В відповідності зі сказаним показники надійності й витрати повинні визначаться з обліком повних і часткових відмов комплексу.

Як було сказано вище, відмови впливають на техніко - економічні показники енергоблоку, які залежать від ККД.

Для оцінки впливу часткової відмови на ККД ТЕУ скористаємося формулою

ККД ТЕС, АЕС, або енергоблоку ήс яка має вигляд [2]:

, (4.40)

де:

ку - ККД котельні установки;

 - ККД транспорту;

 - ККД турбоустановки;

 - ККД генератора;

- частка витрати електроенергії на власні потреби.

Зниження ККД внаслідок відмови, можна визначити, як різниця:

, (4.41)

де: - проектний ККД, при номінальних навантаженнях(NЭ0);

 - ККД при частковій відмові (ΔNЭЧ).

Відомо, що ККД можна визначити й за допомогою рівняння енергетичного балансу [2]

 , (4.42)

де

Nэо – проектна потужність, кВт.

 - теплота палива, що спалює, кДж/кг;

В - проектна годинна витрата палива, кг/год;

QНР – теплота згоряння палива, що спалює, кДж//кг.

Приклад 3:

NЭ0=300*103 кВт, QНР=Q=29,3*103 кДж/кг,

В=99*103 кг/год, =0,37.

ККД при частковій відмові може бути визначений з урахуванням формули (9) (для потужності Nэч<Nэо),

 (4.43)

Приклад 4:

Визначити величини ККД, у випадку часткової відмови , і коефіцієнт часткової відмови КеЧ для енергоблоку 300 МВт, для параметрів прийняти із прикладів 2 і 3:

Приймаємо Qс =const. Дані для розрахунку приймаємо із прикладів 1-3

.

У результаті зниження потужності Nэч<Nэо , ККД знизився на:

.

Відносне зниження ККД

.

Це відповідає енергетичним характеристикам .

Коефіцієнт часткової відмови для даного випадку

Тощо, коефіцієнт . Величину не довидачі потужності внаслідок відмови можна визначити, як різниця потужностей:

, кВт (4.44)

де

Nэч – величина зниження потужності внаслідок відмови, кВт.

Для складних технологічних систем, до числа яких ставляться енергоблоки ТЕС і АЕС, оцінку впливу відмов в окремих елементах можна зробити з використанням методу декомпозиції. При цьому думаємо, що коефіцієнт готовності енергоблоку

, (4.45)

є добуток коефіцієнтів готовності окремих елементів, що справедливо для систем з послідовним протіканням процесів в окремих елементах і підсистемах (Рис 1). Загальне зниження потужності енергоблоку, представляє суму зниження потужностей окремих елементів і підсистем

; , (4.46)

Малюнок 4.9- Структурна схема декомпозиції показників надійності енергоблоків ТЕС і АЕС

Коефіцієнти готовності Кг і часткової відмови Кч енергоблоку, як складної технологічної системи, може бути визначений на підставі його структурної схеми (Рис. 5.10). Схема (ТЕУЕС) - теплоенергетичної установки електростанції включає підсистеми: котельню установку (КУ), трубопроводи (ТР), турбоагрегати (ТА). Ці підсистеми, у свою чергу складаються з підсистем і елементів. Більше докладну структуру розглянемо на прикладі декомпозиції турбоагрегату. До складу ТА прийняте відносити турбогенератор (ТГ) і турбоустановку (ТУ) У свою чергу ТУ включає регенеративну систему (РС), турбіну (Т) і низькопотенційний комплекс (НПК). НПК включає у свою сполуку - останній щабель ЦНТ (ПС), конденсаційну установку (КУТ), систему технічного водопостачання (СТВ), і підігрівники низького тиску (ПНТ). КУТ - складається з елементів: конденсатор (ДО), конденсаційні насоси (КН), ежекторні установки (ЕЖ). СТВ включає - циркуляційні насоси (ЦН), охолоджувачі циркуляційної води (ОЦ) і водоводи (подача й зворотна) (ВВ).

Додаткові втрати, що виникають у результаті відмов устаткування ТЕС і АЕС визначаються, по різниці між фактичними техніко-економічними показниками що відмовив і заміщає його в період відмови встаткування. Під устаткуванням, що заміщає, у цьому випадку розуміється найбільш економічне сучасне встаткування, що може бути встановлене на наявній площі електростанції, що реконструюється, або для компенсації недовиробітку, внаслідок відмов.

