Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Анализ состояния изучаемой проблемы 13
1.1.Анализ современного состояния систем теплоснабжения и приоритетные направления их развития 13
1.2.Возможности и масштабы применения теплофикационных ГТУ в системах теплоснабжения
1.3. Анализ выполненных исследований по выбору схем, параметров и оценке системной эффективности теплофикационных газотурбинных установок (в том числе с впрыском пара в камеру сгорания) в системах теплоэнергоснабжения 22
1 .4.Цель и задачи исследования 29
Глава 2. Основы методики исследования 32
2.1.Показатели термодинамического совершенства циклов, тепловой экономичности и системной топливной эффективности ГПУ-ТЭЦ 32
2.2. Методические положения учета климатических факторов и режимов работы теплофикационных ГПУ 41
2.3.Основные положения определения экономической эффективности ГПУ-ТЭЦ в системах теплоснабжения 47 2.4.Учет надежности теплоэнергоснабжения при определении системной эффективности ГПУ-ТЭЦ 58 2.5.Информационное обеспечение оптимизационных задач 64
Глава 3. Математическое моделирование процессов и энергетических характеристик отопительных ГПУ 69
3.1.Выбор и обоснование расчетных схем отопительных ГПУ 69
3.2.Разработка математической модели расчета характеристик теплофикационных ГПУ 72
3.2.1 . Математическая модель проточной части турбин ГПУ 72
3.2.2.Математическая модель котла-утилизатора 78
3.2.3.Моделирование характеристик теплообменного оборудования 85
3.2.3.1.Математическая модель расчета теплообменника поверхностного типа 85 3.2.3.2.Математическая модель расчета низкотемпературного теплообменника контактного типа 89
Глава 4. Оптимизация параметров отопительных газопаровых установок 91
4.1.Методические положения оптимизации основных параметров отопительных ГПУ 91
4.2.Оптимальная степень повышения давления воздуха в компрессоре отопительных ГПУ 94 4.3.Оптимальная доля впрыскиваемого пара в камеру сгорания отопительных ГПУ 100
Глава 5 . Расчет и обеспечение надежности отопительных газопаровых установок в системах теплоэнергоснабжения 107
5.1.Выбор и обоснование показателей надежности отопительных ГПУ и систем теплоснабжения на их основе 107
5.2.Методика расчета показателей надежности элементов ГПУ 111
5.2.1 . Вероятностная модель расчета надежности ГТУ 111
5.2.2.Вероятностная модель расчета надежности котла-утилизатора 120
5.3.Методика расчета показателей надежности систем теплоснабжения на базе ГПУ 126
5.3.1 .Общие методические предпосылки 126
5.3.2.Методика расчета структурной надежности теплофикационных газопаровых установок 127
5.3.3 .Расчет показателей надежности систем теплоэнергоснабжения 137
5.4.Сопоставление показателей надежности схем теплоснабжения теплофикационных ГПУ-ТЭЦ и котельных 140
5.5.Обеспечение надежности теплоснабжения путем применения баков-аккумуляторов горячей воды 148
Глава 6. Экономическая эффективность ГПУ-ТЭЦ в системах теплоэнергоснабжения 152
6.1.Исходные условия определения эффективности ГПУ-ТЭЦ в систе мах теплоэнергоснабжения различных регионов 152
6.2.Системная топливная эффективность ГПУ-ТЭЦ 155
6.3.Экономическая эффективность применения ГПУ-ТЭЦ в системах теплоэнергоснабжения 166
6.4.Анализ устойчивости решений экономического обоснования ГПУ
в системах теплоэнергоснабжения 170
Заключение 173
Список использованных источников
- Анализ выполненных исследований по выбору схем, параметров и оценке системной эффективности теплофикационных газотурбинных установок (в том числе с впрыском пара в камеру сгорания) в системах теплоэнергоснабжения
- Методические положения учета климатических факторов и режимов работы теплофикационных ГПУ
- Математическая модель проточной части турбин ГПУ
- Вероятностная модель расчета надежности ГТУ
Анализ выполненных исследований по выбору схем, параметров и оценке системной эффективности теплофикационных газотурбинных установок (в том числе с впрыском пара в камеру сгорания) в системах теплоэнергоснабжения
Основной вектор развития теплофикации, характерный для периода плановой экономики это рост начальных параметров пара на ТЭЦ, единичной мощности оборудования и источников, автоматическая трансляция на ТЭЦ традиционных технических решений по их составу и местонахождению (блочная компоновка, значительное удаление от населенных пунктов и др.), в настоящих условиях должно кардинально измениться [72, 78, 79]. Развитие теплофикации по классическому пути, обеспечивающее значительную системную экономию топлива, приводило к увеличению мощности источника - ТЭЦ, значительному их удалению от потребителей и, как следствие, резкому повышению протяженности теп-ломагистралей и расходов на их сооружение и эксплуатацию, повышению тепловых потерь при транспортировании теплоты, существенному снижению надежности теплоснабжения и пр. В современных условиях замечено постепенное сокращение степени концентрации тепловых нагрузок. Вышеуказанные причины не способствуют росту степени централизации теплоснабжения, в частности теплофикации [98].
