Перспектива збільшення економічності Зуєвської теплової електростанції за допомогою вибору оптимального режиму роботи енергоблоку

До однієї з головних причин можна віднести використання в трубках конденсатора, на Зуєвській ТЕС, матеріалу з меншими теплопередаючими якостями, що погіршує теплообмін у конденсаторі й підвищує тим самим кінцевий тиск у ньому. Тому потрібно приділяти особливу увагу заміні трубок у конденсаторі на тих блоках, де використаються трубки з малими теплопередаючими властивостями.

4. Дослідження параметрів роботи низькопотенційного комплексу

4.1 Сполука, структура й призначення НПК

Низькопотенійний комплекс (НПК) ТЕС і АЕС, схема якого наведена на мал.4.1, є одним з найважливіших технологічних ланок електростанцій[8].

Мал. 4.1 Схема НПК ТЕС і АЕС із індивідуальною системою технічного водопостачання.

До складу низькопотенційного комплексу сучасних електростанцій прийнято включати [8,26]:

– конденсаційні установки пари (2), що включають в себе конденсатні насоси (3), пристрої (ежектори) (4) з охолоджувачами (5), підігрівник низького тиску (6);

– системи технічного водопостачання (СТВ), що включають джерела водопостачання й прохолоджують пристрої (8) (водойми, градирні, бризкальні установки або їхні комбінації), циркуляційні насоси (10), трубопроводи охолодної води (11), фільтри циркуляційної води (9) і систему водоводів (падаючих і скидних);

– останні щаблі або частини циліндрів низького тиску турбін з робочими дисками (7) і вихлопних патрубків для пари, що відробило (1);

– підігрівники низького тиску (ПНТ-1) систем регенеративного підігріву живильної води;

– регулюючу, запірну й вимірювальну апаратури.

У завдання НПК входить створення й забезпечення необхідного кінцевого тиску пари в турбіні Рк, при високій надійності, довговічності, економічності й екологічній чистоті. Крім цього, НПК може здійснювати: прийом скида через БРОУ пари; прийом дренажів з регенеративних і мережних підігрівників; підігріви мережної води на ТЕЦ; деаерацію основного конденсату й т.п.[31]

4.2 Вплив режимів роботи НПК на ефективність роботи енергоблоку

Найбільш істотний зв'язок НПК із енергоблоком здійснюється через кінцеві параметри пари (Рк, tк) і витрата електроенергії на привод насосів комплексу, тобто НПК впливає на економічність ТЕС, впливаючи на їх КПД[8]:

, (4.1)

де - КПД турбоустановки;

- абсолютний внутрішній КПД турбіни (4.2)

h=f (P_K), h^/=f (P_K) - ентальпія пари, що відробило, і його конденсату.

Як видно з вираження (5.1), кінцевий тиск впливає на КПД турбоустановки й витрату електроенергії на власні потреби електростанції . Сумарна величина втрат розташовуваної енергії в НПК для енергоблоків ТЕС потужністю 300-1200 МВт становить 7-8 % для систем водопостачання з водоймами-охолоджувачами й випарними градирнями й 8-10% для систем з радіаторними й сухими градирнями [23].

Оскільки в області НПК пар у проточній частині турбіни має низький потенціал, то оцінювати вплив зміни термодинамічних параметрів енергоносіїв на показники роботи ТЕС прийнято по впливі його на зміну потужності відсіку турбіни, розташованого між останнім регенеративним відбором і вихлопним патрубком, або останнього щабля турбіни (?N_К). При цьому, беручи до уваги складність НПК і взаємозалежність його елементів, необхідно враховувати вплив зміни Р_к не тільки на N_к, але й на перерозподіл потоків енергії в цих елементах. Т. е. зміна тиску Р_к приведе до зміни: потужності електроприводів циркуляційних (N_цн) і конденсатних (N_кн) насосів; витрати пари, води або електроенергії на привод пристроїв (N_эж); витрати пари (Д_нд) у ПНТ-1, внаслідок зміни температури конденсату t_К і, внаслідок, цього до зміни потужності між останнім відбором і вихлопним патрубком (N_нд). Для випадку, коли за якимись причинами, тиск у конденсаторі зростає (+Р_К), рівняння енергетичного балансу буде мати вигляд:

N_кп=-N_к+N_цн+N_кн+N_эж+N_нд , (4.3)

т. е. оптимальному значенню тиску пари в конденсаторі Р_к=орt буде відповідати мінімальне зниження вироблення енергії, тобто -N_КП =min. Ця справедливо також при Q₀ = const. Отже, як критерій економічності НПК може бути прийняте значення збільшення вироблення потужності відсіку турбіни ?N_КП.[26]

4.3 Дослідження факторів, що впливають на роботу НПК і енергоблоку.

4.3.1 Вплив зміни кінцевого тиску на роботу турбіни

Тиск за останнім щаблем може змінюватися в досить широких межах за рахунок зміни парового навантаження, забруднення трубок конденсатора, погіршення повітряної щільності вакуумної системи, зміни кількості й температури охолодної води й внаслідок інших причин, що впливають на режими роботи конденсаційної установки, що приводить до зміни потужності турбіни, а, отже, і блоку в цілому. Для більшості турбін середніх параметрів зміна тиску в конденсаторі на ±0,98*10^-3 МПа приводить для всіх навантажень до зміни потужності приблизно на ± 1% номінальній потужності.

При підвищенні тиску в конденсаторі тепловий перепад на турбіну зменшується, причому це зменшення перепаду доводиться на кілька останніх щаблів. Напруги в цих щаблях зменшуються, зате збільшуються ступені реактивності. При невеликому збільшенні протитиску зміна реактивності не може викликати значного збільшення осьового зусилля. При роботі ж з різко погіршеним вакуумом можуть виникнути побоювання за надійність завзятого підшипника турбіни. Поряд із цим при значному погіршенні вакууму збільшується температура вихлопного патрубка турбіни, що може викликати расцентровку агрегату й поява неприпустимої вібрації.[18,29]

4.3.2 Повітряна щільність конденсатора

Одним із джерел зниження вакууму в конденсаторі - збільшення кількості повітря.

