Расчет показателей надежности энергоблоков и основного энергооборудования тепловых электростанций, страница 8

Следует отметить, что отпуск тепла осуществляется по двум магистральным теплопроводам, каждый из которых имеет 100% пропускную способность.

                                         а)                                                                б)

 

Рис.6. Структурная схема (а) и граф достижимых состояний энергоблока (б):1-котел;  2-турбогенератор; 3-сетевая установка с магистральными теплопроводами; S0, S1, S2, S3, - достижимые состояния.

Для схемы при стационарном потоке событий система уравнений для графа состояний будет иметь вид:

Где: условие нормировки: .

И в числовом выражении:

          Для решения системы уравнений воспользуемся программой Mathcad и получим:

          Коэффициент стационарной  готовности для данного теплофикационного энергоблока определяем как:

Глава№3.

5. Расчет режимных показателей энергоблока.

Функционирование энергоблока характеризуется следующими режимами: стационарным, резерва, ремонта, останова, пуска, регулирования.

5.1. Конденсационный энергоблок мощностью 200 МВт.

5.1.1. Относительное время нахождения энергоблока с установленной мощностью N в резерве:

  ,                                         (5.1)

где: t_r =3 ч. – среднее время простоя энергоблока в резерве;

       l_r=55 1/год – частота режима отключения.

5.1.2. Относительное время нахождения энергоблока с установленной мощностью N в ремонте:

                         (5.2)

где:  - частота плановых ремонтов;

        1/год – частота отказов,                            (5.3)

где:  1/ч - интенсивность отказа энергоблока.

 1/ч. – интенсивность отказа турбины К –200 –130,

 1/ч. – интенсивность отказа котла Еп –650 –140.

Интенсивность восстановления энергоблока.

1/ч(5.3)

 1/ч. – интенсивность восстановления турбины К –200 –130,

 1/ч. – интенсивность восстановления котла Еп –650 –140.

 ч. – время восстановления энергоблока.                               (5.4)

Средняя продолжительность планового ремонта:

                    (5.5)

где:кВт – установленная мощность турбины;

 °C – начальная температура пара;

 бар – начальное давление пара;

 - коэффициент, учитывающий влияние вида сжигаемого топлива (для угольных котлов).

 - коэффициент, учитывающий влияние промперегрева (для котлов с промперегревом).

 - коэффициент, учитывающий вид котла (для котлов типа Е).

 ч.          (5.6)

 Интенсивность плановых ремонтов:

  1/ч.                                    (5.7)

5.1.3.Относительное время нахождения энергоблока с установленной мощностью N в режиме пуска:

                                   (5.8)

где: ч. – средняя продолжительность режима пуска.

5.1.4.Относительное время нахождения энергоблока с установленной мощностью N в режиме регулирования:

                             (5.9)

где: m=3 – количество ступеней в суточном графике нагрузки.

       ч. – средняя продолжительность режима регулирования;

        дней – расчетное количество суток.

5.1.5.Относительное время нахождения энергоблока с установленной мощностью N в режиме останова:

                          (5.10)

где: ч. – средняя продолжительность режима останова.

5.1.6.Относительное время нахождения энергоблока с установленной мощностью N в установленном режиме:

                   (5.11)

5.1.7.Число часов использования мощности:

ч/год.                             (5.12)

5.1.8. Действительная выработка энергии за год:

 кВтч/год.                   (5.12)

5.1.9.Отпуск энергии определяется коэффициентом готовности энергоблока:

 кВт_*ч/год,           (5.13)

где: К_Г=0,909 коэффициент готовности конденсационного энергоблока.

5.1.10.Недоотпуск энергии:

 кВт_*ч/год.

5.2. Теплофикационный энергоблок мощностью 100 МВт.

5.2.1.Относительное время нахождения энергоблока с установленной мощностью N в резерве:

  ,

где: t_r =3 ч. – среднее время простоя энергоблока в резерве;

        l_r=50 1/год – частота режима отключения.

5.2.2.Относительное время нахождения энергоблока с установленной мощностью N в ремонте: