Wiarygodność badań systemów elektroenergetycznych. Testy w dyscyplinie „zaopatrzenie w ciepło i ogrzewanie”. Proces pękania ciągliwego

Nowoczesne przedsiębiorstwo energetyczne (elektrownia cieplna, kotłownia itp.) to złożony system techniczny składający się z oddzielnych jednostek połączonych pomocniczymi połączeniami technologicznymi.

Przykładem takiego układu technicznego jest schemat obwodu cieplnego (PTS) elektrowni cieplnej, na który składa się szeroka gama urządzeń głównych i pomocniczych (rys. 5.1): wytwornica pary (kocioł parowy), turbina, agregat, odpowietrznik, nagrzewnice regeneracyjne i sieciowe, urządzenia pompowe, ciągowe i inne

Podstawowy schemat cieplny stacji jest opracowywany zgodnie z zastosowanym cyklem termodynamicznym elektrowni i służy doborowi i optymalizacji głównych parametrów oraz kosztów płynu roboczego zainstalowanych urządzeń. PTS jest zwykle przedstawiany jako schemat pojedynczej jednostki i jednej linii. To samo wyposażenie jest tradycyjnie pokazane na schemacie raz, połączenia technologiczne o tym samym przeznaczeniu są również pokazane jako pojedyncza linia.

W przeciwieństwie do podstawowego schematu termicznego, schemat funkcjonalny (pełny lub rozszerzony) TPP zawiera wszystkie urządzenia główne i pomocnicze. Oznacza to, że pełny schemat przedstawia wszystkie jednostki i układy (robocze, rezerwowe i pomocnicze), a także rurociągi wraz z armaturą i urządzeniami zapewniającymi konwersję energii cieplnej na energię elektryczną.

Kompletny schemat określa liczbę i wymiary urządzeń głównych i pomocniczych, armatury, linii obejściowych, systemów rozruchowych i awaryjnych. Charakteryzują one niezawodność i poziom doskonałości technicznej TPP oraz przewidują możliwość jego działania we wszystkich trybach.

Ze względu na cel funkcjonalny i wpływ na niezawodność pracy bloku energetycznego lub TPP jako całości, wszystkie elementy i układy schematu funkcjonalnego można podzielić na trzy grupy.

Pierwsza grupa obejmuje elementy i układy, których awaria prowadzi do całkowitego wyłączenia bloku energetycznego (kocioł, turbina, główne rurociągi parowe wraz z armaturą, skraplacz itp.).

Ryż. 5.1. Schematy funkcjonalne i konstrukcyjne bloku energetycznego turbiny parowej: 1 - kocioł; 2 - turbina; 3 - generator elektryczny; 4 - pompy kondensatu; 5 - odpowietrznik; 6 - pompy zasilające

Do drugiej grupy należą elementy i układy, których awaria prowadzi do częściowej awarii bloku energetycznego, czyli proporcjonalnego spadku mocy elektrycznej i dostarczanego ciepła (wentylatory ciągu, pompy zasilające i kondensatu, kotły w obiegach dwublokowych itp. ).

Trzecia grupa obejmuje elementy, których awaria prowadzi do obniżenia sprawności bloku lub elektrowni bez wpływu na wytwarzanie energii elektrycznej i cieplnej (np. grzejniki regeneracyjne).

Rzetelność pracy wszystkich tych grup jest ze sobą powiązana.

Obliczanie ilościowych wskaźników niezawodności złożonych systemów technicznych, takich jak elektrownie cieplne, wymaga przygotowania schematów strukturalnych (logicznych), które w przeciwieństwie do funkcjonalnych odzwierciedlają nie fizyczne, ale logiczne połączenia.

Schematy strukturalne pozwalają określić taką liczbę lub taką kombinację uszkodzonych elementów obwodu, które prowadzą do awarii całego systemu.

Jako przykład na ryc. 5.1 przedstawia główne schematy cieplne i konstrukcyjne bloku energetycznego z turbiną parową.

Stopień szczegółowości schematu blokowego zależy od charakteru rozwiązywanych zadań. Jako elementy schematu blokowego konieczne jest wybranie takiego sprzętu lub systemu, który ma określony cel funkcjonalny i jest uważany za nierozkładalną całość, która ma dane dotyczące niezawodności.

