АНАЛИЗ НАДЕЖНОСТИ ПАРОСИЛОВЫХ, ГАЗОТУРБИННЫХ И ПАРОГАЗОВЫХ УСТАНОВОК

На данный момент газотурбинные (ГТУ) и парогазовые установки (ПГУ) являются наиболее динамично развивающимися генерирующими установками. Средний КПД ГТУ составляет 35-36 % [1], что существенно меньше, КПД паросиловой установки, однако, уже сегодня имеются тенденции к его росту. Так, КПД современных зарубежных ГТУ мощностью 250-335 МВт достигает 38-40 %, а КПД газовой турбины серии M701J производство Mitsubishi Hitachi Power Systems достигает 44 % при номинальной мощности 448 МВт.

Вместе с тем ситуация кардинально изменяется при использовании энергии уходящих газов в теплофикационных установках, например, котле-утилизаторе или сетевом подогревателе. КПД парогазовых установок (ПГУ) доходит до 60 %, при этом согласно данным производителя Mitsubishi Hitachi Power Systems КПД ПГУ мощностью 650 МВт с газовой турбиной серии M701J составляет 64 %. При этом средний КПД паротурбинных энергоблоков - 42-43 % [2].

Рост числа ПГУ и ГТУ на электрических станциях, приводит к необходимости расчета и оценки их надежности. Особенностью данных расчетов является необходимость учета надежности, как электрической, так и технологической части.  При этом в настоящее время отсутствуют методики, позволяющие проводить расчеты надежности при учете технологической части современных блоков ГТУ и ПГУ.

Существующие методы оценки надежности генерирующих установок.

Надежность – это свойство объекта выполнять заданные функции в заданном объеме [3]. Выделяются три состояния объекта: полная работоспособность (исправность), частичная работоспособность (частичный отказ) и неработоспособность (неисправность). Энергоблок будет считаться исправным, если все его элементы находятся в исправном состоянии, и он способен развивать свою номинальную мощность [4]. Энергоблок будет считаться частично работоспособным, если в результате повреждения или планового ремонта он развивает только часть от номинальной электрической мощности. Энергоблок будет считаться неисправным, если в результате повреждения или планового ремонта он утрачивает способность развивать полную электрическую мощность. В данной работе расчет надежности генерирующих установок ТЭЦ производился таблично-логическим методом [5]. Таблично-логический метод позволяет производить поочередное рассмотрение отказов элементов схем с выявлением их последствий в нормальном и ремонтном режимах. Построение таблицы событий и состояния организует целенаправленный перебор отказов и неработоспособных состояний элементов схемы.

Согласно [6] ремонты, в зависимости от планирования, следует подразделять на плановые, неплановые и аварийные.

Неплановый ремонт не предусматривается годовым (месячным) графиком ремонта.

Аварийные ремонты должны проводиться в случаях устранения последствий аварии на оборудовании для восстановления его работоспособности.

В качестве критерия оценки надежности применялись эквивалентные продолжительности отключения (SAIDI) [8] разных генерирующих установок, как наиболее существенных параметр, характеризующий убытки генерирующих компаний от недополученной прибыли на оптовом рынке электроэнергии.

System average interruption duration index – Показатель средней продолжительности перерывов электроснабжения в системе. Этот показатель характеризует среднюю продолжительность перерывов электроснабжения потребителей. Этот показатель рассчитывается следующим образом:

В качестве расчетных событий, вызывающих отключение генерирующей установки, рассматривались одиночные отказы, приводящие к аварийным ремонтам, плановые ремонты, а также наложение планового ремонта на отказ оборудования.

В ходе расчета эквивалентной продолжительности отключений генерирующих установок были рассмотрены следующие типовые схемы:

- схема паросиловой установки мощностью 220 МВт (Т-220);

- схема ГТУ мощностью 240 МВт (GT26 от АВВ);

- схема ГТУ-ТЭЦ мощностью 240 МВт (GT26 от АВВ) + КУ;

- схема ПГУ-ТЭЦ моноблочного типа мощностью 230 МВт (ГТ-160+Т-60/70);

Расчет эквивалентной продолжительности отключений паросиловой установки типовой схемы выдачи мощности ТЭЦ.

В ходе исследования была рассмотрена типовая схема паросиловой установки мощностью 220 МВт (Т-220) вместе с технологической частью. Учитывалась надежность следующих элементов: парогенератор, турбогенератор, вспомогательное оборудование (паропроводы, дымососы, конденсатор), выключатель, разъединитель и трансформатор. С позиции надежности схема паросиловой установки является последовательной, т.е. отказ или ремонт одного из элементов схемы приведет к неработоспособности (отказу) данной генерирующей установки. В результате расчетов эквивалентная продолжительность отключения (SAIDI) составила 1722 ч/год. Основной вклад в снижение надежности схемы паросиловой установки вносит технологическая часть - парогенератор, турбина и вспомогательное оборудование: питательные (ПЭН и ПТН), конденсатные и циркуляционные насосы, дымососы, дутьевые вентиляторы, подогреватели высокого и низкого давления, арматура, паропроводы. Эквивалентная продолжительность восстановления после отказа элементов технологической части составляет 731 ч/год, что занимает 78 % от общего времени.

Расчет эквивалентной продолжительности отключений ГТУ типовой схемы выдачи мощности ТЭЦ.