В условиях существенного увеличения цен на оборудование, материально-производственных затрат и, в частности, топлива к реализации политики теплоснабжения должны предъявляться особые требования, которые должны способствовать фундаментальному изменению проводимой прежде политики развития централизованного теплоснабжения и его высшей формы - теплофикации. В создавшихся условиях развития экономики страны необходимо находить пути совмещения отмеченных выше противоречий: главного преимущества комбинированного производства тепловой и электрической энергии (высокой эффективности использования теплоты топлива) с возможностью комбинированной выработки электрической и тепловой энергии для энергообеспечения все большего числа населенных пунктов. При этом должен быть обеспечен требуемый уровень надежности теплоснабжения [44, 50].
Отмеченное указывает на необходимость перехода к новому направлению развития теплофикации – обоснованному совмещению централизованного и децентрализованного принципа ее реализации и разработке технических требований, предъявляемых к основному оборудованию ТЭЦ различной мощности, организации его производства и эксплуатации.
Вместе с тем, в условиях роста цен на оборудование и топливо теплофикация была и остается главным направлением высокоэффективного использования топлива. Перспективным здесь является создание систем теплоснабжения, основанных на использовании децентрализованных источниках теплоснабжения, способных обеспечить требуемый уровень эффективного топливоиспользования с одновременным разукрупнением источников теплоснабжения и их максимальным приближением к потребителям. Это может быть достигнуто путем строительства ТЭЦ на базе теплофикационных ГТУ малой и средней мощности. Широкомасштабное развитие «децентрализованной» теплофикации позволяет достичь требуемого уровня высокоэффективного использования топлива при одновременном и существенном сокращении затрат на создание установок, что является «нехарактерным» для развития крупной, высокоцентрализованной теплофикации.
Анализ крупных централизованных систем теплоснабжения на базе паротурбинных ТЭЦ показывает, что до половины стоимости составляют затраты в тепловые сети [96]. По мере разукрупнения мощности систем теплоснабжения, затраты в тепловые сети снижаются гораздо быстрее, чем затраты в источники. В результате, по мере разукрупнения мощности систем теплоснабжения снижение затрат в систему транспорта теплоты заметно обгоняет снижение тепловой экономичности. Поэтому из установок примерно одинаковой тепловой экономичности наиболее предпочтительными оказываются более мелкие. На практике при решении вопросов развития системы теплоснабжения конкретного города или насе ленного пункта необходимо проведение подробного сравнительного анализа технико-экономических показателей развития системы [64].
Теплофикационные установки малой и средней мощности могут служить основой для создания альтернативных энергосистем, в качестве источников индивидуального энергоснабжения отдельных предприятий, групп потребителей, жилых массивов на основе широкого вовлечения средств потребителей на создание и функционирование этих систем [92]. Такие альтернативные энергосистемы должны дополнить большие энергосистемы, беря на себя энергообеспечение групп потребителей, удаленных населенных пунктов, оказавшихся вне зоны эффективности больших энергосистем, в первую очередь теплоснабжающих. Такое развитие теплофикации согласуется с проводимой политикой широкомасштабного разгосударствления и приватизации.