Ilościowe wskaźniki niezawodności elektrowni cieplnych można uzyskać, obliczając znane charakterystyki niezawodnościowe elementów i funkcjonalnych schematów strukturalnych lub przetwarzając dane statystyczne dotyczące ich pracy.

W związku z tym wszystkie metody obliczania niezawodności urządzeń elektroenergetycznych TPP i ich schematów blokowych można podzielić na trzy grupy:

• Metody analityczne;
• metody statystyczne;
• metody fizyczne.

Już na wstępie widać, że głównym przedmiotem rozważań w tej części jest elektrociepłownia, jako złożony system techniczny. Do obliczenia wskaźników niezawodności takich pojazdów, z uwzględnieniem rzeczywistych warunków ich eksploatacji, stosuje się strukturalne metody obliczeń.

Dlatego w przyszłości szczególna uwaga zostanie zwrócona na analityczne metody obliczeń.

Eksploatacji kotłów energetycznych towarzyszą złożone procesy fizyko-chemiczne w układzie para-woda, gaz-powietrze, w metalu, z którego wykonane są elementy urządzeń energetycznych.

Procesy spalania, wymiany ciepła, korozji, tworzenia się osadów na powierzchniach grzewczych, zmiany właściwości i właściwości metalu w dużej mierze determinują wskaźniki niezawodności kotłów.

na ryc. 2.10 przedstawia rozkład awaryjności urządzeń kotłowych bloków energetycznych TPP. Jak widać, największe uszkodzenia urządzeń kotłowych powstają na skutek błędów eksploatacyjnych. Znaczna część awarii wynika z wad konstrukcyjnych i złej jakości napraw.

Typowymi awariami wynikającymi z wad konstrukcyjnych kotłów są duże skany termiczne na powierzchniach grzewczych, ich przyspieszone zużycie popiołu. W procesie produkcji kotłów dochodzi do naruszeń procesu gięcia, odlewania, obróbki cieplnej części wykonanych ze stali żaroodpornych i spawania.

Podczas pracy możliwe jest, że rzeczywiste właściwości węgli nie odpowiadają normatywnym, co prowadzi do odchylenia od określonych wartości objętości produktów spalania i temperatury na wylocie z pieca. Konsekwencją tego jest zakłócenie pracy części konwekcyjnej kotła oraz wzrost zużycia popiołowego rur wymiennika ciepła. Zła jakość wody i pary prowadzi do gwałtownego wzrostu osadów, wzrostu temperatury metalu rur i ich wypalenia.

Ryż. 2.10.

Wskaźnik awaryjności głównych elementów kotłów nie jest taki sam. Przykładowo klasyfikacja uszkodzeń urządzeń kotłowych bloków 300 MW przedstawia się następująco (tab. 2.1).

Tabela 2.1

Udział awarii głównych elementów kotłowni bloku 300 MW

Ze stołu. 2.1 można zauważyć, że zdecydowana większość awarii kotłowni związana jest z nieprawidłowym działaniem powierzchni grzewczych.

Niezawodność, trwałość i inne wskaźniki niezawodności samej powierzchni grzewczej zależą od charakteru i intensywności procesów spalania, wymiany ciepła, korozji, osadów i zmian właściwości metali. Ponadto częstość uszkodzeń w ogólności dla powierzchni wymiany ciepła rozkłada się dość równomiernie na charakterystycznych powierzchniach (rys. 2.11). Nieco częściej uszkadzane są sita i rurki przegrzewaczy (KPP1 i KPP2).

Eksploatujące rury osłonowe są narażone na działanie energii promieniowania, korozyjnego środowiska produktów spalania paliw, co przy niskim natężeniu cyrkulacji i naruszeniach reżimu wodnego prowadzi do ich uszkodzenia i awarii w pracy kotłów (ryc. 2.11).

Ryż. 2.11.

według elementów

Zauważalny wpływ na uszkadzalność rurek skrzyni biegów ma nierównomierne pole temperatur prowadzące do odkształceń termicznych na wysokości kanału gazowego, w którym znajduje się przegrzewacz.

Przegrzewacze ulegają również uszkodzeniu, ponieważ podczas długich okresów czasu w temperaturach powyżej 500°C struktura metalu ulega niepożądanym zmianom.

