Энергоблок

Число ступеней регенеративного подогрева воды на современных крупных энергоблоках — от семи до девяти, а КПД таких ТЭС достигает 40—42 %. [c.187]

СПОСОБЫ УЛУЧШЕНИЯ РАБОТЫ ФУНКЦИОНИРУЮЩИХ ГРУППОВЫХ ЭЛЕКТРОФИЛЬТРОВ КРУПНЫХ ЭНЕРГОБЛОКОВ [69] [c.260]

Мощность современных энергоблоков котел — турбина — генератор достигает 1,2-10 кВт. [c.109]

Коэффициент полезного действия энергоблока приближается к 50%. Это должно обеспечить экономию 20—25% топлива по сравнению с обычной тепловой электростанцией. [c.183]

Разберем принципиальную тепловую схему отечественного конденсационного энергоблока мощностью 300 МВт (рис. 9.1) с паровой турбиной К-300-240. [c.217]

Уравнения (9.3) и (9.4) иногда называют гидравлической характеристикой пароводяного тракта энергоблока 222 [c.222]

Т а б лиц а 9.5. Основные виды питательных насосов, применяемых на мощных энергоблоках [c.239]

В табл. 9.5 приведены основные виды питательных насосов, применяемых на отечественных энергоблоках мощностью 300, 500 и 800 МВт. Рассмотрим конструктивные особенности питательных насосных агрегатов энергоблоков, работающих на сверхкритических параметрах пара, на примере турбоустановки К-300-240. Питательная установка такого энергоблока состоит из следующего оборудования [c.239]

В связи с тем, что питательные насосы являются таким же основным оборудованием мощных блочных электростанций, как парогенераторы и турбоагрегаты, конструкция их должна обеспечивать длительный срок службы в условиях частых пусков и пе ременных нагрузок энергоблока. Наиболее распространенными нестационарными режимами работы питательных насосов являются пуск из холодного и неостывшего состояний-, работа в режиме холостого хода-, снижение давления на стороне всасывания насоса. [c.250]

Пуск, остановка и регулирование объемной подачи питательных насосов осуществляются на энергоблоках из помещения блочного щита, а на ТЭС с поперечными связями— с группового щита управления. [c.252]

Экономичность и надежность конденсационной установки, а следовательно, и энергоблока в целом зависят от работы не только циркуляционных насосов, по и ряда вспомогательных устройств, к числу которых принадлежат и вакуумные насосы. [c.274]

Для питания парогенераторов энергоблоков АЭС в нормальных и аварийных режимах применяются питательные насосы типов СПЭ-65-56 ПЭ-150-85 ПЭ-250-75 ПЭ-850-65 СПЭ-1650-75 ПТ-3750-75. Основные парамет- [c.301]

Необходимость тесной взаимосвязи всех элементов энергоблока на различных режимах следует учитывать при проектировании котла, турбины и вспомогательного оборудования, при разработке пусковых схем энергоблоков Наиболее сложным оборудованием энергоблока являлся котел. По условиям надежности в первом варианте энергоблока устанавливали по два котла (корпуса) на одну турбину —дубль-блоки. Причем котлы имели как одинаковые поверхности нагрева (симметричные дубль-блоки), так и раз-6 [c.6]

Рис. 4. Принципиальные схемы пуска энергоблоков

В прямоточных котлах в экранах происходит испарение всей воды, поэтому отсутствует возможность организации продувки. Примеси ввиду различия их растворимости в воде и паре в том или ином количестве выпадают в виде отложений на внутренних поверхностях труб, а оставшаяся часть выносится с паром. Накопление этих отложений периодически удаляют путем проведения химической промывки котла. Процесс промывки трудоемок и выполним только при остановленном оборудовании. Поэтому в энергоблоках с прямоточными котлами после конденсатора турбины на водяном тракте устанавливается блочная обессоливающая установка (БОУ). Благодаря очистке конденсата в ней удается уменьшить содержание примесей в питательной воде и соответственно темпы роста отложений в трубах котла. [c.153]