Повітря й інші гази, що не конденсуються, попадають у конденсатор двома шляхами: з пором і через нещільності вакуумної системи турбіни. Кількість газів, що не конденсуються, вступників у конденсатор з пором, невелике й становить величину порядку декількох відсотків від загальної кількості, що видаляє з конденсатора повітря. Таким чином, основна кількість газів, що видаляє з конденсатора, становить повітря, що проникає через нещільності елементів турбоустановки, що перебувають під розрідженням.

При значному зниженні парового навантаження величина присоса повітря, як правило, збільшується, оскільки під розрідженням виявляються всі нові ділянки корпуса турбіни й регенеративної системи.[36]

Проникнення повітря у вакуумну систему турбіни погіршує роботу конденсатора, викликаючи цілий ряд небажаних явищ. Насамперед повітря істотно погіршує коефіцієнт тепловіддачі від пари, що конденсується, до стінки конденсаторних трубок, зменшуючи тим самим загальний коефіцієнт теплопередачі в конденсаторі. Значні присоси повітря можуть викликати перевантаження пристроїв і погіршення вакууму із цієї причини.[23]

4.3.3 Переохолодження й киснєзміст конденсату

Переохолодженням конденсату називається різниця між температурою насичення пари при тиску в горловині конденсатора й температурою конденсату в усмоктувальному патрубку конденсатного насоса.

Переохолодження конденсату погіршує економічність установки, оскільки збільшується втрата тепла з охолодною водою й виникає необхідність у додатковому підігріві живильної води за рахунок пари з регенеративних відборів. Переохолодження конденсату погіршує деаерацію конденсату в конденсаторі, що може з'явитися причиною значного заряджання живильної води корозійно-активними газами.[36]

Підвищення змісту кисню в конденсаторі збільшує корозію водяного тракту від конденсатора до деаераційної установки. Киснева корозія конструктивний металів живильного тракту, крім руйнування металу, викликає замет поверхонь нагрівання казана й проточної частини турбіни окислами заліза, міді й ін. сполуками, що серйозно ускладнює експлуатацію основного встаткування й у ряді випадків приводить до аварійних положень. Джерелами зараження конденсату киснем можуть бути нещільності зварених сполук конденсатозбірника, у фланцевих сполуках конденсатотпроводів, у чепцевих ущільненнях насосів і вакуумних засувок, корпусів насосів, що перебувають під розрядженням.[29]

4.3.4 Забруднення конденсатора

Із усього різноманіття проблем, що виникають у процесі експлуатації конденсаторів одна з основних - відкладення на стінках трубок трубного пучка, що утворяться в процесі руху по них охолодної води.

Забруднення конденсаторів з водяної сторони є найбільш частою причиною погіршення вакууму.

Забруднення трубок конденсаторів, особливо відкладення на їхній внутрішній поверхні, омиваною охолодною водою, а також забивання трубних дощок і трубок з боку входу води більшими предметами приводять до погіршення теплотехнічних показників роботи конденсаторів - коефіцієнта теплопередачі, температурного напору й тиску пари, що відробило, у порівнянні з їхніми значеннями для відповідних режимних умов по нормативних характеристиках.

Характер і інтенсивність забруднення внутрішньої поверхні конденсаторних труб і пов'язані із цим порушення їхньої роботи залежать від багатьох факторів, до яких ставиться фізико-хімічна сполука охолодної води, її біологічні особливості, конструкція конденсатора й режим його роботи (швидкість руху води в трубках, температурний перепад і т.д.) і корозійна стійкість конденсаторних труб. Можливо випадкове влучення сторонніх предметів, а також змивання й віднесення з потоком охолодної води елементів конструкцій на циркуляційних насосів після обертових сіток [23].

За своїм характером забруднення можуть бути розбиті на три групи: а) механічні; б) біологічні; в) сольові.

Механічні й біологічні забруднення охолодних трубок і трубних дощок конденсатора приводять до:

– повільному або застійному плину охолодної води в трубках через їхнє часткове забивання;

– руйнуванню захисного окісного шару з наступною крапковою корозією мідних сплавів;

– підвищенню місцевої швидкості води на ділянці, де застрягли великі частки, з виникненням швидко прогресуючої ерозії мідних сплавів;

– виразкової корозії трубних дощок через волокнисті забруднення, трави;

– зменшенню охолодної поверхні конденсатора через повне забивання охолодних трубок;

– збільшенню втрати тиску в конденсаторі через забивання, що прохолоджують трубок.

Наслідку сольових забруднень охолодних трубок проявляються в основному в:

- прискорення корозії трубок;

- зменшенні прохідного перетину трубок, що веде до скорочення витрати охолодної води й підвищенню втрати тиску у водяному тракті конденсатора ;

- погіршення теплообміну.[29]

4.4 Профілактично - оперативна діагностика

4.4.1 Інформація про відмову

Відмовою, відповідно до теорії надійності, прийнято вважати - порушення працездатності технічного об'єкта внаслідок неприпустимої зміни його параметрів або властивостей під впливом внутрішніх фізико-хімічних процесів і зовнішніх механічних, кліматичних або інших впливів.

У процесі експлуатації енергоблоків у системі НПК можуть виникати часткові й повні відмови. Повні відмови звичайно відносять до аварій. Часткові відмови в основному характеризуються поломками, які може локалізувати експлуатаційний персонал. Причини часткових відмов можна класифікувати на об'єктивні й суб'єктивні. До об'єктивних причин можна відносити зміна погодних умов (зміна t _{нар. возд ,} збільшення барометричного тиску, зледеніння в системі водопостачання, старіння встаткування й т.д.). До суб'єктивних - часткові відмови з вини експлуатаційного персоналу, ремонтників, монтажників і т.п. (погіршення характеристик насосів і ежекторів, забруднення поверхонь нагрівання й охолодження й т.п.).

Природно, перша група відмов - часткові відмови - у більшості випадків може бути попереджена персоналом станції.

При виникненні часткових відмов завдання експлуатаційного персоналу полягає не тільки в недопущенні розвитку відмови ( із часткового в повен ) , але й у продовження вироблення енергії при високих техніко-економічних показниках, надійності, безпеці й дотриманні вимог екології.[31]

4.4.2 Виявлення відмови

Для виявлення відмов можуть бути використані: штатні прилади й засоби контролю параметрів; непрямі виміри; порівняння з характеристиками й деякі інші способи.