Podczas pracy kotłów na paliwo stałe zużycie kanałów gazowych przez popiół lotny następuje w wyniku uderzenia jego cząstek o powierzchnię. W rezultacie warstwa tlenku na przylegających powierzchniach pęka i rozwija się erozja. Zużycie jest najczęściej nierównomierne. Największa intensywność zużycia występuje w strefach zwiększonych prędkości oraz w przepływach o największej koncentracji popiołu.

W celu zmniejszenia zużycia popiołu prędkość spalin w kominach jest ograniczona do 7...10 m/s. Z drugiej strony, przy prędkościach poniżej 3 m/s dochodzi do znoszenia popiołu, co powoduje wzrost oporów i pogorszenie wymiany ciepła.

Na wytrzymałość spoin mają wpływ zmiany temperatury i procesy korozyjne. Najbardziej intensywna korozja występuje podczas spalania oleju opałowego o wysokiej zawartości siarki. Przetoki (ryc. 2.12) powstają w złączach spawanych stykowo z powodu niewspółosiowości rur, zakleszczenia przekroju wewnętrznego, braku przetopienia, pęknięć.

Ryż. 2.12.

z wadliwym szwem

Czas eksploatacji od rozpoczęcia eksploatacji lub remontu do powstania przetoki zależy od charakteru i wielkości usterki oraz warunków eksploatacji, jakości wody, cykliczności i amplitudy wahań obciążenia urządzenia oraz jakości montażu ekonomizer wody.

W większości przypadków, gdy dochodzi do uszkodzenia jednej rury, kolanka lub spoiny, wypływający strumień wody niszczy również sąsiednie rury. Do czasu wyłączenia i ostygnięcia kotła dochodzi do uszkodzenia kilku sąsiednich rur.

Ryż. 2.13.

Typowe dla pieców są uszkodzenia ekranów osłaniających ściany komór spalania (przegrzewacz radiacyjny i radiacyjny ekonomizer wody).

Widok uszkodzonej rury osłony przedniej pokazano na rys. 2.13.

W bębnach kotłów dochodzi do pęknięć cyklonów, blach perforowanych i żaluzjowych, łączników, które wpadając do otworów przepustów je blokują. Szybkość ruchu ośrodka parowo-wodnego na ekranach maleje, metal rur przegrzewa się i zapada.

Spawy w ekranach są uszkodzone, tworzą się przetoki.

W kotłach na ciśnienie nadkrytyczne rury przegrzewaczy promieniowych ulegają uszkodzeniu na skutek korozji wysokotemperaturowej, co prowadzi do znacznego zużycia ścianek po stronie ogrzewania ogniowego. Dzieje się tak przy dużych obciążeniach termicznych. Zniekształcenia termiczne są spowodowane nierównym polem temperatury wzdłuż wysokości przewodu kominowego.

Pełzanie i towarzyszące mu uszkodzenia rur (mikropęknięcia) występują intensywniej w zagięciach niż w rurach prostych. Powoduje to konieczność okresowej wymiany poszczególnych elementów lub całych stopni przegrzewacza.

Awarie występują również w wyniku nierównomiernego rozszerzania się rur, nierównego obciążenia ciężarem - spoiny są w złożonym stanie naprężeń.

Gwałtowne wahania obciążenia kotłów prowadzą również do występowania niedopuszczalnych naprężeń w spoinach i strefach przyspawalnych, powodując powstawanie pęknięć, pęknięć elementów złącznych i rur.

Uszkodzenia bębnów i rurociągów

Korpusy kotłów i nieogrzewane łuki rurowe mają szczególne znaczenie w zapewnieniu niezawodności kotłów. Mimo że dużą wagę przywiązuje się do niezawodności bębnów podczas projektowania, produkcji, eksploatacji i napraw, często ulegają one uszkodzeniom, co prowadzi do długich przestojów kotłów.

Ryż. 2.14.

Są to pęknięcia zlokalizowane w strefie otworów rurowych, w metalu cylindrycznej części bębna, na wewnętrznej powierzchni dennic, w strefie wpływu ciepła zgrzewania urządzeń wewnątrzbębnowych do obudów (ryc. 2.14), a także wady głównych szwów obwodowych i podłużnych.