На основе сооружения таких малых ТЭЦ может развиваться процесс демонополизации в электроэнергетике России, поскольку ТЭЦ с ГТУ будут сооружаться в первую очередь при промышленных предприятиях и станут независимыми от энергетических систем источниками производства электрической и тепловой энергии.
старения действующих ТЭС в стране необходим ежегодный ввод более 3,0 – 3,5 ГВт(э) новых, замещающих электроэнергетических мощностей. В противном случае энергетика может быть реальным сдерживающим фактором развития и экономического подъема, что уже ощущается в ряде регионов страны [52]. Привлечение негосударственных инвестиций для создания высокоэффективных источников малой и средней мощности для теплоэнергоснабжения устойчиво развивающихся предприятий и объектов их социальной инфраструктуры является актуальным и дает возможность государственному сектору накопить средства для перевооружения «большой» энергетики [106]. Кроме того, это позволяет снизить энергетическую зависимость этих предприятий и регионов, а также способствует процессам стабилизации и сдерживания тарифов на электрическую и тепловую энергии [99].
В новой энергетической политике России «Энергетический сектор в среднесрочной программе развития экономики России» [108], подчеркивается возрастающая роль малой энергетики в энергообеспечении регионов, что определяется новыми условиями развития и функционирования энергетики страны: - значительным сокращением централизованных государственных инвестиций в развитие электроэнергетики и теплоснабжения и переходом к финансированию строительства новых энергетических объектов преимущественно за счет внебюджетных фондов, собственных средств энергосистем, бюджетов территорий и потребителей энергии, заинтересованных в развитии систем электро- и теплоснабжения;
Методические положения учета климатических факторов и режимов работы теплофикационных ГПУ
Использование приведенных выше показателей тепловой экономичности те плофикационных ГТУ г]э, уэт и кит раздельно для оценки топливной эффективности может привести к неправильным выводам.
Экономия топлива от комбинированной выработки электроэнергии и теплоты определяется как разность расходов топлива на выработку заданных количеств электроэнергии и теплоты при раздельном производстве электроэнергии на КЭС Вкэс и теплоты на котельной Вкот и комбинированным способе их производства на ТЭЦ Втэц, то есть
При вариантов, а именно, покрытие заданных графиков электрических и тепловых нагрузок. Величина Вкэс определяется как где Кит фт - коэффициент использования теплоты теплофикационного потока на ТЭЦ (без учета имеющегося конденсационного потока раздельной выработки электроэнергииэтом необходимо соблюдение энергетических условий сопоставимости сравниваемых). Для газотурбинных установок эта величина определяется по формуле соответственно, КПД камеры сгорания ГТУ, эффективный КПД ГТУ, механический КПД, коэффициенты, учитывающие расходы электроэнергии и теплоты на собственные нужды.
Подставив значения Вкэс, Вкоп и Впэц в (2.6) после несложных преобразований получим обобщенную формулу для расчета суммарной экономии топлива от комбинированной выработки электроэнергии и теплоты в виде где Лкоэцн - электрический КПД конденсационного потока на ТЭЦ; Сф Л72 - доли выработки электроэнергии теплофикационными и раздельными потоками.
Таким образом, из соотношения (2.11) следует, что экономия топлива от комбинированной выработки электроэнергии и теплоты определяется следующими показателями: коэффициентом использования теплоты топлива на ТЭЦ, долями выработки электроэнергии на ТЭЦ теплофикационным и раздельными пото ками, электрическими КПД КЭС и раздельного потока ГТУ-ТЭЦ, а также режимами работы установок.
Принципиальная тепловая схема и условный термодинамический цикл газопаровой установки в режимах работы с энергетическим впрыском пара в камеру сгорания ГТУ и без впрыска приведены на рис. 2.3.