В ходе расчета была рассмотрена типовая схема ГТУ мощностью 240 МВт (GT26 от АВВ) вместе с технологической частью. При расчете надежности учитывались следующие элементы: ГТУ, генератор, выключатель, разъединитель, трансформатор. Так как схема ГТУ является последовательной, то отказ или ремонт одного из элементов приведет к неработоспособности (отказу) данной генерирующей установки. Согласно [6] вид ремонта энергоблока должен определяться видом ремонта входящей в его состав установки, имеющей наибольший объем ремонтных работ и определяющей продолжительность ремонта энергоблока. В типовой схеме ГТУ наибольшее время планового ремонта занимает турбогенератор. Данное требование одновременного планового ремонта последовательно соединенных элементов является всегда экономически оправданным [3]. Далее был рассчитан коэффициент надежности SAIDI ГТУ, который равен 1021 ч/год. По сравнению с паросиловой установкой параметр SAIDI уменьшился на 40.7 % за счет значительного сокращения технологической части. Для ГТУ не требуется охлаждающая вода, как следствие, в схеме ГТУ отсутствуют конденсатор, система технического водоснабжения с насосами. Также в схеме данной установки отсутствует парогенератор, паропроводы и другое вспомогательное оборудование. Однако ГТУ имеют существенный недостаток: значительно меньшую экономичность, чем у паросиловой установки. По этой причине область использования ГТУ в энергосистеме определяется как пиковый и резервный источник, работающий несколько часов в сутки.

Расчет эквивалентной продолжительности отключений ГТУ-ТЭЦ типовой схемы выдачи мощности ТЭЦ.

При расчете учитывались следующие элементы: ГТУ, генератор, котел-утилизатор, выключатель, разъединитель, трансформатор и вспомогательное оборудование, а именно насосы, паропроводы и т.д. Так как схема ГТУ-ТЭЦ является последовательной, то отказ или ремонт одного из элементов приведет к неработоспособности (отказу) данной генерирующей установки.

При расчете учитывались следующие элементы: ГТУ, генератор, котел-утилизатор, выключатель, разъединитель, трансформатор и вспомогательное оборудование, а именно насосы, паропроводы и т.д. Так как схема ГТУ-ТЭЦ является последовательной, то отказ или ремонт одного из элементов приведет к неработоспособности (отказу) данной генерирующей установки.

В типовой схеме ГТУ-ТЭЦ наибольшее время планового ремонта занимает турбогенератор.

В ходе расчета была получена эквивалентная продолжительность отключения, которая составляет 1547 ч/год, что на 10 % меньше, чем у паросиловой установки за счет того, что ГТУ является более надежным двигателем, чем паровая турбина, котел-утилизатор более надежным, чем парогенератор в схеме паросиловой установки, а также вследствие сокращения вспомогательного оборудования. При этом SAIDI ГТУ-ТЭЦ на треть больше, чем у ГТУ индивидуального использования из-за котла-утилизатора и паропроводов, но вместе с тем, повысилась экономичность данной генерирующей установки, что позволяет применять ГТУ не только как пиковый и резервный источник мощности. Если КПД ГТУ в автономном режиме сравним с КПД паросиловой ТЭЦ в конденсационном режиме, то преимущество ГТУ-ТЭЦ неоспоримо в любом случае [7].

Расчет эквивалентной продолжительности отключений ПГУ-ТЭЦ моноблочного типа мощностью 230 МВт (ГТ-160+Т-60/70) типовой схемы выдачи мощности ТЭЦ.

В ходе расчета также была рассмотрена типовая схема ПГУ-ТЭЦ моноблочного типа мощностью 230 МВт (ГТ-160+Т-60/70) вместе с технологической частью. Данная ПГУ является утилизационной. В этих установках тепло уходящих газов ГТУ утилизируется в котлах-утилизаторах с получением пара высоких параметров, используемого в паротурбинном цикле. При расчете учитывались следующие элементы: ГТУ, генератор, выключатель, разъединитель, трансформатор, котел-утилизатор и вспомогательное оборудование (паропроводы, дымососы, конденсатор и так далее). Расчетная схема ПГУ представляет собой как последовательные, так и параллельные схемы соединения элементов, так называемая смешанная схема соединения.  В исследовании данная схема была разбита на две составляющие части:

В типовой схеме ПГУ-ТЭЦ наибольшее время планового ремонта занимает турбогенератор. На основе такого разделения были рассмотрены все возможные варианты неработоспособного состояния элементов типовой схемы ПГУ. Далее производится расчет продолжительности отключения каждого возможного случая в отдельности, после чего мы суммируем все полученные значения и получаем среднюю продолжительность отключения ПГУ, которая составляет 1500 ч/год. SAIDI энергоблока ПГУ сопоставимо с ГТУ-ТЭЦ (их разница составляет 5 %) и меньше, чем у паросиловой установки на 15 %, при этом продолжительность отключения ПГУ больше, чем у ГТУ индивидуального использования на 38 %. Основное снижение надежности данной схемы происходит из-за второй части, эквивалентная продолжительность восстановления которой составляет 85 % от общего времени.

Выводы:

1. Разработаны модели надежности и проведено расчётно-теоретическое исследование надежности типовых схем паросиловой установки, ГТУ, ГТУ-ТЭЦ и ПГУ-ТЭЦ (моноблок).
2. С точки зрения надежности применение ПГУ и ГТУ, в целом, более предпочтительно перед паросиловыми блоками. Снижение показателя SAIDI составляет от 10% до 44%.
3. Учет технологической части приводит к существенному снижению надёжности, что выражается в повышении показателя SAIDI. Для рассмотренных типов энергоблоков превышение показателя SAIDI находится в диапазоне от 11,9 до 103%.
4. Учет технологической части при проведении проектных расчетов надежности позволит обеспечить наиболее жесткие условия при проектировании, в частности, при выборе схем выдачи мощности ТЭЦ.