Główną przyczyną powstawania uszkodzeń jest przekroczenie granicy plastyczności materiału przez działające naprężenia, prowadzące do pojawienia się trwałych odkształceń. Zwiększone naprężenia powstają z powodu różnicy temperatur wzdłuż grubości ścianki wzdłuż obwodu i wzdłuż długości bębna.

Szczególne znaczenie mają w tym przypadku cykliczne zmiany ciepła na powierzchniowych warstwach metalu po wewnętrznej stronie ścianek podczas nagłych zmian temperatury. Te niestacjonarne tryby pracy kotła są szczególnie niebezpieczne podczas uruchamiania i zatrzymywania.

Powstawaniu pęknięć sprzyja działanie korozyjnej wody kotłowej na metal. Wzmaga procesy korozyjno-zmęczeniowe w metalu bębnów.

Najgroźniejsze defekty w spoinach głównych - stwarzają niebezpieczeństwo poważnych uszkodzeń. Częściej niż inne pęknięcia wzdłużne i poprzeczne występują w spoinie na wewnętrznej powierzchni. Obserwuje się brak penetracji, wtrącenia żużla, muszle, pory.

Głębokość pęknięć jest różna, ale zdarzają się przypadki, gdy w ciągu 1 roku osiągnęła 70% grubości.

Na rurociągach najczęściej dochodzi do uszkodzeń zagięć. W tym miejscu dochodzi do uszkodzeń spowodowanych korozją i zmęczeniem. Niewystarczająca kompensacja wydłużeń termicznych powoduje wzrost naprężeń.

Łuki rurociągów zasilających, spustowych i parowych są kruche, łuki rurociągów pary przegrzanej pracujące w warunkach pełzania ulegają deformacji podczas niszczenia.

Artykuł został przygotowany na podstawie materiałów zbioru sprawozdań VI Międzynarodowej Konferencji Naukowo-Technicznej „Teoretyczne Podstawy Zaopatrzenia w Ciepło i Gazy oraz Wentylacji” NRU MGSU.

Analiza działania systemów zaopatrzenia w ciepło przeprowadzona przez pracowników Laboratorium Badawczego „Systemy i instalacje ciepłownicze i elektroenergetyczne” (NIL TESU) UlSTU w wielu rosyjskich miastach wykazała, że ​​​​ze względu na wysoki stopień fizycznego i przestarzałego sieci ciepłowniczych i głównych urządzeń źródeł ciepła, niezawodność systemów stale spada. Potwierdzają to dane statystyczne, na przykład liczba uszkodzeń podczas testów hydraulicznych w sieciach cieplnych miasta Uljanowsk wzrosła 3,5 razy w ciągu ośmiu lat. W niektórych miastach (Sankt Petersburg, Samara itp.) Podczas utrzymywania wysokich temperatur i ciśnień w sieciach grzewczych wystąpiły poważne awarie głównych rurociągów ciepłowniczych, dlatego nawet przy silnych mrozach temperatura chłodziwa na wylocie z źródło ciepła nie zostanie podniesione powyżej 90-110°C, wówczas istnieją źródła ciepła, które zmuszone są do pracy z systematycznym przechłodzeniem wody sieciowej do temperatury normalnej („przegrzanie”).

Niewystarczające nakłady organizacji ciepłowniczych na remonty i remonty sieci ciepłowniczych oraz urządzeń źródła ciepła prowadzą do znacznego wzrostu liczby uszkodzeń oraz do wzrostu liczby awarii scentralizowanych systemów ciepłowniczych. Tymczasem miejskie systemy ciepłownicze są systemami podtrzymywania życia, a ich awaria prowadzi do nieakceptowalnych dla człowieka zmian mikroklimatu budynków. W takich warunkach projektanci i wykonawcy w wielu miastach rezygnują z dostarczania ciepła do nowych osiedli mieszkaniowych i przewidują tam budowę lokalnych źródeł ciepła: kotłów dachowych, blokowych lub indywidualnych kotłów do ogrzewania mieszkań.