Задаються питомі техніко-економічні показники резервів енергосистеми - аварійного, ремонтний і режимного, що забезпечують заданий рівень надійності енергопостачання.

Джерелом одержання даних про розподіли ресурсів деталей і елементів устаткування комплексу можуть бути:

1) дані експлуатації (для аналогічних умов застосування);

2) експертні оцінки;

3) імовірнісні моделі процесів руйнування, що використають розрахунки й дані міцності або ресурсних випробувань.

При роботі конденсаційної установки виробляється періодична перевірка щільності вакуумної системи із установленням присосів повітря, при нормальному навантаженні не повинні перевищувати 30 кг/годину.

Контроль ведеться за:

- гідравлічною щільністю конденсатора за допомогою хімічного аналізу основного конденсату;

- величиною нагрівання охолодної (цирк води) водою, що повинна бути 7-9 ⁰С;

- температурою й тиском цирк. води на вході в конденсатор;

- вакуумом у конденсаторі;

- нормальною роботою основних ежекторів;

Відшукання дефектних трубок виробляється шляхом просвічування полум'ям парафінової свічі трубних дощок. Втягування полум'я свічі в трубку свідчить про наявність нещільності у відповідній трубці.

Ведеться контроль за вібростаном елементів турбоустановки. Якщо вібрація перевищує припустимі норми, безупинно зростає або приймає стрибкоподібний вигляд, то це свідчить про неполадки елементах конструкцій. І як раніше вже було сказано, при підвищенні кінцевого тиску виникає ряд проблем, що приводить до агрегату й неприпустимої вібрації.[18]

4.4.3 Джерела відмови - причини

Наслідком зниження вакууму в конденсаторі або збільшення Рк може бути:

- порушення енергетичного балансу між теплотою, що підводиться з парою, що відробила, і охолодженою водою, що відводить;

- збільшення пропуску пари в конденсатор;

- зниження витрати охолодженої води або збільшення температури охолодної води;

- порушення теплообміну між конденсованим парою й охолодженою водою.

Причиною цієї відмови є зниження коефіцієнта теплопередачі й збільшення температурного напору.

Зниження коефіцієнта теплопередачі може відбуватися внаслідок:

- забруднення поверхонь охолодження (трубок) конденсаторів органічними й неорганічними відкладеннями;

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

- одночасного забруднення й підвищення змісту повітря в парі, що конденсується.

Збільшення недогріву може відбуватися по цих же причинах.

Причинами збільшення присосів можуть бути:

- порушення роботи кінцевих ущільнень турбіни;

- виникнення тріщин у зварених сполуках;

- деформація фланцевих рознімань;

- присоси через колектор обігріву фланців і шпильок;

- присоси через сальники арматур, що перебуває під вакуумом.

4.4.4 Вибір оптимального способу усунення відмови (критерій opt)

Відновлення працездатності елемента блоку або блоку в цілому - це спосіб перекладу його зі стану відмови в працездатний стан. Такою операцією може бути регулювання елемента або блоку, ремонт або заміна на свідомо справний. Кожної такої операції приписується певна вартість.

Для знаходження оптимальної процедури відновлення працездатності повинен бути заданий критерій оптимальності. Таких критеріїв відомо, принаймні, три: середні вартості відновлення працездатності, імовірність відновлення працездатності з обмеженою вартістю, вартість усунення відмов із заданою ймовірністю. При необхідності оптимізації багаторазового відновлення працездатності найбільш природний як критерій середня вартість.

При забрудненнях трубок конденсаторів застосовують очищення трубок. Залежно від інтенсивності забруднення й видів відкладень застосовують різні профілактичні міри. У випадках механічного забруднення застосовують метод промивання зворотним потоком охолодної води. Також широке поширення одержало кулькове очищення конденсаторів.

Для очищення трубок від біологічних забруднень застосовують термічне сушіння.

Для усунення сольових забруднень, тобто утворення накипу на внутрішній поверхні трубок застосовують хімічну обробку води. У цей час приділяється велику увагу безреагентним методам обробки води: магнітна і ультразвукова обробка.

При більше серйозних неполадках виконують ремонт або заміну трубок конденсатора.[30]

4.4.5 Попередження відмов у роботі обладнання НПК

Одним з ефективних способів забезпечення якісної експлуатації енергоустаткування електростанції є діагностування його стану. Завдяки діагностиці проводиться попередження можливих відмов. Діагностуванням у теорії надійності прийнято вважати постановку діагнозу, тобто процес реалізації технічної діагностики.

Технічна діагностика - це встановлення й вивчення ознак, що характеризують наявність дефектів у машинах, пристроях, їхніх елементах і вузлах, для пророкування можливих відхилень у режимах їхньої роботи, а також розробка методів і засобів для виявлення й локалізації дефектів. Таким чином, технічне діагностування покликане забезпечувати плановий технічний стан об'єктів (елементів, підсистем і систем). Технічний стан об'єкта характеризується значеннями параметрів його, установленими технічними (енергетичними для енергетичних об'єктів) характеристиками. Технічний стан об'єкта можуть визначати параметри, що характеризують справний і несправний стан об'єктів. До числа основних властивостей технічних об'єктів, у тому числі елементів, підсистем і систем теплоенергетичних установок ТЕС і АЕС, що характеризують їхня надійність, можна віднести: відмови, працездатність і непрацездатність, гранична стан досліджуваних об'єктів і інше.

Визначення поняття відмови було наведено вище.

Працездатність - стан об'єкта, при якому він здатний виконувати задані функції, зберігаючи значення заданих параметрів у межах, установлених нормативно - технічною документацією.

Непрацездатність - стан об'єкта, при якому значення хоча б одного параметра, що характеризує здатність заданих функцій, не відповідає вимогам, установлених нормативно-технічною документацією.

Граничний стан - стан об'єкта, при якому його подальша експлуатація повинна бути припинена із причин: непереборного порушення вимог безпеки, непереборного відхилення заданих параметрів за встановлені межі (верхні, нижні), непереборного зниження ефективності експлуатації нижче припустимої, необхідності проведення поточного або капітального ремонту.

Для виявлення й аналізу тих або інших несправностей в устаткуванні і його основних вузлах і елементах, як правило, використається спостереження за відхиленням вимірюваних параметрів і інших характеристик цього встаткування. У тих випадках, коли безпосередні виміри неможливі, застосовуються методи, що ґрунтуються на моделюванні технологічних процесів, або на використанні корелляционних зв'язків між вимірюваними й не вимірюваними параметрами.

