Проектирование новой тепловой электрической станции мощностью 800 МВт в г.Новосибирске, страница 17

Достижимое состояние энергоблока из графа достижимых состояний (рис.8б): - энергоблок работоспособен (котел, турбогенератор и оба теплопровода в составе сетевой установки находятся в работе);  - энергоблок работоспособен (отказал турбогенератор и отпуск пара от котла осуществляется через РОУ – пунктирная линия на рис. 3.1а); ): - энергоблок работоспособен (отказал один теплопровод в составе сетевой установки): - состояния отказа, которые наступают при одновременном выходе из строя обоих магистральных теплопроводов или отказе котла.

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

Рис.5.1. 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:

5.3. Расчет режимных показателей энергоблока

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

Относительное время нахождения энергоблока с установленной мощностью N в резерве:

  ,                                                     (5.14)

      ,

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

                 l_r=60 1/год – частота режима отключения.

          Относительное время нахождения энергоблока с установленной мощностью N в ремонте:

,                                               (4.15)

     

где:   

           - частота плановых ремонтов;

 1/год–частота отказов, где   1/ч. интенсивность отказа энергоблока.

           1/ч. – интенсивность отказа турбины T –180/210 –130,

 1/ч. – интенсивность отказа котла Е –670 –140.

,                                (5.16)

         =0.0167 1/ч

    где:  – интенсивность восстановления энергоблока, 1/ч

 1/ч. – интенсивность восстановления турбины T –180/210 –130,

 1/ч. – интенсивность восстановления котла Е –670 –140.

     ,                                                 (5.17)

 ч. – время восстановления энергоблока.

              (5.18)   

       -средняя продолжительность планового ремонта,

где:

       N=180_*10³ кВт – установленная мощность турбины;

       t₀=540 °C – начальная температура пара;

       Р₀=130 бар – начальное давление пара;

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

       - коэффициент, учитывающий влияние промперегрева (для котлов без промперегрева).

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

ч.

 Интенсивность плановых ремонтов:

  1/ч,                                                             (5.19)

              1/ч.

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

,                                                (5.20)

     

где: 5 ч. – средняя продолжительность режима пуска.

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

,                                                (5.21)

    

где: m=2 – количество ступеней в суточном графике нагрузки.

       ч. – средняя продолжительность режима регулирования;

      ,                                      (5.22)

                                   дня

– расчетное количество суток.

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

,                                                (5.23)

           

где: ч. – средняя продолжительность режима останова.

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

,                         (5.24)