Jednocześnie ustawa federalna nr 190-FZ „O zaopatrzeniu w ciepło” przewiduje priorytetowe wykorzystanie sieci ciepłowniczej, czyli połączone wytwarzanie energii elektrycznej i cieplnej w celu organizacji zaopatrzenia w ciepło w miastach. Pomimo faktu, że zdecentralizowane systemy zaopatrzenia w ciepło nie mają zalet termodynamicznych systemów grzewczych, ich atrakcyjność ekonomiczna jest dziś wyższa niż scentralizowana z CHP.

Jednocześnie zapewnienie określonego poziomu niezawodności i efektywności energetycznej dostaw ciepła do odbiorców jest jednym z głównych wymagań obowiązujących przy wyborze i projektowaniu systemów grzewczych zgodnie z ustawą federalną nr 190-FZ „O zaopatrzeniu w ciepło” i SNiP 41-02-2003 „Sieci ciepłownicze”. Normatywny poziom niezawodności określają trzy kryteria: prawdopodobieństwo bezawaryjnej pracy, dostępność (jakość) dostaw ciepła oraz przeżywalność.

Niezawodność systemów zaopatrzenia w ciepło można poprawić albo poprzez poprawę jakości elementów, z których się składają, albo poprzez redundancję. Główną cechą wyróżniającą system nieredundantny jest to, że awaria któregokolwiek z jego elementów prowadzi do awarii całego systemu, podczas gdy w systemie redundantnym prawdopodobieństwo wystąpienia takiego zjawiska jest znacznie zmniejszone. W systemach zaopatrzenia w ciepło jednym ze sposobów na redundancję funkcjonalną jest wspólna praca różnych źródeł ciepła.

W celu poprawy niezawodności i efektywności energetycznej systemów zaopatrzenia w ciepło firma NIL TESU UlSTU stworzyła technologie pracy skojarzonych systemów ciepłowniczych ze scentralizowanymi głównymi i lokalnymi szczytowymi źródłami ciepła, które łączą w sobie elementy konstrukcyjne scentralizowanych i zdecentralizowanych systemów zaopatrzenia w ciepło.

na ryc. Rysunek 1 przedstawia schemat blokowy skojarzonego systemu ciepłowniczego z szeregowym połączeniem scentralizowanych głównych i lokalnych szczytowych źródeł ciepła. W takim systemie zaopatrzenia w ciepło elektrociepłownia będzie pracować z maksymalną wydajnością przy współczynniku dostarczania ciepła równym 1,0, ponieważ całe obciążenie cieplne jest dostarczane przez odprowadzanie ciepła z pary turbinowej do podgrzewaczy sieciowych. Jednak system ten zapewnia jedynie rezerwę źródła ciepła i wzrost jakości dostarczania ciepła dzięki lokalnej regulacji obciążenia cieplnego. Możliwości zwiększenia niezawodności i efektywności energetycznej systemu grzewczego w tym rozwiązaniu nie są w pełni wykorzystywane.

W celu wyeliminowania mankamentów dotychczasowego systemu i dalszego udoskonalania technologii skojarzonego zaopatrzenia w ciepło proponuje się skojarzone systemy grzewcze z równoległym włączeniem scentralizowanych i lokalnych szczytowych źródeł ciepła, które w przypadku spadku ciśnienia lub temperatury poniżej zadanego poziomu umożliwiają hydrauliczne odcięcie lokalnych systemów zaopatrzenia w ciepło od scentralizowanego. Zmiana szczytowego obciążenia cieplnego w takich systemach odbywa się poprzez lokalną regulację ilościową dla każdego z abonentów poprzez zmianę zużycia wody sieciowej krążącej przez autonomiczne szczytowe źródła ciepła oraz lokalne systemy abonenckie. W sytuacjach awaryjnych jako podstawowe można wykorzystać lokalne szczytowe źródło ciepła, a obieg wody sieciowej i lokalnego systemu ciepłowniczego przez nie realizowany jest za pomocą pompy obiegowej. Analizę niezawodności systemów zaopatrzenia w ciepło przeprowadza się z punktu widzenia ich zdolności do wykonywania określonych funkcji. Zdolność systemu grzewczego do wykonywania określonych funkcji jest określona przez jego stany z odpowiednimi poziomami mocy, wydajności itp. W związku z tym konieczne jest rozróżnienie między stanem zdrowym, częściową awarią i całkowitą awarią systemu jako całości.