Сучасний розвиток засобів вимірів і обчислювальної техніки відкриває нові шляхи для підвищення ефективності використання енергоустаткування. Одним з таких шляхів є впровадження в енергетику оперативної технічної діагностики.

Під технічною діагностикою розуміється виявлення встаткування й систем ТЕС, що мають погіршені функціональні характеристики, визначення причин, що викликають появу цих дефектів, оцінку допустимості або доцільності подальшої експлуатації встаткування з урахуванням прогнозу розвитку виявлених дефектів. Тут, що виявляє погіршення функціональних характеристик ставиться до показників, як надійності, так і економічності.

Принципово важливо з позицій способів одержання й використання діагностичної інформації розділити загальний комплекс діагностування стану енергетичного обладнання на завдання оперативної й так називаної "ремонтної" діагностики. Ремонтна діагностика здійснюється на зупиненому обладнанні в процесі його ревізій і ремонтів; його основу крім візуальних обстежень становить неруйнуючий контроль стану металу. На відміну від цього оперативна діагностика здійснюється на працюючому обладнанні й використає в основному методи функціонального діагностування.[24]

4.4.6 Занесення в банк даних

Проведення цієї операції необхідно для збору інформації про всі можливі відмови. Завдяки їй виявлення відмов стало більше спрощеним процесом, оскільки, наприклад, маючи більші відхилення параметрів і інформацію в банку даних про всілякі причини й наслідки, можна робити висновки про порушення, що відбуваються, і миттєво переходити до їхнього усунення. Це дозволяє заощаджувати на засобах і часі і є у свою чергу дуже ефективним.

Занесення інформації в банк даних здійснюється в процесі експлуатації при кожному виявленні неполадок.

4.5 Оптимізація режимів роботи НПК

У цей час близько 80% енергоблоків ТЕС відробили свій ресурс, одночасно із цим використають палива з більше низькою теплотою згоряння, що привело до зниження їхньої потужності на 10-12%. Проблему часткової реабілітації енергоблоків можна вирішити шляхом оптимізації режимів експлуатації НПК.

У завдання НПК входить:

- вибір оптимального варіанта з можливих;

- приведення НПК в оптимальний стан.

Процес оптимізації НПК дуже складний, не тільки тому, що НПК являє собою складну систему, але й тому, що НПК - це елемент більше складної системи - енергоблок, електростанція. В енергетику як розрахунковий параметр прийнятий кінцевий тиск Рк.

Таким чином, завданням оптимізації НПК є вибір Рк. -opt.

Для рішення даного завдання необхідно визначити критерій оптимізації. У якості такого звичайно приймають:

при термодинамічній оптимізації ККД турбоустановки з_ту, питомі витрати теплоти q_ту й т.д.;

при техніко-економічної - наведені розрахункові витрати або і їхню змінну частину З.

Оцінити кількісно вплив кінцевого тиску Р_к на теплову економічність турбоустановки в реальних умовах дуже складно, тому що економічний вакуум на виході з турбіни завжди нижче економічного (граничного) через втрати на виході з турбіни; втрати з вихідною швидкістю пари; зміна вологості пари, що впливає на з_oi.

Економічний вакуум у конденсаційній установці нижче економічного вакууму турбіни через термічні опори поверхонь охолодження конденсатора, витрати енергії на привід конденсатних насосів і ежекторів.

З огляду на складну залежність між ККД турбоустановки з_ту, ККД електростанції (з_с) ,питомих витрат (q_э, b_у) змінної частини розрахункових витрат З=f(з_с) від економічного вакууму енергоблоку ( із НПК), прийнято оцінювати вплив вакууму на роботі енергоблоку по збільшенню потужності.

Найбільш кращим методом дослідження в цей час вважається метод математичного моделювання, з використанням елементів аналітичного методу (енергетичних характеристик) і інформативних даних про поточні параметри.

Вирішувати питання оптимізації НПК необхідно з використанням сучасних систем технічної діагностики (СТД).[29]

4.6 Розробка системи технічного діагностування НПК

4.6.1 Завдання й функції СТД

Оперативна технічна діагностика встаткування є розвитком традиційного оперативного контролю й органічно входить до складу інформаційних функцій АСУ ТП. Рішення більшості завдань оперативної технічної діагностики здійснюється в темпі процесу. Таким чином, автоматизовані системи комплексної технічної діагностики (АСКТД) можуть розглядатися як підсистеми інформаційно-обчислювальних комплексів (ІОК) АСУ ТП. При цьому для рішення завдань технічної діагностики залежно від їхньої постановки, структури АСУ ТП і функціональних можливостей використовуваної обчислювальної техніки можуть знадобитися як додаткові засоби виміру, так і засобу перетворення інформації, аж до спеціалізованих обчислювальних пристроїв, автономних або інтегрувальних з ИВК.

Для діагностичних завдань, результати, рішення яких потрібні для пост оперативного аналізу умов експлуатації устаткування або для довгострокового планування експлуатаційного й ремонтного обслуговування, вимога одержання рішення в темпі процесу не пред'являється й діагностування може здійснюватися за даними оперативного контролю не оперативно при необхідності на зовнішній стосовно АСУ ТП обчислювальної техніки в АСУ ТЕС або енергооб'єднання. Це ставиться, наприклад, до завдань розрахунку вироблення ресурсу або прогнозування зміни економічності устаткування в процесі експлуатації.

Комплексний характер діагностичного контролю створює передумови для одержання інтегральних оцінок стану устаткування. Це повинне дати можливість використати діагностичну інформацію не тільки для оперативного керування устаткуванням і пост оперативного аналізу умов його роботи, але й для більше обґрунтованого планування ремонтного обслуговування з урахуванням поточного стану устаткування і його прогнозованих змін.

Разом з тим досвід розробки АСКТД і системний аналіз вимог до діагностичного забезпечення енергетичних об'єктів свідчать про те, що зі збільшенням об'єму, повноти й глибини діагностування труднощі реалізації, освоєння й підтримки в роботі АСКТД не збалансовано зростають. Це в першу чергу пов'язане з об'ємом і вимогами до якості вихідної (вимірюваної) інформації, необхідної для діагностування, із забезпеченням вірогідності й цінності одержуваної діагностичної інформації.

Основними завданнями АСТД залишаються: підвищення надійності встаткування шляхом підвищення якості його експлуатації завдяки розвитку й удосконалюванню діагностичного контролю; запобігання по можливості, розвитку аварійних ситуацій шляхом виявлення дефектів на ранніх стадіях їхнього розвитку й удосконалювання системи планово-попереджувальних ремонтів з урахуванням фактичного стану й умов експлуатації встаткування, даних про його пошкоджуваність.

На досягнення цих цілей повинне бути спрямоване рішення кожної із завдань технічної діагностики незалежно від того, здійснюється вона в складі функцій АСКТД, за допомогою локальної підсистеми автоматизованого діагностичного контролю або за допомогою автономного спеціалізованого пристрою.[32]

Виходячи з вище сказаного, можна сформулювати найбільш характерні завдання й функції СТД:

1. Попередження найбільш імовірних і характерних відмов (часткових або повних) в елементах підсистемах і системах ТЕС і АЕС.

Для цього необхідно:

1.1 На підставі досвіду експлуатації й статистичних даних, визначити найбільш характерні відмови для розглянутих об'єктів ТЕС і АЕС.

1.2 Мати або розробити характеристики цих відмов.

1.3 Мати або обчислити дані по збитках внаслідок даних відмов.

1.4 Мати або запропонувати системи попередження або попередження даного виду відмов.

1.5 Визначати витрати на СТД (попередження або попередження відмов).

1.5.1 Капітальні витрати СТД.

1.5.2 Витрати експлуатації СТД.

1.6 Розробити рекомендації з безвідмовних режимів експлуатації даного об'єкта, з обліком його фактичного стану.

4.6.2 Функціональні особливості СТД

Структура будь-якого СТД ТЕС або АЕС повинна бути реалізована на основі чотирьох основних етапів: моніторингу, експертної оцінки, висновку по відмові й видачі рекомендацій.

МОНІТОРИНГ - (перший етап).

Його завданням є:

виявлення відхилення (відмови) параметрів від значень, передбачених енергетичними й міцностними характеристиками;

вживання оперативних заходів по усуненню або попередженню відмови відповідно до типового експлуатаційними інструкціями;

занесення відмови в банк статистичних даних;

видача результатів моніторингу в експертну оцінку.

ЕКСПЕРТНА СИСТЕМА (другий етап).

Його завданням є:

визначення місця й причини відмови;

оцінка збитку в результаті відмови;

видача рекомендацій з усунення й запобігання відмови;

оцінка витрат на ліквідацію відмови.

Як методи і засоби експертної оцінки можуть бути використані: дані моніторингу по даній відмові; банк даних по відмовах; алгоритми програм по визначенню відмов; енергетичні характеристики устаткування.

ВИСНОВОК ПО ВІДМОВІ (третій етап).

Завданням даного етапу є видача рекомендацій з усунення відмови й недопущенню його в процесі подальшої експлуатації устаткування (при дотриманні правил експлуатації). Для реалізації завдань даного етапу:

уточнюють причини відмови;

видаються рекомендації з недопущення подібної відмови всьому оперативному й неоперативному персоналу станції.

РЕКОМЕНДАЦІЇ З ОПТИМАЛЬНОГО РЕЖИМУ ЕКСПЛУАТАЦІЇ уСТАТКУВАННЯ (четвертий етап).

Завданням даного етапу є вибір оптимальних режимів експлуатації устаткування по його фактичному стані з урахуванням надійності, економічності, безпеки, довговічності й інших факторів. Для реалізації завдань даного етапу звичайно використаються:

занесення результатів у банк даних підсистеми СТД у складі АСУ ТП енергоблоку;

Відомі методи оптимізації експлуатації енергоустаткування;

Можливість алгоритмічного й програмного забезпечення АСУ ТП.

Вибір структури АСТД і функціональна сполука розв'язуваних завдань діагностування визначається особливостями діагностуємих об'єктів, можливостями інформаційного й технічного забезпечення, ступеня відповідальності цих об'єктів і інших факторів.

При оцінці ефективності роботи АСТД НПК можливі два підходи.

Перший - як критерій економічності розглядається енергетичний баланс [20]. Другий - як критерій розглядаються термо й гідродинамічні параметри роботи встаткування [25].

При дотриманні певного компромісу в питаннях взаємовиключення, що зустрічаються при рішенні економічних і технологічних завдань, можливе об'єднання цих підходів у двоєдині завдання.

Вирішальною умовою успішної реалізації завдань діагностування є ретельне пророблення системних питань створення АСКТД. До числа вимог, які, безумовно повинні бути пред'явлені до систем подібного роду ставляться[20]:

- забезпечення приживлюваності діагностичних завдань;

- забезпечення працездатності й надійності функціонування завдань, стійкості їх до впливу систематичних і випадкових помилок, а також відмов у каналах вимірів;

- можливість тиражування системи;

- комплексний характер рішення діагностичних завдань у їхньому взаємозв'язку, обумовленої єдністю технологічного процесу;

- максимальне використання потенційних можливостей ЕОМ у прийнятті діагностичних рішень;

- можливості кількісного аналізу якості й результатів роботи діагностичної системи.[32]

Досвід розробки, впровадження різноманітних завдань інформаційного забезпечення й керування АСУ ТП, накопичений в останні десятиліття. Показує, що лише невелика частина цих завдань успішно експлуатується надалі. Одна з основних причин такого положення - недостатня пропрацьованість комплексу різнохарактерних питань - науково-технічних, ергономічних, психологічну й інших, рішення яких і визначає успішну приживлюваність. Важливі критерії пропрацьованості завдань на стадії їх ухвали - корисність і не тривіальність.

Корисність того або іншого алгоритму відповідно до завдань АСКТД повинна бути, насамперед, зрозуміла й визнана експлуатаційним персоналом і керівництвом станції, де здійснюється впровадження.

Не тривіальність має на увазі чітке обґрунтування переваг використання алгоритму й застосування засобів обчислювальної техніки. Експлуатація автоматизованих систем трудомістка, вимагає додаткових зусиль по обслуговуванню технічних засобів, а також по освоєнню й використанню алгоритмів. У той же час на діючому устаткуванні емпірична діагностика ведеться й з позиції персоналу досить успішно. Тому для визнання того або іншого алгоритму необхідні дві умови - очевидна корисність, а також неможливість або складність його реалізації традиційними методами без використання автоматизованої системи.

