Современное энергетическое предприятие (тепловая электростанция, котельная и т. п.) представляет собой сложную техническую систему, состоящую из отдельных установок, объединенных вспомогательными технологическими связями.

Примером такой технической системы является принципиальная тепловая схема (ПТС) тепловой электростанции, включающая широкий перечень основного и вспомогательного оборудования (рис. 5.1): парогенератор (паровой котел), турбина, конденсационная установка, деаэратор, регенеративные и сетевые подогреватели, насосное и тягодутьевое оборудование и др.

Принципиальная тепловая схема станции разрабатывается в соответствии с используемым термодинамическим циклом энергетической установки и служит для выбора и оптимизации основных параметров и расходов рабочего тела устанавливаемого оборудования. ПТС изображается обычно как одноагрегатная и однолинейная схема. Одинаковое оборудование изображается на схеме условно один раз, технологические связи одинакового назначения также показывают в виде одной линии.

В отличие от принципиальной тепловой схемы функциональная (полная или развернутая) схема ТЭС содержит все основное и вспомогательное оборудование. То есть на полной схеме показываются все агрегаты и системы (рабочие, резервные и вспомогательные), а также трубопроводы с арматурой и устройствами, обеспечивающими превращение тепловой энергии в электрическую.

Полная схема определяет количество и типоразмеры основного и вспомогательного оборудования, арматуры, байпасных линий, пусковых и аварийных систем. Она характеризуют надежность и уровень технического совершенства ТЭС и предусматривают возможность ее работы на всех режимах.

По функциональному назначению и влиянию на надежность работы энергоблока или ТЭС в целом все элементы и системы функциональной схемы можно разделить на три группы.

К первой группе относят элементы и системы, отказ которых приводит к полному останову энергоблока (котел, турбина, главные паропроводы с их арматурой, конденсатор и др.).

Рис. 5.1. Функциональная и структурная схемы паротурбинного энергоблока: 1 - котел; 2 - турбина; 3 - электрогенератор; 4 - конденсатные насосы; 5 - деаэратор; 6 - питательные насосы

Во вторую группу включают элементы и системы, отказ которых приводит к частичному отказу энергоблока, т. е. пропорциональному уменьшению электрической мощности и отпускаемой теплоты (тягодутьевые машины, питательные и конденсатные насосы, котлы в дубль- б л очных схемах и др.).

В третью группу включают элементы, отказ которых приводит к понижению экономичности энергоблока или электростанции без ущерба выработки электрической и тепловой энергии (например, регенеративные подогреватели).

Надежность работы всех указанных групп оказывается взаимосвязанной.

Расчет количественных показателей надежности сложных технических систем, какими являются ТЭС, требует составления структурных (логических) схем, которые в отличие от функциональных отражают не физические, а логические связи.

Структурные схемы позволяют определить такое количество или такую комбинацию отказавших элементов схемы, которые приводят к отказу всей системы.

В качестве примера на рис. 5.1 приведены принципиальная тепловая и структурная схемы паротурбинного энергоблока.

Степень детализации структурной схемы определяется характером решаемых задач. В качестве элементов структурной схемы необходимо выбирать такое оборудование или систему, которые имеют определенное функциональное назначение и рассматриваются как неразложимое целое, имеющее данные по надежности.

Количественные показатели надежности тепловых электростанций могут быть получены путем расчета по известным характеристикам надежности элементов и функционально-структурным схемам или путем обработки статистических данных по их эксплуатации.

Соответственно все методы расчета надежности теплоэнергетического оборудования ТЭС и их структурных схем можно разбить на три группы:

• аналитические методы;
• статистические методы;
• физические методы.

Из вводной части уже понятно, что основным объектом рассмотрения в этом разделе является тепловая электрическая станция, как сложная техническая система. Для расчета показателей надежности подобных ТС с учётом реальных условий их эксплуатации при используются структурные методы расчёта.

Поэтому особое внимание в дальнейшем будет уделено именно аналитическим методам расчета.

Статья подготовлена на основе материалов сборника докладов VI Международной научно-технической конференции «Теоретические основы теплогазоснабжения и вентиляции» НИУ МГСУ.