Firma NIL TESU UlSTU stworzyła technologie obsługi systemów kogeneracji ze scentralizowanymi głównymi i lokalnymi szczytowymi źródłami ciepła

Pojęcie awarii ma kluczowe znaczenie dla oceny niezawodności systemu zaopatrzenia w ciepło. Biorąc pod uwagę fakt, że elektrownie i systemy ciepłownicze są obiektami odzyskiwalnymi, awarie elementów, zespołów i systemów należy podzielić na awarie eksploatacyjne i awarie eksploatacyjne. Pierwsza kategoria awarii związana jest z przejściem elementu lub systemu w chwili t ze stanu zdatnego do stanu niesprawnego (lub częściowo niesprawnego). Awarie funkcjonowania wynikają z faktu, że system w danym czasie t nie zapewnia (lub częściowo nie zapewnia) poziomu dostawy ciepła określonego przez odbiorcę. Oczywiste jest, że awaria działania elementu lub systemu nie oznacza awarii funkcjonowania. I odwrotnie, awaria działania może wystąpić nawet w przypadku, gdy awaria funkcjonalności nie wystąpiła. Mając to na uwadze, dokonywany jest wybór wskaźników niezawodności systemu.

Znane wskaźniki mogą służyć jako indywidualne wskaźniki niezawodności elementów lub systemów zaopatrzenia w ciepło jako całości: λ(τ) to intensywność (parametr przepływu awarii) awarii; μ(τ) to intensywność regeneracji; P(τ) jest prawdopodobieństwem bezawaryjnej pracy w okresie czasu τ; F(τ) jest prawdopodobieństwem powrotu do zdrowia w okresie czasu τ .

Porównajmy niezawodność systemów elektrociepłowniczych tradycyjnych i kogeneracyjnych przy tym samym obciążeniu cieplnym 418,7 MW, z czego obciążenie podstawowe 203,1 MW zapewnia elektrociepłownia z turbiną T-100-130 (zużycie wody sieciowej 1250 kg /s), a szczytowe obciążenie wynosi 215,6 MW szczytowych źródeł ciepła. Elektrociepłownię i odbiorcę łączy dwururowa sieć ciepłownicza o długości 10 km. W tradycyjnym systemie ciepłowniczym całość obciążenia cieplnego jest dostarczana przez kogenerację. W jednym połączonym systemie szczytowe źródło ciepła jest instalowane szeregowo ze scentralizowanym (ryc. 1), w drugim - równolegle (ryc. 2).

W kotłowni odbiorcy zainstalowane są trzy kotły wodne, w tym jeden jako rezerwowy.

Jak widać z rys. 1 i 2, każdy system grzewczy jest złożoną strukturą. Obliczenie wskaźników niezawodności takich systemów wielofunkcyjnych jest zadaniem dość czasochłonnym. Dlatego do obliczania wskaźników niezawodności takich systemów stosuje się metodę dekompozycji, zgodnie z którą model matematyczny do obliczania wskaźników niezawodności systemu dzieli się na szereg podmodeli. Podział ten dokonywany jest według cech technologicznych i funkcjonalnych. Zgodnie z tym w systemie ciepłowniczym przydzielane jest główne źródło ciepła (CHP), system transportu ciepła z EC do odbiorców, zdecentralizowane szczytowe źródło ciepła oraz system sieci dystrybucyjnej na pokrycie obciążeń grzewczych. Takie podejście pozwala na niezależne obliczanie wskaźników niezawodności dla poszczególnych podsystemów. Obliczenia wskaźników niezawodności całego systemu grzewczego przeprowadza się jak dla struktury szeregów równoległych.

Z punktu widzenia niezawodności zespół ciepłowniczy elektrociepłowni jest złożoną strukturą połączonych szeregowo elementów: zespołu kotłowego, turbiny i ciepłowni. Dla takiego schematu blokowego awaria jednej z jednostek prowadzi do awarii całej instalacji. Dlatego współczynnik dyspozycyjności urządzenia grzewczego określa wzór:

Gdzie k d CHP, k gk, k g t i k rtu to współczynniki dyspozycyjności odpowiednio całej elektrociepłowni, bloku kotłowego, turbiny i ciepłowni.

Stacjonarne wartości współczynnika dyspozycyjności k r dla odpowiednich elementów obwodu są określane w zależności od intensywności uzupełnień }