Ознаками, що виправдують застосування автоматизованих систем є: якісна й кількісна новизна використовуваних для діагностування залежностей; складність математичних залежностей і логічних зв'язків, реалізованих алгоритмом; велика кількість параметрів, що визначають стан об'єкта й враховуються алгоритмом діагностування; великий об'єм пам'яті для довгострокового зберігання інформації, використовуваної в алгоритмах діагностування, необхідність швидкої її обробки; складність "немашинного" аналізу вірогідності інформації; необхідність прогнозування тенденції зміни в часі діагностичних показників з розрахунком імовірнісних характеристик прогнозу; необхідність виміру й обчислення параметрів недоступних експлуатаційному персоналу.

У структурному відношенні СД повинна містити в собі наступні підсистеми:

– збору й зберігання інформації, що надходить від датчиків, установлених на контрольованому устаткуванні;

– первинної обробки й контролю вірогідності і якості вступник інформації;

– базу даних нормативно-довідкової інформації;

– обробки, аналізу й відображення інформації про технічний стан конденсаційної установки;

– аналізу інформації про наявні порушення в роботі конденсаційної установки для встановлення діагнозу й можливих причин порушень (експертна система).[8]

4.6.3 Система технічної діагностики низькопотенційного комплексу

Система технічного діагностування й керування НПК
теплоенергетичних установок електростанцій призначена для підвищення економічності, надійності, довговічності й екологічної чистоти енергоблоків ТЕС за рахунок оптимізації режимів експлуатації НПК.

Система забезпечує:

– технічну діагностику устаткування НПК з метою підвищення надійності, довговічності й екологічної чистоти енергоблоків;

– оптимізацію режимів роботи й експлуатації енергоблоків з урахуванням графіків енергетичних навантажень, справності устаткування, екологічної й метеорологічної обстановок;

– підвищення надійності роботи енергоблоків;

– збільшення міжремонтних періодів експлуатації енергетичного устаткування;

– вибір оптимальних видів ремонтів, модернізації й реконструкції;

– зниження ступеня забруднення навколишнього середовища;

– скорочення витрат палива й водних ресурсів.

Система передбачає збір інформації про параметри енергоносіїв і стану устаткування з максимальним використанням штатних приладів, нагромадження бази даних, обробку інформації на ЕОМ і видачу рекомендацій. Вона може працювати як автономно, так і в складі АСУТП енергоблоку (у режимі підсистеми).

Коло завдань, охоплюваних системою діагностики роботи НПК, містить у собі наступне:

1. Конденсатор:

– визначення фактичних і нормативних показників роботи конденсатора - вакууму, недогріву води до температури насичення, нагрівання води, гідравлічного опору;

– аналіз і з'ясування можливих причин порушення в роботі конденсатора;

– вибір способів установлення оптимальних строків чищення трубок;

– визначення оптимальних строків заміни трубок.

2. Циркуляційні насоси й трубопроводи системи циркуляційного водопостачання:

– визначення характеристик роботи насосів;

– аналіз і з'ясування можливих причин відхилень у роботі циркуляційної системи;

– оптимізація включення й параметрів експлуатації циркуляційних насосів.

3 Повітряні насоси:

– перевірка відповідності показників роботи ежекторів паспортним даним;

– аналіз і з'ясування причин незадовільної роботи ежекторів і їхніх охолоджувачів.

4. Конденсатні насоси

5. Оцінка зниження економічності роботи турбоустановки залежно від стану конденсаційної установки.

Реалізація СТДУ НПК можлива в рамках різних моделей [20]:

– мінімальної, що забезпечує програмно-інструментальні засоби для інженерів ТЕС по оперативному контролі (моніторингу) параметрів стану елементів установки в об'ємі прийнятому на ЕС, зіставленню фактичних значень параметрів з нормативними, а також побудова ретроспективи параметрів стану установки й виявленню тенденцій їхньої зміни, що особливо важливо при низької надійності й точності показань вимірювальних засобів;

– максимальної, утримуючої не тільки підсистеми збору й обробки інформації, але й реалізуючої крім моніторингу завдання більше високого рівня, експертні завдання по виявленню причин порушень у роботі устаткування й оптимізаційні завдання, такі як, наприклад, оптимізація роботи системи, оптимізація строків чищення й заміни трубок поверхні теплообміну й т.д.;

– інженерної, що займає проміжне положення по об'єму й складності між першими двома.

У рамках мінімальної моделі СД реалізуються завдання безперервного оперативного контролю основних параметрів, що характеризують роботу конденсаційної установки (недогрів води до температури насичення пари, тиск у конденсаторі, переохолодження конденсату, зміст повітря в парі, солевміст конденсату й ін.), порівняння фактичних значень цих параметрів з нормативними, розрахованими по закладеним у СД алгоритмам, і при невідповідності фактичного й нормативного значень видачі повідомлень про порушення режиму експлуатації, а також аналізуються тенденції зміни того або іншого параметра при впливі на нього інших факторів.

Максимальна модель СД містить у собі мінімальну модель як підсистема. При виявленні в рамках цієї підсистеми відхилень і порушень у режимі роботи конденсаційної установки підсистема більше високого рівня, проаналізувавши наявну інформацію й доповнивши її відсутньої, отриманої шляхом моделювання або в діалозі з оператором, ЕОМ формує діагноз технічного стану конденсаційної установки із вказівкою можливих причин, що викликали порушення її роботи, і видасть рекомендації персоналу для усунення виявлених неполадок. До складу максимальної моделі включаються програмні модулі, що реалізують за бажанням користувача процедури вироблення прогнозних оцінок по розроблених методиках, а також рішення перерахованих вище оптимізаційних завдань, які дозволяють підвищити ефективність роботи встаткування шляхом підтримки економічних режимів його експлуатації або використання оптимальних схем його включення.[25]

Розробка системи технічної діагностики містить у собі:

- вибір методу контролю НПК (моніторинг);

- експертну оцінку;

- висновок.

Моніторинг НПК здійснюється шляхом:

- прямого виміру параметрів за допомогою приладів технологічного контролю;

- непрямого виміру (аналітичними методами);

- комбінованим (інтегральним) методом.

