффициент частичного отказа Кзч для энергоблока 300 МВт, для параметров принять из примеров 2 и 3:
Принимаем Qc = const. Данные для расчета принимаем из примеров 1-3
збае*2,5*іаг
з,?* із^їзз’ї'іа4' 0,31 ■
В результате снижения мощности ^ч< N30, КПД снизился на:
&?сч = У]с- У]сч = 0,37-0,31 = 0,06.
Относительное снижение КПД
Дцсч =2122^1 =*& = о,017.
а зг
Это соответствует энергетическим характеристикам 7]с = f(Nэ). Коэффициент частичного отказа для данного случая
КзЧ =
_ ддвчтч рга-Ье) _ 5а* 1 аМ * 1 а* га 4аа - а, за) _ 5а*а1е _
ЯвойоТп
заа*1в3*5*1ав«а,за
45в*а,з
= 0,01.
То есть коэффициент Кэч = Д};сч
Величину недовыдачи мощности вследствие отказа можно определить, как разность мощностей:
ДЯ эч, = N эо - N эч, кВт (10)
где N эч - величина снижения мощности вследствие отказа, кВт.
Для сложных технологических систем, к числу которых относятся энергоблоки ТЭС и АЭС, оценку влияния отказов в отдельных элементах можно произвести с использованием метода декомпозиции. При этом полагаем, что коэффициент готовности энергоблока
Кг = * К? * К™, (11)
есть произведение коэффициентов готовности отдельных элементов, что справедливо для систем с последовательным протеканием процессов в отдельных элементах и подсистемах (рис. 1). Общее снижение мощности энергоблока, представляет сумму снижения мощностей отдельных элементов и подсистем
&й = ^,Шэ = ПЩЫ1), (12)
Коэффициенты готовности Кг и частичного отказа Кч энергоблока, как сложной технологической системы, может быть определен на основании его структурной схемы (рис.1). Схема (ТЭУЭС) - теплоэнергетической установки электростанции включает подсистемы: котельную установку (КУ), трубопроводы (ТР), турбоагрегаты (ТА). Эти подсистемы, в свою очередь состоят из подсистем и элементов. Более подробную структуру рассмотрим на примере декомпозиции турбоагрегата. В состав ТА принято относить турбогенератор (ТГ) и турбоустановку (ТУ). В свою очередь ТУ включает регенеративную систему (РС), турбину (Т) и низкопотенциальный комплекс (НПК). НПК включает в свой состав - последнюю ступень ЦНД (ПС), конденсационную установку (КУТ), систему технического водоснабжения (СТВ), и подогреватели низкого давления (ПНД). КУТ -состоит из элементов: конденсатор (К), конденсационные насосы (КН), эжекторные установки (ЭЖ). СТВ включает - циркуляционные насосы (ЦН), охладители циркуляционной воды (ОЦ) и водоводы (ВВ) (подача и обратная).
Дополнительные потери, возникающие в результате отказов оборудования ТЭС и АЭС, определяются, по разности между фактическими технико-экономическими показателями отказавшего и замещающего его в период отказа оборудования. Под замещающим оборудованием в данном случае понимается наиболее экономичное современное оборудование, которое может быть установлено на имеющейся площади реконструируемой электростанции или для компенсации недовыработки, вследствие отказов.
Рисунок 1. Структурная схема декомпозиции показателей надежности
энергоблоков ТЭС и АЭС
Суммарный ущерб вследствие отказа элементов оборудования блочных ТЭС за рассматриваемый период (чаще всего за один год) можно представить в виде суммы [2]:
и = Цт + инЕД + ЦаВ.РЕМ + ИпУСК + ивЫБ + иен, Грн , (13)
где Ит - ущерб от перерасхода топлива вследствие отказа оборудования, грн;
ИНЕД - ущерб ТЭС от недоотпуска энергии из-за технологических отказов оборудования, грн;
Иав.рем - ущерб, вызванный проведением аварийных ремонтов, вызванных отказом оборудования, грн;
Ипуск - ущерб, вызванный внеплановыми пусками, вследствие отказов вызванных старением оборудования, грн;
Ивыб - ущерб от увеличения выбросов в атмосферу загрязняющих веществ, вызванных отказом, грн;
Иен - ущерб вследствие увеличения расхода энергии на собственные нужды, грн.
Для определения слагаемых (13) авторами предлагаются апробированные ими и приведенные ниже формулы.