Сумарний збиток внаслідок відмови елементів устаткування блокових ТЕС за розглянутий період (найчастіше за один рік) можна представити у вигляді суми[2]:

U = UТ + UНЕД + UАВ.РЕМ + UПУСК + UВЫБ +UСН , грн.           (4.47)

де:

UТ - збиток від перевитрати палива внаслідок відмови устаткування, грн.

UНЕД - збиток ТЕС від недовідпустки енергії через технологічні відмови устаткування, грн.

UАВ.РЕМ - збиток, викликаний проведенням аварійних ремонтів, викликаних відмовою устаткування, грн.

UПУСК - збиток, викликаний позаплановими пусками, внаслідок відмов викликаних старінням устаткування, грн.

UСН – збиток внаслідок збільшення витрати енергії на власні потреби, грн.

UВЫБ - збиток від збільшення викидів в атмосферу забруднюючих речовин, викликаних відмовою, грн.

Для визначення доданків авторами пропонуються апробовані ними формули:

Перевитрата палива при частих відмовах устаткування ВПЕР являє собою різниця між фактичними витратами палива на аварійному ВУ й устаткуванні, що заміщає, ВЗ( або за проектним даними В):

DУПЕР = ВУ – ВЗ, т                                      (4.48)

Тощо, збиток від перевитрати палива при експлуатації енергоблоку з устаткуванням, що відмовило, становить:

UТ = ЦТ(ВУ – ВЗ), грн./рік                            (4.49)

де

ЦТ - ціна однієї тонни умовного або натурального палива, грн./т

Приклад 5:

Оцінити збиток, внаслідок зниження вакууму в конденсаторі енергоблоку К–300-240, на , згідно [2], зниження вакууму  приводить до зниження потужності ( 1%) і збільшення питомої витрати палива енергоблоком

Для енергоблоку ДО-300-240 bо = 340 г/ кВт год, тоді при :

г/ кВт год, тобто bі =bо+ =346,8 г / кВт год

NЭ0=300*103 кВт, Nэі = 0,01*300*103=3000 кВт;

Nэ=300*103-3*103=297*103 кВт;

Число годин відмови =1000 годин;

Недовиробіток ΔЭэ=1*103* 3*103=3*106 кВт год;

Перевитрата палива ΔB=3*106*6,8=21 тонн;

Збиток при ціні палива ЦТ=50*5=250 грн./т;

UТ=250*21=5250 грн.

Збитки ТЕС у результаті недовідпустки електричної й теплової енергії, викликаного технологічними відмовами устаткування, виражаються в зниженні прибутку від реалізації її й, у відповідності збільшення витрат палива.[2]

Збиток ТЕС внаслідок недовідпустки електричної й теплової енергії, відмов, тривалості ремонту по усуненню тривалості, міжремонтного періоду встаткування, у порівнянні із замінюючим його (знаходженням строком модернізації, поетапна модернізація):

,грн.    (4.50)

У випадках недовідпустки тільки електричної енергії:

U ), грн. (4.50 а)

де:

ТЗ і ТТ - середні тарифи на електроенергію й тепло, грн./кВт год;

 і  - зниження вироблення електроенергії й тепла при аварійному відключенні встаткування, внаслідок відмов, [кВт/година];

 і  - коефіцієнти втрат в електричних і теплових мережах, приймаються по діючих нормативах;

bЗУ, bТУ - фактичні питомі витрати умовного палива на відпустку електроенергії й тепла, г. т.п. /кВтгод;

YОТК, YД.РЕМ, YПР.РЕМ – коефіцієнти перевищення розраховуючи на рік числа відмов, тривалості ремонту й тривалості міжремонтного періоду застарілого обладнання в порівнянні із замінюючим його.

Приклад 6

Збиток від недовідпустки електроенергії формула (5.55а) енергоблоком 300 МВт Зуєвської ТЕС при тарифі Тэ = 0,15 грн. /кВт год

і втратах в електричних мережах  = 0,15 і ΔЭэ = 3*106 кВт*год складе

U = 0,15 *3*106 ( 1-0,5) =3,8*105 грн.