Під час експлуатації НПК повинні, згідно ПТЕ, проводитися наступні заходи:

- профілактика по запобіганню забруднення конденсаторів (обробка охолодної води, кулькове очищення);

- періодичне чищення конденсаторів;

- контроль за чистотою поверхонь охолодження й трубних дощок конденсаторів; поверхонь охолодження в охолоджувачах ежекторів;

- контроль за витратою охолодної води (шляхом прямого виміру по тепловому балансі конденсаторів), оптимізація витрати охолодної води відповідно до її температури й паровим навантаженням конденсатора;

- перевірка щільності вакуумної системи і її ущільнення, при цьому величина присоса повітря, у діапазоні зміни парового навантаження конденсатора, не повинна перевищувати норму;

- перевірка водяної щільності конденсатора шляхом систематичного контролю солевмісту конденсату;

- перевірка змісту кисню в конденсаті після конденсатних насосів.

Загальноприйнятим методом контролю за роботою конденсаційної установки є регулярне порівняння фактичних експлуатаційних показників його роботи з нормативними показниками, отриманими на підставі випробувань однотипного устаткування при свідомо справному й чистому стані всіх елементів установки

Для своєчасного і якісного проведення перерахованих вище заходів здійснюється безперервний контроль параметрів.

До числа основних параметрів, що характеризують роботу НПК, прийнято відносити тиск пари, що відробило в турбіні (Рк) і температурний напір у конденсаторі (дt) при заданих значеннях:

- витрати пари (Dк) і охолодної води (Gв) у конденсаторі турбіни;

- температури охолодженої води на вході в конденсатор (t_в1).

Ці параметри визначають ступінь термодинамічної досконалості циклу турбоустановки, характеризуючи величину теплоперепаду залежно від кінцевого тиску. Одночасно вони дають можливість оцінки впливу НПК і енергоблоку на навколишнє середовище.

Визначення тиску пари, що відробило (Рк) виробляється шляхом безперервного виміру штатними приладами. Безперервний контроль із використанням штатних СТОСІВ ведеться за параметрами, перерахованими вище.

Значення температурного напору (дt) визначається як різниця температур пари на вході в конденсатор (tкп) і охолодної води на виході з конденсатора (t2в), тобто

дt=t_кп - t_2в, ⁰С (4.4)

Витрата пари в конденсатор може бути визначений з урахуванням видаткового коефіцієнта (К_п), зазначеного в нормативних характеристиках для кожного типу турбін, по формулі:

,т/ч (4.5)

де К_п - видатковий коефіцієнт (т/ч)/МПа;

Р_п - тиск пари в контрольному щаблі, МПа.

Крім цього витрата пари (D_к) може бути визначений з розрахунку теплової схеми турбоустановки. Цей метод у цей час більше кращий для турбоустановок, що перебувають тривалий час в експлуатації й значному фізичному зношуванню. Тим більше, що використання ЕОМ при розрахунку схеми спрощує даний метод і підвищує його точність.

Витрата охолодженої води G_в може бути визначений або за допомогою витратоміра, або по характеристиці циркуляційного насоса, або по витраті електроенергії й на привод насоса (при заданому тиску нагнітання Р_цн, тиску на всасі в насос Р_цв і ККД насоса з_цн).

Однак на практиці витрата охолодженої води для потужних енергоблоків частіше визначають із теплового балансу конденсатора:

,кг/год (4.6)

де D_к- витрата пари в конденсатор, кг/год;

- відповідно, ентальпії пари й конденсату, кДж/кг;

Св - теплоємність води, кДж/(кг^{. 0}С);

?t_в - нагрівання води в конденсаторі, ⁰С.

Чистота поверхні трубок конденсатора визначається також аналітично з використанням значень: коефіцієнта теплопередач пари, конденсату, температурного напору, температур і витрати охолодженої води або методами, пропонованими нижче.[13]

Найбільш простим методом визначення коефіцієнта теплопередачі К у конденсаторі є розрахунок його по формулі:

, Вт/⁰C• м² (4.7)

де F_к - поверхня охолодження конденсатори, м²;

дt - температурний напір у конденсаторі, ^ос.

Експертна оцінка виробляється за результатами моніторингу, у тих випадках, коли джерело й причини відмови не очевидні. У цих випадках експлуатаційний персонал або ЕОМ звертаються до банку даних по відмовах, які уведені на згадку ЕОМ, або до експерта. Експертом повинен бути висококласний фахівець із числа працівників ТЕС.

У банк даних вносять енергетичні характеристики конденсаторів, насосів, ежекторів і т.д. Крім цього вносять характеристики відмов в елементах НПК (їхньої причини, джерела, періодичність відмов).

До висновку ставиться - рекомендації з оптимізації режиму НПК.

У завдання оптимізації НПК входить:

- вибір оптимального варіанта з можливих (по економічності, надійності й екологічності);

- приведення НПК в оптимальний стан.

Розробка алгоритму системи містила в собі:

- вибір методу контролю НПК;

- вибір оптимальної кількості параметрів, що характеризують роботу й стан НПК;

- нагромадження бази даних по відмовах у роботі НПК і енергоблоці;

- нагромадження бази даних по способах локалізації відмов.

Послідовність операцій, вироблених системою, зображена на мал.5.4.

Основними етапами роботи системи є:

1. Контроль поточних значень параметрів (Ркi, Хki і т.д.).

2. Порівняння параметрів (Рki=Рко) і видача сигналу.

2.1. При Рki=Рко продовжувати виконання заданого режиму експлуатації.

2.2. При Ркi=Рко й необхідності переходу на новий режим роботи зробити вибір оптимального режиму роботи з урахуванням зовнішніх умов Nэi, Qmi, tнвi і т.д.

2.3. При РkiРко:

– повторно перевірити коректність виміру параметра прямим і непрямим виміром Pki=f(tki,t2вi і т.д.);

– перевірити Pki/ _>0.

2.3. 1. У випадку Pki/ = 0 (відмова не розвивається).

Продовжити пошук джерела відмови.

2.3. 2. У випадку, якщо: джерело відмови не знайдений, але Pki/ = 0 необхідно вибрати оптимальний режим роботи НПК, енергоблоку, станції.