При определении системной экономии топлива использования ГПУ в системах теплоснабжения необходимо учитывать то, что в ГПУ имеется определенная доля раздельной выработки электроэнергии в газовом цикле с относительно низким КПД, которая может приводить не к экономии, а к системному перерасходу топлива. Другой особенностью установки является использование части теплоты газопаровой смеси после газопаровой турбины для генерации впрыскиваемого в камеру сгорания (КС) пара и получение дополнительной мощности. В режиме работы без впрыска пара в КС установка работает как утилизационная ГТУ (см. рис. 2.1 и 2.2).
Действительная экономия топлива в системе всегда оказывается ниже расчетной, полученной по формуле (2.11). Это обусловлено потерями энергии в схемах комбинированной выработки на привод сетевых насосов АЭСН, перекачивающих сетевую воду по прямому и обратному магистральным трубопроводам, а также наличием потерь теплоты A Qnom при транспорте горячей воды.
Расчетный расход топлива, соответствующий выработке электроэнергии, расходуемой на перекачку горячей воды, рассчитывается как АВсэ н = АЭсн/ Л кээс Qн (2-12) Для компенсации потерь в тепловых сетях (за счет утечек теплоносителя и тепловых потерь) необходим соответствующий расход топлива АВпот, определяемый как АВтпот = ,Q Qxот/ Лкот Qн (2-13) где Q - коэффициент, учитывающий то обстоятельство, что часть теряемой теплоты, пропорциональная коэффициенту теплофикации, производится на ТЭЦ комбинированным способом. Таким образом, системная экономия топлива от комбинированной выработки электроэнергии и теплоты определится как разность DВэскис = DВэк - DВтс н - DВтпот - DВэраз . (2.14) 1-осевой компрессор; 2-камера сгорания; 3-газопаровая турбина; 4-электрогенератор; 5- котел-утилизатор; 5.1-теплообменная поверхность подогревателя сетевой воды; 5.2-теплообменная поверхность парогенератора; 5.3- барабан-сепаратор; 5.4- вакуумный деаэратор; 5.5-контактный теплообменник; 5.6-химводоподготовка;6-водоводяной подогреватель Рис. 2.2. Принципиальная тепловая схема и условный термодинамический цикл отопительной ГПУ с энергетическим впрыском пара в КС
На рисунке 2 а показана конфигурация условного термодинамического цикла ГПУ при различных температурах наружного воздуха. Из рисунка следует, что при понижении температуры наружного воздуха доля раздельной низкоэффективной выработки электроэнергии снижается, что обуславливает более высокое значение системной экономии топлива.
Одним из показателей системной топливной эффективности ТЭЦ в системах теплоснабжения может служить предложенная в [9] А.И. Андрющенко величина удельной системной экономии топлива 3т, определяемая как Рт = АВсэиксВт , (215) где Вттэц - полный расход топлива на ТЭЦ с учетом доли расхода топлива на комбинированную и раздельную выработку электроэнергии и теплоты, а также пиковую выработку теплоты.
Для ТЭЦ на базе ГПУ величину 3т можно представить в виде функции известных показателей совершенства процессов ГПУ (электрический КПД, удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении, коэффициент использования теплоты сжигаемого топлива), потерь в тепловых сетях и электрического
КПД замещаемой КЭС. Для этой цели все величины, входящие в АВэскис, выразим как соответствующие доли от отношения Qтф/Qнр, то есть АВэраз + АВтс н + АВтпот )- (2Л6) а часть расхода топлива на ГПУ-ТЭЦ, приходящуюся на раздельную выработку Вэраз и выработку пиковой тепловой энергии Вgик, как соответствующие доли от расхода топлива на комбинированную выработку электроэнергии и теплоты, то есть
Математическая модель проточной части турбин ГПУ
Контактный конденсатор водяных паров и сепаратор влаги являются важными элементами схемы ГПУ. После котла-утилизатора и газоводяного теплообменника газопаровая смесь поступает в теплообменник контактного типа, в котором находится ороситель. Следом газопаровая смесь проходит контактный конденсатор. Отвод получившегося конденсата происходит на химводоподготовку.