Для визначення збитку, викликаного проведенням аварійних ремонтів, устаткування рекомендується формула:

UАВ.РЕМ = aРЕМТРЕМNРЕМ, грн.                       (4.51)

де

aРЕМ - вартість ремонту, що простоює в ремонті енергоблоку (агрегату) потужністю 1 МВт за добу, [грн./МВт добу]

ТРАМ - тривалість аварійних робіт; [добу]

NРЕМ - установлена потужність ремонтованого енергоблоку (агрегату), МВт

Збиток від позапланових пусків енергоблоків внаслідок відмов може бути визначене по формулі:

, грн.                              (4.52)

де:

Цт – ціна палива, використовуваного на ТЕС при пусках, [грн./т]

 - нормативні витрати палива на кожний позаплановий пуск енергоблоку i - го типу, [Т/пуск]

ni – кількість пусків «i» енергоблоків , [шт]

mi – кількість пусків енергоблоків «i», [шт.]

Приклад 7:

Визначити збиток внаслідок поза плановими пусками енергоблоку

К – 300- 240. Відповідно до норм пускові втрати для блоків 300 МВт становлять [3] : Bні = 200 т, при ціні Цт=250грн/т; Uпуск = 200*250=50000 грн.

При відмовах устаткування ТЕС і АЕС відбувається збільшення витрати енергії, для КЕС. Частка витрати електроенергії на власні потреби КЕС при номінальних режимах . При нерозрахованих режимах, викликаних відмовами зростає[6].

Приклад 8:

Визначити збиток  для блоку 300 МВт при зниженні навантаження, внаслідок часткової відмови до Nэі = 240 Мвт. Відповідно до нормативних характеристик для 300 МВт , а при Nэі = 240 МВт

Uсн=( = 0,015 *240 *103* 1*103 *0,15 = 540 103грн (4.53)

Збиток від збільшення викидів у навколишнє середовище забруднюючих речовин визначаються додатковою платою за викиди при експлуатації несправного устаткування енергоблоку. Платежі за викиди, що перевищують норми тимчасово погоджені, визначаються шляхом множення ставок оплати за забруднення в межах ВОВ на п'ятикратний підвищувальний коефіцієнт. У плату за викиди вводиться коефіцієнт екологічної ситуації, що враховує стан повітряного басейну в різних економічних районах.[4]

Для оцінки збитків від викидів забруднюючих речовин може бути використана формула [4.54]:

,грн.          (4.54)

де: HВСВі – норматив плати за викиди “і”- го забруднюючої речовини, грн./м.

,  - викиди і - го забруднюючої речовини (золи, діоксиду сірки, оксиду азоту) у межах ВСВ і ПДВ, [г/с]

 - фактичні викиди i - го забруднюючої речовини, [г/с];

Ке - коефіцієнт екологічної ситуації;

Таким чином, сумарний збиток, внаслідок відмов устаткування ТЕС може бути визначений по(13), з обліком(14) - (20), а також пошуки способів його запобігання, можна з високим ступенем точності визначити по (13) при цьому слід зазначити, що вірогідність і оперативність результатів може бути реалізована на базі АСУТП.

Висновки:

Пропонується метод оцінки впливу надійності на економічність і екологічність ТЕС. Запропоновано метод оцінки збитку внаслідок відмов у роботі, супроводжуваний числовими прикладами з досвіду експлуатації Зуєвської ТЕС. Даний метод може застосовуватися для будь-яких систем і підсистем, як ТЕС, так і АЕС.

5. Види й способи усунення забруднень у трубках конденсатора

5.1 Характерні відмови при експлуатації конденсаторів

У результаті узагальнення статичних даних при експлуатації конденсаторів парових турбін відзначені найбільш характерні відмови в роботі, до їхнього числа ставляться:

Зниження вакууму в конденсаторі або збільшення Рк.

Це може відбуватися в наслідку:

- збільшення пропуску пари в конденсатор, тобто збільшення парового навантаження при постійній витраті циркуляційної води:

- зниження витрати охолодної води GB або збільшення температури охолодної води ;

- порушення теплообміну між конденсованим парою й охолодною водою .

Причиною цієї відмови є зниження коефіцієнта теплопередачі К и збільшення недогріву ∆t.

Зниження коефіцієнта теплопередачі До може відбуватися в наслідку:

- забруднення поверхонь охолодження конденсаторів органічними й неорганічними відкладеннями, що приводить до збільшення термічного опору;

- за рахунок скорочення витрати охолодженої води через конденсатор у результаті підвищення гідравлічного опору трубок або їхнього закупорювання;

- підвищення змісту газів, що не конденсуються, у паровому просторі конденсаторів, в основному повітря потрапляючого в конденсатор з парою, що відробила, через нещільності у вакуумній системі.

5.2 Характерні забруднення трубок конденсаторів.