2.3. 3. Джерело відмови не знайдений, але Pki/ 0 необхідно відключати енергоблок.

2.4. При РkiРко й Pki/ 0 - відключити енергоблок (або ввести резервний елемент НПК).

2.5. Після усунення, локалізації джерела відмови:

4.6.4 Алгоритм визначення ступеня забруднення трубок конденсатора

Як уже раніше згадувалося, забруднення з водяної сторони є найбільш частою причиною погіршення вакууму. При цьому погіршення вакууму відбувається як внаслідок збільшення термічного опору за рахунок забруднення трубок, так і за рахунок деякого скорочення витрати води через конденсатор, внаслідок підвищення гідравлічного опору конденсатора.

Найважливішим експлуатаційним завданням є запобігання забруднення конденсаторів парових турбін, а у випадку його виникнення - вишукування способів очищення конденсаторів, з мінімальними витратами праці й по можливості без обмеження навантаження. Інтенсивність забруднення конденсатора залежить в основному від якості охолодження води, типу водопостачання, пори року й умов експлуатації системи циркуляції водопостачання.

Тому в цей час необхідно приділяти особлива увага, товщині шаруючи відкладень .

У випадку неможливості експериментального визначення , що характерно для режимів роботи конденсаторів при навантаженні енергоблоку, товщину шаруючи можна визначити аналітично, за методикою розробленій авторами. [31]

Розглянемо приклад розрахунку товщини шаруючи відкладень.

Кількість пари вступника в конденсатор: ;

Витрата охолодної води: ;

Швидкість охолодної води: ;

Поверхня охолодження конденсатора : ;

Діаметр трубок: ;

Матеріал трубок: МНЖ 5-1;

Температура охолодної води на вході в конденсатор : ;

Температура охолодної води на виході з конденсатора: ;

Кількість теплоти віддачі конденсатора: ;

Визначення товщини шаруючи відкладень у трубках конденсатора

Для визначення товщини шаруючи відкладення авторами розроблений метод, що дозволяє визначити середнє значення товщини відкладення в теплообміннику або його одному з ходів



при , але з появою відкладень (на внутрішніх стінках трубок)

(4.9)

З рівняння 4.5 і 4.6

(4.10)

Для будь-якого стану трубок при > 0

З рівняння 4.10

- термічний опір шаруючи ;

одержуємо

(4.11)

(4.12)

(4.13)

(4.14)

(4.15)

де - коефіцієнт теплопровідності відкладення відомий з багаторічного досвіду експлуатації або на підставі хімічного аналізу.

- розрахунковий коефіцієнт теплопередачі.

Для конденсаторів парових турбін “ДО” можна визначити по [8]

= коефіцієнт теплопередачі визначається по формулі:

(4.16)

де - термічний опір шаруючи;

Визначаємо товщину шаруючи накипу по формулі (4.15)

Визначення товщини шаруючи відкладень через нормативний коефіцієнт теплового потоку

Визначаємо товщину шаруючи відкладень іншим способом:

,мм (4.17)

Використовувані формули для розрахунку. Визначаємо нормативний коефіцієнт теплового потоку: З теплового балансу конденсатора маємо:

(4.18)

, кДж;/c/⁰C (4.19)

де Q_k=D_k·, кДж/с;

= h_k - h_k^/, кДж/кг;

-- температурний напір у конденсаторі недогрів води до температури насичення конденсату при P_k.[8]

, (4.20)

(4.21)

(4.22)

(4.23)

де

(4.24)

-- нагрівання охолодженої води в конденсаторі .Визначаємо

(4.25)

(4.26)

k₀R_з+1= (4.27)

(k₀R_з+1) = (4.28)

(4.29)

Визначаємо - товщину шаруючи відкладень по (4.29) Як видно з розрахунків обидва способи рішення визначення дали однаковий результат. Визначення залежності коефіцієнта теплопередачі від термічного опору

Використовувані формули для розрахунку:

; (4.30)

; (4.31)

-- товщина шаруючи відкладень змінюється в межах від 0,5·10^-3

м до 2,5·10^-3м. Знаходимо розрахунковим шляхом зміни k_i -- коефіцієнта теплопередачі при повній зміні товщини шару відкладень отримуємо значення і заноситься в таблицю 4.1

Таблиця 4.1: Залежність

Товщина слоя накипу, м	Коефіцієнт теплопровідності	Термічний опір	Коефіцієнт теплопередачі ,
0,5·10-3	1	0,0005	1178,31
1,0·10-3	1	0,001	740,65
1,5·10-3	1	0,0015	541,08
2,0·10-3	1	0,002	425,6
2,5·10-3	1	0,0025	351,17

За допомогою ЕОМ аналогічно були знайдені значення по другому способі визначення й потім була, побудована графічна залежність, що показана на малюнку 4.5.

Визначення залежності тиску в конденсаторі від товщини шаруючи відкладень і температури охолодженої води

Використовувані для розрахунків формули:

, (4.32) -- коефіцієнт теплопередачі для i-го режиму

, (4.33) - термічний опір для i-го режиму

, (4.34) -- недогрів води до температури насичення на виході з конденсатора.

по літ [27]

Отримані дані заносимо в таблицю 4.2

Товщина слоя накипу,	Терм-яке сопрот-і , Вт/м2ДО	Коефіцієнт теплопередачі, ki,	Недогрів води до температури насичення,	Температ. конденса- ції пари	Кінцевий тиск pk, МПа
0,5·10-3	0,0005	1178,31	17	47,7	0,0106
1,0·10-3	0,001	740,65	27	57,7	0,0175
1,5·10-3	0,0015	541,08	37	67,7	0,0276
2,0·10-3	0,002	425,6	47	77,7	0,0419

За допомогою ЕОМ аналогічно були знайдені значення по другому способі визначення й потім була побудована графічна залежність, що показана на малюнку 4.6.

Визначення залежності термічного опору від товщини шаруючи відкладень у трубках конденсатора

Використовувані формули:

(1) ; -- термічний опір шаруючи відкладення;

= 1, 2, 3 Вт/м^{2 0}С -- коефіцієнт теплопровідності. Після добутку розрахунків, будуємо графічну залежність на ЕОМ, що показана на малюнку

Малюнок 4.7 Залежність термічного опору від товщини шаруючи відкладень у трубках конденсатора при