Надежность ТЭС
Главная   >>   Надежность ТЭС

Надежность ТЭС

5. РЕЖИМНАЯ НАДЕЖНОСТЬ ЭНЕРГОБЛОКА

Функционирование энергоблока характеризуются следующими режимами: стационарным, резерва, ремонта, останова, пуска, регулирования.
Относительное время нахождения энергоблока в резерве

где tr – среднее время простоя энергоблока в резерве (0…10 ч); λr – частота режима отключения (40…100 1/год).
Относительное время ремонта

где λt – частота отказов, λt = 8760l 1/год; tВ = 1/m, ч; tР = 1/μ; μРt – интенсивность плановых ремонтов (1,1×10-3…1,5×10-3); λР – частота плановых ремонтов (21/год); tР – средняя продолжительность планового ремонта (700…900 ч). Относительное время режима пуска

где tП – средняя продолжительность режима пуска (2…6 ч). Относительное время режима регулирования нагрузки

где nС = 365(1 – φr – φt – φi) – расчетное количество суток; m – количество ступеней (1…4) в суточном графике нагрузки; tРН – средняя продолжительность режима регулирования (0,3…0,5 ч). Относительное время режима останова

где t0 – средняя продолжительность режима останова (0,3…0,5 ч). Стационарный режим характеризуется относительным временем

Интегральный коэффициент готовности энергоблока

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

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, λr = 100 1/год, μ = 0,033 ч-1, λ = 3×10-4 ч-1, λР = 2 1/год, μРt = 1,1×10-3 ч-1, tП = 2,5 ч, μ = 2, tРН = 0,4 ч, t0 = 0,3 ч.
Относительное время нахождения энергоблока в резерве

Относительное время ремонта

Режим пуска

Режим регулирования нагрузки

Режим останова

Стационарный режим

Стационарный коэффициент готовности

Режимные коэффициенты готовности

Интегральный коэффициент готовности энергоблока

Режимная надежность котла (для k-го режима) определяется как

где для режима пуска z = 6, для режимов регулирования, нагрузки, останова и стационарного z = 5; KkГz – коэффициенты готовности соответственно парогенерирующих поверхностей (KkГ1), топливоподачи (KkГ2), тягодутьевых устройств (KkГ3), линии питательной воды (деаэратор, питательный насос, ПВД) (KkГ4), главных паропроводов транспорта пара (KkГ5), растопочного сепаратора (KkГ6). Режимная надежность турбогенератора (для k-го режима) оценивается как

где для режима пуска f = 5, для режимов регулирования нагрузки, останова, стационарного f = 4; KkГy - коэффициенты готовности турбины (KkГ1), конденсационного устройства, включающего в себя конденсатор, конденсатные и циркуляционные насосы (KkГ2), блочной обессоливающей установки (KkГ3), электрогенератора (KkГ4), валоповоротного устройства (KkГ5). В случае отсутствия данных по отказам энергооборудования, например, растопочного сепаратора, валоповоротного устройства, показатели надежности определяются по верхней и нижней границам вероятности отказов:

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 элемента и составляет  и соответственно коэффициент готовности  .

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 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 энергоблока 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 течении периода времени Тf суммарный расход топлива составит.

где  –  относительная частота; – коэффициент относительного прироста расхода топлива энергоблоком от уменьшения частоты. В большинстве случаев можно считать, что снижение частоты на 1% приводит к уменьшению нагрузки на 2…2,5 %. На рис. 5.1 показано влияние частоты в энергосистеме на снижение КПД энергоблоков.