При термодинамическом равновесии в контактном теплообменнике достигаются температуры 50 - 80С [109]. Для компонентов, участвующих в процессе горения, известны объемные и массовые доли. Перевести объемные (г,) доли в массовые (gt)можно по выражению При конденсации пара из газопаровой смеси, ее состав постоянно изменяется, тем самым усложняет расчет данного процесса.
Изменение энтальпии и теплоемкости газопаровой смеси происходит при изменении массовых долей компанентов. Задается интервал т-х изменения концентрации водяного пара от 0% до 100%. Для каждого интервала определяются парциальные давления пара в газопаровой смеси с помощью таблиц воды и водяного пара [17]. Изначальное парциальное давление определяется с помощью массовой доли gв п = g"2 и полного давления смеси
До начала процесса конденсации пара из газопаровой смеси, количество теплоты, выделившейся на m-м интервале определится СГ = Gm С , (3.77) где Gс м - массовый расход газопаровой смеси, кг/с; ДАс м - изменение энтальпии газопаровой смеси на интервале m, кДж/кг. С учетом конденсации пара из газопаровой смеси, количество выделившейся теплоты можно определить из зависимости Qm = Gс м: А/С + AGв п С + A Gв п1 АЛв п1, (3.78) где Gс м,AGв п,AGв п_1 - соответственно, средний расход чистых продуктов сгорания и водяного пара в т-м интервале и средний расход воды на предыдущем (ш-1)-м интервале, кг/с; Atс м ,rс р AK-1 - соответственно, изменение энтальпии чистых продуктов сгорания и водяного пара на т-м интервале, теплота парообразования при температуре ш-ого интервала, изменения энтальпии воды на (ш-1)-м интервале, кДж/кг.
Данные математические модели расчета основного оборудования ГПУ использованы в работе. Глава 4. Оптимизация параметров отопительных газопаровых установок Методические положения оптимизации основных параметров отопительных ГПУ Для проведения оптимизационных исследований была выбрана газопаровая установка с комбинированной выработкой электроэнергии и теплоты, принципиальная тепловая схема которой представлена на рис.4.1. 1-осевой компрессор; 2-камера сгорания; 3-газопаровая турбина; 4-электрогенератор; 5-утилизатор теплоты газопаровой смеси; 6-теплообменная поверхность пароперегревателя; 7-барабан-сепаратор; 8-теплообменная поверхность испарителя; 9-теплообменная поверхность водяного экономайзера; 10-питательный насос; 11-атмосферный деаэратор; 12-тепловой потребитель; 13-теплообменная поверхность газоводяного теплообменника; 14-сетевой насос; 15-деаэратор подпитки теплосети; 16-поверхностный теплообменник; 17-насос подачи хим. очищенной в основной деаэратор; 18-установка химводоподготовки; 19-подпиточный насос; 20-насос подачи сырой воды; 21-коллектор острого пара; 22-трубопровод подачи острого пара на впрыск в камеру сгорания; 23-трубопровод подачи пара на собственные нужды установки; 24-жалюзийный влагоуловитель. Рис.4.1. Принципиальная тепловая схема ГПУ-ТЭЦ с низкотемпературным теплообменником поверхностного типа В качестве оптимизируемых параметров были выбраны следующие параметры и характеристики: степень повышения давления воздуха в компрессоре и доля впрыскиваемого пара в камеру сгорания.
Каждый из данных параметров своим изменением влияет на изменение конструкции турбоагрегата, изменение металлоемкости котла-утилизатора и т.д. Данные изменения в свою очередь влияют на уровень материальных затрат в установку.
Критерием оптимальности является чистый дисконтированный доход ЧДД {Rt-H -a,- К, (4.1) где Rf- результат, достигаемый на t-том шаге расчета; Ht - затраты, осуществляемые на t-том шаге расчета; t - продолжительность расчетного времени; at - коэффициент дисконтирования.
