Установленная мощность электростанции энергоблока

Строительство третьего энергоблока ТЭЦ-27 открывает реализацию Программы развития и технического перевооружения Московской энергосистемы на 2006-2020 гп , согласно которой до 2010 года мощность электростанций ОАО Мосэнерго и электростанций, расположенных в московском регионе и входящих в структуру РАО ЕЭС России , увеличится на 2 511 МВт. В том числе 1 725 МВт будет получено за счет ввода в эксплуатацию новых энергоблоков, остальное — за счет модернизации действующих объектов. В результате реализации Программы в 2010 году установленная мощность электростанций РАО ЕЭС России в московском регионе составит 17 059 МВт. [c.65]

С повышением мощности энергоблоков уменьшаются их металлоемкость, капитальные затраты на их производство и на строительство электростанций (в расчете на 1 кВт установленной мощности), число обслуживающего персонала и расход топлива (рис. 8.3). Так, с увеличением мощности блока ПТУ с 600 до 1800 МВт стоимость строительства уменьшилась на 12%, эксплуатационные расходы — на 3%, удельный расход топлива — на 3%. Расход топлива сокращается из-за того, что с укрупнением блока уменьшаются относительные потери тепла в котлоагрегате и турбине. Неудивительно, что за последние 20 лет шло особенно интенсивное повышение мощности энергоблоков (рис. 8.4), которая теперь составляет 500—800 МВт. Ведутся работы по созданию блоков мощностью 1200 МВт и выше. [c.158]

Объективным законом развития электроэнергетического производства является тенденция ко все большему укрупнению и объединению. С увеличением единичной мощности агрегатов, как правило, экономичность установки увеличивается повышается к. п. д., снижаются удельные веса и размеры на единицу установленной мощности, а следовательно, и капитальные затраты. К началу 1967 г. на тепловых электростанциях было введено в действие более 140 турбоагрегатов мощностью 150—300 тыс. кет. В 1967 г. введен в действие на Славянской тепловой электростанции первый энергоблок мощностью 800 тыс. кет. На Красноярской гидроэлектростанции к 50-летию Октября начали работать два первых агрегата мощностью по 500 тыс. кет. [c.26]

Рост единичной мощности энергоблоков в девятой пятилетке способствовал росту установленной мощности тепловых электростанций. [c.55]

За последние годы накоплен большой опыт в проектировании, строительстве и монтаже крупных тепловых электростанций, энергетических блоков мощностью от 150 до 800 МВт, построено 50 тепловых электростанций мощностью от 1 до 3,6 млн. кВт. Переход к установке крупных энергоблоков в сочетании с типизацией проектов, оборудования и конструкционных элементов резко сократил объем строительно-монтажных работ на 1 кВт установленной мощности. [c.106]

Основу энергетических мощностей в ОЭС составляют крупные ТЭС и АЭС с конденсационными энергоблоками мощностью 150—1200 МВт. К началу 1981 г. 75 электростанций (ТЭС, ГЭС и АЭС) имели каждая установленную мощность 1 млн. кВт и более суммарной мощностью 149,2 млн. кВт, или 56% мощности всех электростанций страны. [c.199]

На тепловых электростанциях с энергоблоками мощностью 160, 200 и 300 МВт количество арматуры, подлежащей ежегодному ремонту с вырезкой из трубопроводов, составляет 20—30% всего количества арматуры, установленной на одном энергоблоке. Для ремонта указанной арматуры организовывают участок (цех). Перечень необходимого оборудования и приспособлений для оснащения участка по ремонту арматуры приведен в табл. 7-11. [c.209]

Развитие советской электроэнергетики характеризуется укрупнением мощностей электростанций и единичных мощностей установленных на них энергоблоков. В 80-х годах базовыми энергоблоками КЭС на органическом топливе приняты блоки мощностью [c.54]

Определяющим принципом развития советской теплоэнергетики является увеличение мощности электростанций, увеличение единичной мощности агрегатов, повышение начальных параметров пара. За 4 года девятой пятилетки количество электростанций с установленной мощностью свыше 1 млн. кВт достигло 44, причем 15 из них имеют мощность свыше 2 млн. кВт. Суммарная мощность энергоблоков 150—800 МВт к концу 1974 г. составила 76,5 млн. кВт, или 49,1% мощности всех тепловых электро- [c.4]

Недостаток Т-образных котлов в том, что эти агрегаты занимают большее место по длине котельной, вследствие чего приходится удлинять все здание электростанции. Удорожание здания приводит к ощутимому повышению стоимости всей электростанции. Например, стоимость здания главного корпуса электростанции с шестью энергоблоками мощностью по 200 МВт составляет 30% стоимости всего установленного в нем оборудования. Однако для энергоблоков мощностью 200 МВт с пылеугольными котлами увеличение длины здания, связанное с более удобным размещением пылеприготовительного оборудования, считается оправданным. [c.8]

На электростанциях большинство прямоточных парогенераторов работает с разрежением в газовом тракте основную часть этих парогенераторов составляют парогенераторы сверхкритического давления для установки в энергоблоках мощностью 300 МВт и выше. В эксплуатации находятся также прямоточные парогенераторы докритического давления, установленные в энергоблоках 150 —200 МВт, но их производство для крупной энергетики прекращено. [c.277]

Эффективность использования установленной мощности электростанций. Важнейший экономический показатель эффективности работы отдельных энергоблоков, электростанций и энергосистем в целом, определяющий их выработку продукции и фондоотдачу, оказывающий большое влияние на эксплуатационные расходы, — число часов эффективного использования установленной мощности Гэф, или среднегодовой коэффициент использования этой мощности (КИУМ), обозначаемый, так же как среднегодовой коэффициент нагрузки, ф. [c.62]

