Модернизация оборудования ТЭЦ мощностью 750 МВт

Если учесть, что годовая наработка в ближайшее время возрастёт с 2000 часов до 5000-6000 часов, остающейся срок службы составит не более 10-12 лет. Это время необходимо использовать для подготовки мер по детальной оценке остающегося срока службы каждой компоненты энергоблока и продлению их срока службы ещё на 25-30 лет.

Для этого необходимо подготовить и выполнить ряд методических положений по надёжности.

15.3 Методология оценки и анализа безотказности, ремонтопригодности и готовности энергоблоков

Методология оценки и анализа безотказности, ремонтопригодности и готовности энергетических блоков электрических станций предназначена для обеспечения последовательности действий, предусматривающих использование заданных показателей наработки на отказ  и  времени восстановления  компонент, упрощение схемы блока, оценку и анализ показателей безотказности, ремонтопригодности и готовности подсистем и в целом всей системы энергетического блока на основе законов теории вероятностей и аналитического моделирования. 

Рис. 15.1 Упрощённая схема энергоблока

1- топливные насосы; 2- парогенератор; 3- дутьевые вентиляторы;

4- дымососы; 5- паровая турбина; 6- электрогенератор; 7- конденсатор;

8- циркуляционные насосы; 9- конденсатные насосы; 10- ПНД;

11- деаэраторы; 12- питательные насосы; 13- ПВД.

По данным, взятых с МТЭЦ-4, можно построить графики отказов отдельно для турбины и котла соответствующего блока, а затем подсчитать значения наработки на отказ    Полученные данные сведём в таблицу 15.2.

График 1 Количество отказов на блоке №4

График 2  Количество отказов на блоке №5

График 3 Количество отказов на блоке №6

 

Таблица №15.2-Наработка на отказ для турбины и котла, соответствующего блока

	число отказов			наработка на отказ, ч
	Блок №4	блок №5	Блок №6	блок №4	блок №5	блок №6
турбина	64	44	46	1660	2185	1500
котёл	34	22	18	3125	4371	3830

С учётом полученных данных  для паровой турбины и парогенератора составим таблицу 15.3.

Таблица 15.3-Значения наработки на отказ  и время восстановления

Компоненты	, час	, час
Топливный насос	10500	25
Дутьевой вентилятор	25500	45
Парогенератор (таблица №2, блок №4)	3125	55
Дымосос	13500	35
Паровая турбина (таблица №2, блок №4)	1660	64
Электрогенератор	10500	45
Конденсатор	15000	35
Конденсатный насос	30000	30
Деаэратор	60000	38
Питательный насос	917	50
ПНД	16500	25
ПВД	3500	30
Циркуляционный насос	45000	35

Определение подсистем:

ПС6

20

Рис. 15.2  Подсистемы

15.4 Расчёт показателей готовности подсистем

Вначале рассматриваем ПС-1, имеющей 100%-ную мощность. Находим  и  для параллельного соединения по формулам:

Таблица 15.4-Компоненты ПС-1

Компоненты	, час	, час
Топливный насос	2205000	12.5
Парогенератор	3125	55
Паровая турбина	1660	64
Электрогенератор	10500	45
Конденсатный насос	15000000	15
Деаэратор	47368421	19
Питательный насос	8409	25
Циркуляционный насос	28928571	17.5

После определения  и  с параллельным соединением переходим к определению   и  для ПС-1, используя формулу для последовательного соединения:

 

Получим:

Таким же образом рассчитываются показатели готовности для всех остальных подсистем:

Таблица 15.5-Коэффициент готовности подсистем

Подсистема	Коэффициент готовности
ПС-2	0.9982384
ПС-3	0.9974141
ПС-4	0.9976720
ПС-5	0.9984871
ПС-6	0.9915014

Таблица 15.6-Значения мощностей подсистем и групп подсистем

Подсистема и группы подсистем	Количество подсистем	Мощность одной подсистемы, %
ПС-1	1	100
ГПС-1	2ПС-2	60
ГПС-2	2ПС-3	60
ГПС-3	2ПС-4	75
ПС-5	1	95
ПС-6	1	80

15.5 Определение сочетаний подсистем и оценка их готовности при соответствующем сочетании

Рассмотрим группу подсистем ГПС-1, состоящую из двух ПС-2, для каждой из которых значение готовности равно 0.9982384 (см. табл. №5).

Таблица 15.7-Значение готовности состояния подсистем ГПС-1

Группа подсистем	Подсистемы и их мощности, %		Мощность состояния группы подсистем, %	Готовность состояния подсистем
	ПС-2	ПС-2
ГПС-1	60	60	100
	0	60	60
	60	0	60
	0	0	0

По аддитивному закону сложения вероятностей суммарная готовность всех состояний групп подсистем равняется сумме готовностей каждого состояния и составляет единицу.