Эксплуатационные затраты включают в себя затраты на ГСМ, расходные материалы, затраты на поддержание в работоспособном состоянии резервного оборудования (консервация, химическая обработка), расходы за вредные выбросы в допустимых объемах в атмосферу и т.д. Ремонтные затраты определяются по типовым объемам работ по каждому конкретному оборудованию и регламентируются технической документацией.
Квспобор - капиталовложения на вспомогательное оборудование; Ксиставт - капиталовложения в системы автоматизации; Кмонтаж - капиталовложения в монтаж оборудования; Кпнр - капиталовложения в пусконаладочные работы; К е - прочие капиталовложения. Капиталовложения в котел утилизатор зависят в основном от затрат в поверхности нагрева и монтажные работы, которые можно представить в следующем виде
Капиталовложения в поверхности нагрева складываются из капиталовложений на каждую из существующих поверхностей нагрева в котле-утилизаторе. Для выбранной схемы ГПУ данные затраты рассчитываются по следующей формуле
При оптимизации степени повышения давления и доли впрыска пара выполнены расчеты эффективности ГПУ-ТЭЦ на различных режимах работы при различных температурах наружного воздуха. Результаты расчетов приведены в разделе 6.2.
Приведенные соотношения, а так же математические модели, разработанные во второй главе, позволили провести оптимизацию основных параметров ГПУ.
Изменение степени повышения давления воздуха в компрессоре влияет на изменение ряда характеристик оборудования ГПУ: изменение в конструкции газопаровой турбины; изменение расхода топлива в камеру сгорания газопаровой турбины; изменение давления генерируемого пара в КУ; изменение металлоемкости КУ за счет увеличения толщины стенки труб поверхностей нагрева; изменение количества утилизируемой теплоты в КУ; изменение металлоемкости вспомогательного оборудования. Для определения оптимальной степени повышения давления воздуха в компрессоре необходимо определить исходные данные для проектируемой ГПУ: температура наружного воздуха +15 С; давление наружного воздуха 760 мм рт.ст.; расход подаваемого воздуха в компрессор 40 кг/с; доля впрыскиваемого пара в камеру сгорания 10%; температура генерируемого пара 300 С; расход пара на собственные нужды 20% от количества впрыскиваемого пара; расчетный температурный график теплосети 130С /70С; температурный график подогревателя сырой воды 45С/15С.
Вероятностная модель расчета надежности ГТУ
Схемы и способы отпуска теплоты потребителям характеризуется разнообразием параметров и расходов, что продиктовано, прежде всего, типом потребителя: технологическое, коммунально-бытовое и.т.д. Сопоставление экономической эффективности вариантов теплоснабжения от ГПУ-ТЭЦ и от отопительных котельных должно обязательно включать фактор надежности. В свою очередь фактор надежности должен быть методически формализован таким образом, чтобы позволять дифференцированно оценивать последствия перерывов в теплоснабжении и электроснабжении с разными отказовыми уровнями (выше и ниже технологической, аварийной брони и пр.).
В общем случае отпуск теплоты от ГПУ-ТЭЦ осуществляется как от котлов утилизаторов в режиме работы ГПУ без впрыска пара, так и от низкотемпературного теплообменника с разнообразным способом их включения. Транспортировка теплоты, как правило, осуществляется одновременно по двум или более теплопроводам при условии обеспечения полного требуемого расхода на случай выхода из строя одного из них.
При теплоснабжении от ГПУ-ТЭЦ с поперечными связями значительно сложнее, чем от отопительной котельной, добиться приемлемо высокой надежности отпуска теплоты. Когда котельные расположены ближе к конкретному потребителю, транспорт теплоты от них может быть более надежным, во-первых, из-за меньшей общей интенсивности отказов более коротких трубопроводов, во-вторых, из-за сокращения длины секционированных участков и увеличения числа параллельных ниток (при несколько уменьшенном их диаметре).
Теплофикационные газопаровые энергоустановки ТЭЦ, предназначенные для выработки электроэнергии и горячей воды для нужд отопления и горячего водоснабжения, являются наиболее сложными в техническом, структурном и функциональном отношении, по сравнению с одноцелевыми установками. Вследствие достаточно сложной структуры ГПУ в зависимости от режимов их работы, а также различного спектра мер по обеспечению надежности для них характерна взаимосвязь вырабатываемых видов энергии. Это обстоятельство усложняет решение задачи расчета показателей надежности в связи с необходимостью учета этой взаимозависимости.