Особое значение для совершенствования энергетического аппарата в предстояш,ий период будет иметь демонтаж устаревшего энергетического оборудования. Значение этой проблемы для проведения энергосберегаюш ей политики и экономии трудовых ресурсов трудно переоценить. Например, вывод из эксплуатации мелких устаревших электростанций, дающих всего 5% общей выработки электроэнергии, позволил бы уменьшить расход топлива на 10 млн т у. т. и, сверх того, заменить 25 млн т у. т. мазута и газа ядерной энергией и углем при одновременном высвобождении трети всего эксплуатационного персонала электростанций Минэнерго СССР. Еще более остро в предстоящий период встает проблема демонтажа крупных энергоблоков единичной мощностью 150—300 МВт, которые в настоящее время исчерпали свой расчетный ресурс работы, а в конце 80-х гг. превысят его в 1,5—2 раза. Мощность этих электростанций составляет четвертую часть всей установленной мощности, и в своем большинстве они работают на газе и мазуте. [c.55]

Суммарная установланная мощность конденсационных энергоблоков 150—1200 МВт к концу 1980 г. составила около 100 млн. кВт, из которых около 55 млн. кВт составляет наиболее современное оборудование насверх-критические параметры пара — энергоблоки мощностью 300—1200 МВт. Работа энергоблоков характеризуется более высокими технико-экономическими показателями по сравнению с остальными конденсационными электростанциями, и при доле установленной мощности на конец 1980 г. около 50% выработка электроэнергии энер-гоблока1Ми -в 1980 г. составила 58,5%. [c.113]

Повышенные требования к водному режиму прямоточных кот-лоагрегатов сверхкритического давления вызывают необходимость осуществления жесткого и постоянного контроля за качеством питательной воды. При одновременном сокращении персонала химических цехов электростанций на единицу установленной мощности эта задача может быть решена только за счет автоматизации химического контроля. Основные требования к автоматическим приборам химического контроля — это малая инерционность, высокая точность измерения и непрерывность регистрации показаний. В настоящее время все большее число показателей качества питательной воды переводится на автоматический контроль, для реализации которого используются кислородомеры, водородомеры, кондуктометры (с предварительным Н-катионированием либо с обогащением и дегазацией), кремнемеры, pNa и рН-метры. Большинство из этих приборов освоено в длительной эксплуатации энергоблоков. [c.175]

Следует отметить, что из соображений экономической эффективности необходим существенно различный подход к определению целесообразного объема автоматизации для электростанций различной мощности. Для небольших тепловых электростанций создание сложной системы автоматизации экономически неоправ-дано, в то время как для станций с установленными на них энергоблоками мощностью 300— 500 тыс. кет и выше в ряде случаев целесообразно проведение максимально возможной автоматизации. [c.173]

Известно, что за период с 1963 по 1969 г. в СССР было введено и эксплуатацию 42 энергоблока сверхкритического давления (с. к. д.) мощностью 300 Мвт и два блока 500 и 800 Мвт, что составило около 137о установленной мощности всех тепловых электростанций страны. Из схемы генерального плана развития энергетики в СССР предполагается, что к концу 1980 г. в эксплуатации будет находиться примерно 220—240 энергоблоков с. к. д., общая мощность которых составит приблизительно 40% общей установленной мощности всех тепловых электростанций. [c.5]

Тепловые электростанции являются источниками следующих стоков охлаждающей воды конденсаторов турбин сбросных вод гидрозолоудаления обмывочных вод хвостовых поверхностей нагрева зашламлен-ных стоков и регенерационных растворов водоподготовительных установок вод загрязненных нефтепродуктами, мазутом, маслами отработавших растворов после химических очисток теплосилового оборудования и после его консервации. Количества этих сточных вод и содержание в них загрязнений весьма различны. Некоторые стоки определяются установленной мощностью ТЭС (например, охлаждающая вода конденсаторов), а другие зависят от количества и зольности сжигаемого в парогенераторах твердого топлива (при гидрозолоудалении). На ТЭС с восемью энергоблоками по 300 Мет через конденсаторы турбин в зависимости от температуры охлаждающей воды пропускают от 400 до 500 000 м /ч при температуре сбрасываемой воды, превышающей начальную на 10—15°С. Количество и качество стоков из водоподготовительных установок зависят от [c.109]

Эти обстоятельства заставляют пересмотреть традиционные решения тепловой схемы с деаэраторными установками, которые усложняют эксплуатацию электростанции и удорожают стоимость установленного киловатта мощности. К примеру, на Кармановской ГРЭС ВТИ реализована бездеаэраторная схема работы энергоблока 300 МВт, в которой нашел отражение ряд достижений по совершенствованию оборудования и водного режима. Первые ПНД после конденсатора выполнены смешивающего типа, вертикальными, включенными по схеме с перекачивающими конденсатными насосами. Эти ПНД имеют в своих корпусах определенный демпфирующий запас воды для устойчивой работы конденсатных насосов. Необходимое количество этой воды с учетом ее наличия в конденсатосборнике конденсатора главной турбины составляет на энергоблоках 300— 800 МВт 20—50 м . Деаэратор питательной воды заменен дополнительным пятым ПНД поверхностного типа (на Кармановской ГРЭС его функции выполняет исключенный из схемы ПВДЗ), Конденсатные насосы третьей [c.132]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...