Глибина вакууму в конденсаторі турбіни перебуває в прямої залежності від стану конденсатора (щільність конденсатора по вакуумній системі й чистота його конденсаторних трубок ) тому що на сопрікасаємой паром зовнішньої поверхні конденсаторних трубок, відбувається його конденсація.

На початку експлуатації блоків на Зуєвській ТЕС були більші проблеми, пов'язані із чистотою конденсаторів. У початковий період роботи, станція зазнавала більших втрат від недовиробітку електроенергії через поганий стан конденсаторів. Особливо в літню пору.

Інтенсивність забруднення конденсаторів залежить в основному від якості охолодної води, схеми водопостачання, пори року й умов експлуатації. Забруднення прийнято класифікувати на групи: механічні, органічні, сольові.

Як правило, забруднення носить комбінований характер, однак якийсь вид забруднень має переважаюче значення.

Механічні забруднення - це засмічення конденсаторних трубок і трубних дощок тріскою, травою, землею, листами й т буд.

Ці забруднення носять сезонний характер і підсилюються навесні, восени.

Органічні забруднення - це відкладення найпростіших мікроорганізмів і водоростей, називаних біологічними обростаннями;

Сольові забруднення конденсаторів - це відкладення внутрішньої поверхні трубок накипу без термічні опори, що створюють більші, теплопередачі. Випадання накипу відбувається при охолодженні конденсаторів мінералізованою водою, що містить солі тимчасової твердості. Частина цих солей розпадаються з утворенням накипу на стінках трубок конденсаторів. Такі випадки звичайно створюються в оборотних системах водопостачання, де за рахунок випару й віднесення води росте солевміст охолодженої води.

5.3 Способи усунення забруднень

Ці способи можна класифікувати на хімічні, термічні, механічні. На Зуєвській ТЕС знайшли застосування хімічного очищення й термосушки конденсаторів.

Система циркуляційного водопостачання Зуєвської ТЕС замкнута із градирнями й бризкальними басейнами. Хімічний-хімічний-увідно-хімічний режим цирсистеми з обробкою 50% додаткової води вапнуванням і уведенням оксиетілідендіфосфонової кислоти без організованої продувки системи не забезпечує без накипну роботу конденсаторів турбін. У холодний період року конденсаторні трубки забруднюються накипом і органічними відкладеннями. У теплий період року основним забрудненням конденсаторів є накип. Для очищення конденсаторів на станції застосовуються кислотні промивання, у рік кожний конденсатор промивається два рази.

5.3.1 Хімічні методи очищення

5.3.1.1 Кислотне очищення

На Зуєвській ТЕС застосовується хімічне очищення конденсатора соляною кислотою HCL концентрації 3- 5 % для видалення накипу. При прокачуванні розчину усередині труб відбувається розчинення накипу з виділенням вуглекислого газу й з утворенням піни. Скупчення піни у верхній частині трубок перешкоджає доступу миючого розчину. Інтенсивно омивана розчином нижня частина труб піддається впливу соляної кислоти, що може привести до розчинення металу труб. Для зниження агресивності кислоти стосовно сплаву конденсаторних трубок у розчин уводять інгібітори ПБ-2 і КИ-1. Для зменшення утворення піни вводяться піногасники ПМС-400.

Заключними операціями є лужні й водяні промивання. Корозійна активність розчину, утворення піни й необхідність більших трудовитрат, є недоліками даного способу.

5.3.1.2 Експериментальні хімічні очищення

Професором В.Д.Безугловим були проведені наукові дослідження з розробки композицій для зняття органічних відкладень внутрішньої поверхні труб. Дослідження проводилися в хімічних лабораторіях і на діючому устаткуванні Зуєвської ТЕС. Розглядалися з метою знаходження оптимальної композиції для зняття відкладень наступні композиції: персульфат алюмінію, водяний розчин УПАВШИ в сполученні з неорганічними солями й композиція на основі комплексона.

З розчинних композицій найбільш оптимальним варіантом задовольняючим всім вимогам дослідників виявилися конструкція на основі комплексона (сполука 3% хлористий алюміній і 0,3% трилона Б)- ця композиція дозволяє знімати органічні відкладення разом із продуктами корозії мідно-нікелевого сплаву протягом 3 годин. Після обробки миючим розчином поверхня зразків труб залишається рівною й блискучою. Контроль знімання металу в процесі зняття відкладень дозволив визначити концентрацію іонів міді в промивному розчині 50-55 мг/л, концентрацію заліза 10-15 мг/л, що перебуває в межах припустимих значень 100мг/л, 50мг/л.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14