Таким образом, теплофикационная газопаровая установка представляет собой сложную, разветвленную систему отдельных элементов, функционально объ 127 единенных одним технологическим процессом. Расчет показателей надежности теплофикационной ГПУ проводится в предположении, что каждый элемент в любой момент времени t плановой его работы может находиться в одном из двух состояний: работоспособном и неработоспособном. Состояние любого элемента установки в любой момент времени можно представить индикаторной диаграммой
При этом эволюцию состояний всей установки можно представить последовательностью периодов работоспособности tр и периодов восстановления tв, т.е. tр1, tв1, tр2, tв2, ..., tрn, tвn. Состояние ГПУ определяется состоянием ее элементов. Если состояние i-го элемента в момент времени t Xi(t), то состояние установки описывается графом вида X(t)={ X1(t), X2(t),..., Xi(t),..., Xn(t)}. (5.33) Установка полностью работоспособна, если X(t)={1,1,...,1,...,1}. Для расчета показателей надежности ГПУ необходимо определить вероятность и время нахождения установки во всех возможных состояниях. Для этого используется методы перебора состояний, «дерева отказов», минимальных путей и сечений и др. [63]. Настоящая методика базируется на марковской модели эволюции состояний системы, как наиболее универсальной из всех вышеперечисленных. В основе расчета структурной надежности установки лежит описание ее функционирования с помощью марковского процесса с дискретным множеством состояний и непрерывным временем [63]. Основой предпосылки использования марковской модели является принятие экспоненциальных законов распределения времени работы и восстановления, представляемых в виде
На рис. 5.13 показана расчетная структурная схема теплофикационной газопаровой установки. На рис. 5.14 приведена структурно-сложная принципиальная тепловая схема ГПУ-ТЭЦ с поперечными связями, на которой установлено, в самом общем случае, как однотипное, так и разнотипное оборудование. Здесь имеются параллельные связи по свежему пару, а также общий коллектор горячей воды для отопления. Кроме того, в качестве функционального резерва общем случае могут быть использованы камеры дожигания топлива в среде уходящих газов ГТУ.
Если отопительная ГПУ состоит из n выделенных элементов, то Pi(t) - вероятность того, что она в момент времени t находится в состоянии i. Вероятность того, что установка за время Dt перейдет из i-го состояние в любое другое, запишется в виде [63]
Для решения системы (5.39) разработана и реализована программа, использующая метод Рунге-Кутта [23, 45]. Расчетно-теоретическими исследованиями установлено, что при реальных значениях интенсивностей отказов и восстановлений элементов энергоустановок, через период времени 300-500 часов, вероятности P;(t) стремятся к стационарному значению. Следовательно, система дифференциальных уравнений (5.39) превращается в систему алгебраических уравнений, а значения P;(t) в стационарные значения Р;.
При числе элементов в системе равном т, число возможных состояний системы составит 2т При большом значении т решение системы (5.13) в вычислительном плане затруднительно. Поэтому для расчета показателей надежности установки, ее структурная схема представлена в виде n (i=l,n) последовательно соединенных, агрегированных блоков, содержащих Ь;=М;+Р; элементов, где М; и Р; соответственно число рабочих и резервных элементов і-го блока однотипных элементов.
Функционально-структурная схема теплофикационной ГПУ приведена на рис. 5.12. Считая, что каждый элемент і-го блока может находиться только в двух состояниях - работоспособном и неработоспособном, z-е состояние энергоустановки характеризуется (п+т)-мерным графом где Kf - число работоспособных элементов і-го блока; N - располагаемая электрическая мощность в і-м состоянии; Qpr - производительность установки по отпуску теплоты z-м теплоносителем. Величина Np определяется инженерным анализом, соответствует ее минимальному значению при отказе 1; элементов из L; в і-м блоке и рассчитывается по формуле