Расчет парогазового энергоблока с газовой турбиной ГТГ-110 и теплофикационной турбиной типа Т-135-7,7, страница 37

11.10. Удельный расход условного топлива по отпуску теплоты.

Удельный расход условного топлива по отпуску теплоты, кг у.т./(кВт*ч):

.                                               (11.18)

Подставив числовые значения =0,8483, получим:

кг у.т./(кВт*ч).

11.11. Удельный расход натурального топлива по отпуску электроэнергии.

Удельный расход натурального топлива по отпуску электроэнергии, м³/(кВт*ч):

,                                          (11.19)

Подставив числовые значения, получим:

м³/(кВт*ч).

12. Расчет надежности энергоблока и выбор резерва в энергетической системе.

12.1. Расчет надежности энергоблока [12].

Граф достижимых состояний представлен на рис.12.1.

Достижимые состояния энергоблока: S₀={0,0} – энергоблок работоспособен (ПТУ и ГТУ в работе); S₁={1,0} – энергоблок не работоспособен (ПТУ отказала, ГТУ работает); S₂={0,1} – энергоблок не работоспособен (ПТУ работает, ГТУ отказала); S₃={1,1}, когда отказали одновременно и ПТУ и ГТУ, не достижимо, так как одновременное наступление указанных событий (с точки зрения теории надежности) невозможно.

Рис. 12.1.Граф достижимых состояний энергоблока.

Для определения стационарного коэффициента готовности запишем систему алгебраических уравнений:

,                           (12.1)

где Р₀, Р₁, Р₂ – соответственно, вероятность нахождения энергоблока в состоянии S₁,S₂ и S₃;

– интенсивность отказов ПТУ и ГТУ, ч^-1;

– интенсивность восстановления ПТУ и ГТУ, ч^-1.

Из системы уравнений получим:

.                             (12.2)

Интенсивность отказов ПТУ можно определить по формуле, ч^-1:

,                                                 (12.3)

где – интенсивность отказа котла–утилизатора, ч^-1;

– интенсивность отказа паровой турбины, ч^-1.

Для турбогенераторов паротурбинных энергоблоков 25…800МВт интенсивность отказов может быть определена по формуле, ч^-1:

,                    (12.4)

где N – установленная мощность, кВт;

t₀– температура перегретого пара, °C;

Р₀– давление перегретого пара, бар;

– коэффициент учитывающий влияние промперегрева: для турбин без промперегрева =1,0;

– учитывает влияние регулируемых отборов: =1,1 для Т–турбин.

Подставив числовые значения: N=125*10³кВт, t₀=510°C; Р₀=77бар; , получим:

ч^-1.

Интенсивность отказов котла–утилизатора принимаем по [3]:

ч^-1.

Подставив числовые значения (; ) в уравнение (12.3), получим:

.

Интенсивность отказов ПТУ можно определить по формуле, ч^-1:

,                                             (12.5)

где – интенсивность восстановления котла–утилизатора, ч^-1;

– интенсивность восстановления паровой турбины, ч^-1.

Интенсивность восстановления котла–утилизатора можно определить по формуле, ч^-1:

.                                              (12.6)

Подставив числовые значения, получим:

.

Интенсивность восстановления паровой турбины можно определить по формуле, ч^-1:

.                                               (12.7)

Подставив числовые значения, получим:

.

Подставив числовые значения (; ; ; ; ) в уравнение (12.5), получим:

Интенсивность отказов газотурбинной установки можно определить по формуле, ч^-1:

                      (12.8)

где N – установленная мощность ГТУ, кВт;

t₀– начальная температура газа, °C;

s – степень сжатия.

Числовые значения: N=130*10³кВт; t₀=1220°C; s=15.

Интенсивность восстановлении ГТУ определяем по формуле, ч^-1:

 .                                              (12.9)

Подставив числовое значение: l_ГТУ=4,045*10^-4ч^-1, получим:

.

Подставив числовые значения (l_ГТУ=4,045*10^-4ч^-1; ; l_ПТУ=4,009*10^-4ч^-1; ) в уравнение (12.2), получим:

Коэффициент готовности энергоблока:

к_г=0,9498.

12.2. Режимные показатели энергоблоков [12].

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

Относительное время нахождения  энергоблока в резерве:

                                            (12.10)

где t_r– среднее время простоя энергоблока в резерве, ч;