Перерасход топлива при частных отказах оборудования Впер представляет собой
разность между фактическими расходами топлива на аварийном Ву и замещающем
оборудовании В3 (или по проектным данным В0):
-Зпер = Ву - В3 ,т (14)
То есть ущерб от перерасхода топлива при эксплуатации энергоблока с отказавшим оборудованием составляет:
Ит = Цт (Ву - В3), грн/год (15)
где Цт - цена одной тонны условного или натурального топлива, грн/т.
Пример 5
Оценить ущерб вследствие снижения вакуума в конденсаторе энергоблока К - 300-240 на ДРК = 0,01, согласно [2], снижение вакуума ДРК = + 0,01 приводит к снижению мощности ДИэ =0,01 (1%) и приращение удельного расхода топлива энергоблоком
Д. = (0,01 -5- 0,02)Ьо.
Для энергоблока К - 300-240 Ь0 = 340 г/кВТ ч, тогда при Ь = 0,02:
ДЬ[ = 340*0,02 = 6,8 г/кВт ч, т.е. Ь[ = Ь0+ Д&1 = 346,8г/кВт-ч;
N30 = 300*103 кВт, ДNэi = 0,01*3 00*103 = 3 000 кВт;
N3! = З00*103-З*103 = 297*103 кВт;
Число часов отказа т = 1000 часов;
Недовыработка ДЗЭ = 1*103 *3*103 = 3*106 кВт-ч;
Перерасход топлива ДВ = 3*106*6,8 = 21тонн;
Ущерб при цене топлива Цт = 50*5 = 250 грн/т;
ит = 250*21 = 5250 грн;
Ущербы ТЭС в результате недоотпуска электрической и тепловой энергии, вызванного технологическими отказами оборудования, выражаются в снижении прибыли от реализации ее и, соответственно увеличении затрат топлива [2].
Ущерб ТЭС вследствие недоотпуска электрической и тепловой энергии, отказов, длительности ремонта по устранению продолжительности, межремонтного периода оборудования, по сравнению с замещающими его (нахождением сроком модернизации, поэтапная модернизация):
иНЕД = [ТэЭ£В?(1-0пот)-Взу (1- Ра<л) - »ту ^оД-Цт] Х(У0тк+Ул.рСЧ+Упр.рем), грн . (16)
В случаях недоотпуска только электрической энергии:
У&Д = тэ Э(1-^ваг), грн , (16а)
где Т3 и Тт - средние тарифы на электроэнергию и тепло, грн/кВт-ч;
и _ снижение выработки электроэнергии и тепла при аварийном отключении оборудования, вследствие отказов, [кВт ч];
и й5ог _ коэффициенты потерь в электрических и тепловых сетях, принимаются по действующим нормативам:
взу, в ту - фактические удельные расходы условного топлива на отпуск электроэнергии и тепла, г.у.т./к Втч;
¥отк ,Уд.Рем ,УПр.рем - коэффициенты превышения в расчете на год числа отказов, длительности ремонта и продолжительности межремонтного периода устаревшего оборудования по сравнению с замещающим его.
Пример 6
Ущерб от недоотпуска электроэнергии формула (16а) энергоблоком 300 МВт Змиевской ТЭС при тарифе Тэ = 0,15 грн/кВт-ч и потерях в электрических сетях = 0,15 и ДЭэ = ЗТО6 кВт-ч составит = 0,15-ЗТ06(1-0,5)=3,8Т05 грн.
Для определения ущерба, вызванного проведением аварийных ремонтов, оборудования рекомендуется формула:
ЦаВ.РЕМ = СЕрЕМ Трем^ем , грн (17)
где Жрем - стоимость ремонта, простаивающего в ремонте энергоблока (агрегата) мощностью 1 МВт за сутки, [грн/МВт сутк];
Трем - продолжительность аварийных работ; [сутк];
^ем - установленная мощность ремонтируемого энергоблока (агрегата), МВт;
Ущерб от внеплановых пусков энергоблоков вследствие отказов может быть определено по формуле:
Цпуск — Цт Г] т,, грн , (18)
где ЦТ - цена топлива, используемого на ТЭС при пусках, [грн/т];
Вш - нормативные затраты топлива на каждый внеплановый пуск энергоблока >го типа, [Т/пуск];
П - количество пускаемых «1» энергоблоков, [шт.];
ш; - количество пусков энергоблоков «1», [шт.];
Пример 7
Определить ущерб вследствие вне планових пусков энергоблока К-300-240. Согласно нормам пусковые потери для блоков 300 МВт составляют [3]: Вш = 200 т, при цене Цт = 250 грн/т; ипуСк = 200-250 = 50000 грн.