Анализ работы систем теплоснабжения, проведённый сотрудниками научно-исследовательской лаборатории «Теплоэнергетические системы и установки» (НИЛ ТЭСУ) УлГТУ в ряде городов России, показал, что в связи с высокой степенью физического и морального износа тепловых сетей и основного оборудования теплоисточников надёжность систем постоянно снижается. Это подтверждается статистическими данными, например, число повреждений при проведении гидравлических испытаний в тепловых сетях города Ульяновска за восемь лет выросло в 3,5 раза . В некоторых городах (Санкт-Петербург, Самара и др.) произошли крупные аварии магистральных теплопроводов во время поддержания в теплосетях высоких температур и давлений, поэтому даже в сильные морозы температуру теплоносителя на выходе из теплоисточника не поднимают выше значений 90-110 °C, то есть теплоисточники вынуждены работать с систематическим недогревом сетевой воды до нормативной температуры («недотопом») .

Недостаточные затраты теплоснабжающих организаций на реновацию и капитальные ремонты тепловых сетей и оборудования теплоисточников приводят к существенному увеличению числа повреждений и к росту количества отказов централизованных систем теплоснабжения. Между тем, городские системы теплоснабжения относятся к системам жизнеобеспечения, и их отказ ведёт к недопустимым для человека изменениям микроклимата зданий. В таких условиях проектировщики и строители в ряде городов отказываются от теплофикации новых жилых районов и предусматривают там строительство местных теплоисточников: крышных, блочных котельных или индивидуальных котлов при поквартирном отоплении.

В то же время, федеральным законом №190-ФЗ «О теплоснабжении» предусматривается приоритетное использование теплофикации, то есть комбинированной выработки электрической и тепловой энергии для организации теплоснабжения в городах. Несмотря на то, что децентрализованные системы теплоснабжения не обладают термодинамическими преимуществами теплофикационных систем, их экономическая привлекательность сегодня выше, чем централизованных от ТЭЦ .

В то же время обеспечение заданного уровня надёжности и энергетической эффективности теплоснабжения потребителей является одним из основных требований, которые предъявляются при выборе и проектировании теплофикационных систем согласно федеральному закону №190-ФЗ «О теплоснабжении» и СНиП 41-02-2003 «Тепловые сети» . Нормативный уровень надёжности определяется тремя следующими критериями: вероятностью безотказной работы, готовностью (качеством) теплоснабжения и живучестью.

Надёжность систем теплоснабжения можно повысить либо за счёт повышения качества элементов, из которых они состоят, либо за счёт резервирования. Главной отличительной особенностью нерезервированной системы является то, что отказ любого её элемента приводит к отказу всей системы, а у резервированной системы вероятность такого явления существенно снижается. В системах теплоснабжения одним из способов функционального резервирования является совместная работа различных источников теплоты .

С целью повышения надёжности и энергетической эффективности систем теплоснабжения в НИЛ ТЭСУ УлГТУ созданы технологии работы комбинированных теплофикационных систем с централизованными основными и местными пиковыми теплоисточниками, которые объединяют в себе структурные элементы централизованных и децентрализованных систем теплоснабжения .

На рис. 1 показана структурная схема комбинированной теплофикационной системы с последовательным включением централизованных основных и местных пиковых теплоисточников . В такой системе теплоснабжения ТЭЦ будет работать с максимальной эффективностью при коэффициенте теплофикации, равном 1,0, поскольку вся тепловая нагрузка обеспечивается за счёт теплофикационных отборов пара турбин на сетевые подогреватели. Однако эта система обеспечивает лишь резервирование теплоисточника и повышение качества теплоснабжения за счёт местного регулирования тепловой нагрузки. Возможности повышения надёжности и энергетической эффективности теплофикационной системы в этом решении использованы не в полной мере.