Представим полученные результаты для других групп подсистем ГПС-2, ГПС-3, ГПС-4 в табл. 15.8:

Таблица 15.8-Значение готовности состояния подсистем ГПС-2, ГПС-3, ГПС-4

Группа подсистем	Подсистемы и их мощности, %						Мощность состояния группы подсистем, %	Готовность состояния подсистем
ГПС-2	ПС-3	ПС-3
	60	60					100	0.9948348
	0	60					60	0.0025792
	60	0					60	0.0025792
	0	0					0	0.0000066
ГПС-3	ПС-4	ПС-4
	75	75					100	0.9953494
	0	75					75	0.0023225
	75	0					75	0.0023225
	0	0					0	0.0000054
ГПС-4 ГПС-4	ПС-1	ГПС-1	ГПС-2	ГПС-3	ПС-5	ПС-6
	100	100	100	100	100	100	100	0.9183497
	100	100	100	100	95	100	95	0.0013914
	100	100	100	100	100	80	80	0.0078715
	100	100	100	75	100	100	75	0.0042856
	100	100	60	100	100	100	60	0.0049286
	100	60	100	100	100	100	60	0.0032888
	Окончание табл. 15.8
	0	100	100	100	100	100	0	0.0585069
	100	0	100	100	100	100	0	0.0000030
	100	100	0	100	100	100	0	0.0000060
	100	100	100	0	100	100	0	0.0000049

Исходя их того, что группа подсистем ГПС-4 является отображением энергоблока, показатели, полученные для неё, можно признать расчётными для всего энергоблока.

Для дальнейших расчётов принимаем, что в течение года простой энергоблока в планово-предупредительных ремонтах составляет 40 суток, т.е. период для анализа эффективности равен:

 дней в году;

 эксплутационных дней.

Таблица 15.9-Продолжительность и готовность разных состояний

Номер состояния	Готовность состояния	Мощность состояния, %	Продолжительность состояния, сут.
1	0.9183497	100	298.5
2	0.0013914	95	0.4
3	0.0078715	80	2.56
4	0.0042856	75	1.4
5	0.0082174	60	2.67
6	0.0585208	0	19.02

Коэффициент вынужденных отказов:

Коэффициент готовности:

Путём изменения значений наработки на отказ  и времени восстановления  можно достигнуть более высокого значения коэффициента готовности.

15.5 Моделирование долговечности ТЭС

Оценка остающегося срока службы выходного коллектора парогенератора

Опыт эксплуатации тепловых электростанций показывает, что всё оборудование по его надёжности и безопасности в работе может быть отнесено к четырём категориям.

-  Критическая приоритетность – оборудование, любой отказ которого или его компоненты приводит к полной потере мощности и требует длительного периода восстановления или же представляет опасность для здоровья обслуживающего персонала (главные паропроводы, ЦВД/ ЦСД турбины, электрогенератор, парогенератор и др.).

-  Высокая приоритетность – отказ которого сопровождается частичной потерей мощности на длительный период (часть вспомогательного оборудования турбины, генератора, парогенератора, ПВД, питательные насосы, насосы схемы регенерации и их двигатели и др.).

-  Значительная приоритетность – оборудование, вызывающее полную или частичную потерю мощности, но на короткое время ремонта или восстановления (часть вспомогательного оборудования турбины, генератора, парогенератора, оборудование цирк. системы, насосы и оборудование ХВО, большая доля КИПиА и др.).

-  Низкая приоритетность – оборудование, потеря которого ведёт к частичной потере мощности на короткое время (вспомогательные насосы, часть системы КИПиА, здания и др.).     

Выходные коллекторы пароперегревателя МТЭЦ-4 принадлежат к категории 1. Механизм повреждения – крип и усталость, вызванные цикличностью при переменных нагрузках.

 расчётная паропроизводительность парогенератора;

 расчётная температура острого пара;

расчётное давление острого пара;

наработка парогенератора;

материал коллектора;

наружный диаметр коллектора;

толщина стенки коллектора.

Расчётный продлённый срок службы парогенератора принимаем .

Уровень 1:

Консервативное напряжение:

 эффективность продольной связки.

По номограмме определяем параметр Ларсона – Миллера , но для этого необходимо  перевести в другие единицы измерения, соответствующие номограмме:

 

Номограмма имеет две кривые – минимальное и среднее значения. Минимальное значение , среднее значение .

Запишем уравнение, из которого необходимо выразить соответствующий