При отказах оборудования ТЭС и АЭС происходит увеличение расхода энергии, для КЭС. Доля расхода электроэнергии на собственные нужды КЭС при нормальных режимах
СК.сн = 0,04-^0,09. При нерасчетных режимах, вызываемых отказами СГсн возрастает [6].
Пример 8
Определить ущерб СЕсн для блока 300 МВт при снижении нагрузки, вследствие частичного отказа до N3; = 240 МВт. Согласно нормативным характеристикам, для 300 МВт
ССсн = 0,04, а при N3; = 240 МВт (Есн = 0,055
исн=( ССсш-СГсн) ЭТэ = 0,015*240* 103*1*103*0,15 = 540*103 грн (19)
Ущерб от увеличения выбросов в окружающую среду загрязняющих веществ определяются дополнительной платой за выбросы при эксплуатации неисправного оборудования энергоблока. Платежи за выбросы, превышающие нормы временно согласованные, определяются путем умножения ставок оплаты за загрязнение в пределах ВОВ на пятикратный повышающий коэффициент. В плату за выбросы вводится коэффициент экологической ситуации, учитывающий состояние воздушного бассейна в различных экономических районах [4].
Для оценки ущербов от выбросов загрязняющих веществ может быть использована формула [3]:
Цвыб — I! [(Мвсв; - МПВд|)НВСВ; КЭ+(МВ1 - МВСВ;)5НВСВ;КЭ], грн. (20)
где НВСВ1 - норматив платы за выбросы <а»-го загрязняющего вещества, грн/г;
Мвсвь Мпад - выбросы 1 -го загрязняющего вещества (золы, диоксида серы, оксида азота) в пределах ВСВ и ПДВ, [г/с];
Мв; - фактические выбросы 1 -го загрязняющего вещества, [г/с];
Кэ - коэффициент экологической ситуации;
Таким образом суммарный ущерб вследствие отказов оборудования ТЭС может быть определен по (13), с учетом (14) - (20). Поиски способов его предотвращения, можно с высокой степенью точности определить по (13) при этом следует отметить, что достоверность и оперативность результатов может быть реализована на базе АСУТП [7].
Выводы
Авторами предлагается метод оценки влияния надежности на экономичность и экологичность ТЭС. Предложен метод оценки ущерба вследствие отказов в работе, сопровождаемый числовыми примерами из опыта эксплуатации Змиевской ТЭС. Данный метод может применяться для любых систем и подсистем, как ТЭС, так и АЭС.
Список литературы
1. Попырин Л. С. Математическое моделирование и оптимизация теплоэнергетических установок. - М. Энергия, 1978. - 416 с.
2. Рыжкин В. Я. Тепловые электрические станции. - М.: Энергоатомиздат, 1987. -328 с.
3. Горшков А. С. Технико-экономические показатели тепловых электростанций. - М.: Энергоатомиздат, 1984. - 240 с.
4. Шелепов И. Г., Михайский Д. В. О некоторых проблемах оценки энергосбережения при эксплуатации устаревшего оборудования ТЭС. Восточно-европейский журнал передовых технологий, Х:, 1/2(19), 2006, С. 173-175.
5. Шелепов И. Г., Михайский Д. В., Павленко А. В., Кедь О. В. Модернизация режимов эксплуатации ТЭС с учетом качества топлива. Восточно-европейский журнал передовых технологий, Х:, 6/2(18), 2005, С. 144-148.
6. Нормы потерь топлива, электроэнергии и пара при пусках энергоблоков мощностью 160, 200, 300, 500 и 800 МВт тепловых электростанций, ПР 34-70-105-86, М.; Союзтехэнерго, 1987.
7. Шелепов И. Г., Михайский Д. В. и др. Влияние надежности теплоэнергетических систем ТЭС на общестанционные показатели надежности, экономичности и экологичности. Восточно-европейский журнал передовых технологий, Х:, 4/3(22), 2006, С. 49-53.
ON THE ISSUE OF QUANTATIVE ESTIMATION OF INFLUENCE OF TPS THERMAL ENERGY SYSTEMS RELIABILITY ON EFFICIENCY INDICES
I. G. SHELEPOV, Cand. Tech, Scie, Prof., T. I. Bukova
Nowadays there is no single methodology of estimating influence of reliability on efficiency indices. The authors suggest methodology based on a method of estimating damage caused by refusals in TPS elements operation.
Поступила в редакцию 06.04 2012 г.