Для устранения недостатков предыдущей системы и дальнейшего совершенствования технологий комбинированного теплоснабжения предложены комбинированные теплофикационные системы, с параллельным включением централизованных и местных пиковых теплоисточников , которые при понижении давления или температуры ниже установленного уровня позволяют гидравлически изолировать местные системы теплоснабжения от централизованной. Изменение пиковой тепловой нагрузки в таких системах производится путём местного количественного регулирования у каждого из абонентов за счёт изменения расхода сетевой воды, циркулирующей через автономные пиковые источники теплоты и местные системы абонентов. При аварийной ситуации местный пиковый источник теплоты может использоваться в качестве базового, и циркуляция сетевой воды через него и местную систему теплоснабжения осуществляется с помощью циркуляционного насоса. Анализ надёжности систем теплоснабжения проводят с позиций способности выполнения ими заданных функций. Способность теплофикационной системы выполнять заданные функции определяется её состояниями с соответствующими уровнями мощности, производительности и т.д. В связи с этим необходимо различать работоспособное состояние, частичный отказ и полный отказ системы в целом.

В НИЛ ТЭСУ УлГТУ созданы технологии работы комбинированных теплофикационных систем с централизованными основными и местными пиковыми теплоисточниками

Понятие отказа является главным при оценке надёжности системы теплоснабжения. Учитывая то обстоятельство, что теплоэнергетические установки и системы являются восстанавливаемыми объектами, отказы элементов, агрегатов и систем следует делить на отказы работоспособности и отказы функционирования. Первая категория отказов связана с переходом элемента или системы в момент времени т из работоспособного состояния в неработоспособное (или частично неработоспособное). Отказы функционирования связаны с тем, что система в данный момент времени т не обеспечивает (или частично не обеспечивает) заданный потребителем уровень теплоснабжения. Очевидно, что отказ работоспособности элемента или системы не означает отказ функционирования. И, наоборот, отказ функционирования может произойти и в том случае, когда отказа работоспособности не произошло. С учётом этого производят выбор показателей надёжности систем.

В качестве единичных показателей надёжности элементов или систем теплоснабжения в целом могут быть использованы известные показатели: λ(τ) — интенсивность (параметр потока отказов) отказов; μ(τ) — интенсивность восстановлений; P (τ) — вероятность безотказной работы в течение периода времени τ; F (τ) — вероятность восстановления за период времени τ .

Сравним надёжность традиционной и комбинированных теплофикационных систем с одинаковой тепловой нагрузкой 418,7 МВт, из которых базовая нагрузка в размере 203,1 МВт обеспечивается на ТЭЦ с турбиной Т-100-130 (расход сетевой воды 1250 кг/с), а пиковая нагрузка в размере 215,6 МВт пиковыми теплоисточниками. ТЭЦ и потребитель связаны двухтрубной тепловой сетью протяжённостью 10 км . В традиционной теплофикационной системе вся тепловая нагрузка обеспечивается на ТЭЦ. В одной комбинированной системе пиковый теплоисточник установлен последовательно централизованному (рис. 1), в другой — параллельно (рис. 2).

В котельной у потребителя устанавливается три водогрейных котла, один из которых резервный.

Как видно из рис. 1 и 2, любая теплофикационная система представляет собой сложную структуру. Расчёт показателей надёжности таких многофункциональных систем является достаточно трудоёмкой задачей. Поэтому для расчёта показателей надёжности таких систем используют метод декомпозиции, в соответствии с которым математическая модель расчёта показателей надёжности системы делится на ряд подмоделей. Это деление осуществляется по технологическому и функциональному признакам. В соответствии с этим в теплофикационной системе выделены основной теплоисточник (ТЭЦ), система транспорта теплоты от ТЭЦ к потребителям, децентрализованный пиковый источник теплоты и система распределительных сетей для покрытия отопительных нагрузок. Такой подход позволяет проводить расчёт показателей надёжности для отдельных подсистем независимо. Расчёт показателей надёжности всей теплофикационной системы осуществляется как для параллельно-последовательной структуры .

Теплофикационный блок ТЭЦ с точки зрения надёжности представляет собой сложную структуру последовательно соединённых элементов: котлоагрегата, турбины, теплофикационной установки. Для такой структурной схемы отказ одного из агрегатов приводит к отказу всей установки. Поэтому коэффициент готовности теплофикационного блока определится по формуле:

где k г ТЭЦ, k г к, k г т и k г ту — коэффициенты готовности всей ТЭЦ, котлоагрегата, турбины и теплофикационной установки, соответственно .

Стационарные значения коэффициента готовности k г для соответствующих элементов схемы определяются в зависимости от интенсивности восстановлений }