Развитие п совершенствование оборудования АЭС позволило повысить их КПД до 35 %> а единичную мощность энергоблоков довести до 1000 и более МВт. Себестоимость производимой на АЭС электроэнергии соизмерима с себестоимостью электроэнергии, отпускаемой ТЭС, использующими органическое топливо. Например, себестоимость электроэнергии на Ленинградской атомной электростанции мощностью 4000. МВт составляет примерно 0,5 коп/(кВт-ч). [c.220]

Изменение концентрации SO3 в продуктах сгорания по газоходам мазутного котла паропроизводительностью 956 т/ч в зависимости от времени, нагрузки энергоблока и частоты обмывки поверхностей нагрева приведено в [24]. Выявилось существенное прогрессирующее влияние времени эксплуатации котла на концентрацию SO3 в продуктах сгорания за конвективными поверхностями нагрева. После обмывки поверхностей нагрева водой концентрация триоксида серы в газе резко падает, а затем опять увеличивается. [c.22]

Развитие и совершенствование оборудования АЭС позволило повысить КПД до 35 %, а единичную мощность энергоблоков довести до 1000 МВт и более. Себестоимость производимой на АЭС электроэнергии соизмерима с себестоимостью электроэнергии, отпускае мой ТЭС. использующими органическое топ ливо. Например, себестоимость электроэнер ГИИ на Ленинградской атомной электростан ции мощностью 4000 МВт составляет при мерно 0,5 коп/(кВт-ч). [c.190]

С целью экспериментальной проверки изложенных здесь теоретических положений были проведены специальные исследования действующего опытно-промышленного электрофильтра [651. Основной частью опытной установки был двухпольный пластинчатый электрофильтр (рис. 2.4), подключенный через байпасную линию к действующему промышленному электрофильтру энергоблока 300 МВт. [c.74]

Идельчик И. Е., Александров В. П. О компоновке электрофильтров и аэродинамическом моделировании. К улучшению эффективности работы существующих электрофильтров крупных энергоблоков. — В кн. Межобластной семинар по очистке газов. Ярославль, Верх.-Волж. кн. пзд-во 1972, с. 45—59. [c.339]

Горизонтальные электроф [Льтры с осевым подводом потока через горизонтальные диффузоры 219 27. Горизонтальные электрофильтры с подводом потока под углом через наклонные диффузорные участки 232 28. Горизонтальные электрофильтры с подводом потока через вертикальную шахту снизу 236 29. Горизонтальные электрофильтры с боковым подводом потока вертикально сверху 252 30. Вертикальные электрофильтры 253 31. Способы улучшения работы функционирующих групповых электрофильтров крупных энергоблоков [69] 260 32. О рациональном перераспределении газов в электрофильтре 266 [c.350]

XXVI съезд КПСС поставил перед эн ргомашинострои-телями и энергетиками задачу увеличения производства оборудования для атомных, тепловых и гидроэлектростанций, в том числе атомных реакторов мощностью I—1,5 млн. кВт и энергоблоков мощностью 500 — 800 тыс. кВт для тепловых электростанций, работающих на низкосортных углях. [c.3]

Гидродинамические муфты нашли широкое применение для регулирования частоты вращения насосов, а следовательно, для изменения подачи при постоянной частоте вращения электродвигателя на энергоблоках мощностью 150 МВт и более. Гидромуфты повышают КПД насосных агрегатов, так как потери мощности при регулировани подачи дросселированием всегда выше. Дополнительными преимуществами использования гидро муфт являются увеличение долговечности насоса, арматуры [c.230]

Регулирующее устройство, смонтированное на кронш-> тейне корпуса гидромуфты и управляемое через кблонку дистанционного управления, состоит из регулирующего клапана, получающего импульс от регулирующего устройства энергоблока. Ведущий (насосный) ротор гидромуфты (рис. 9.9) образован двумя коваными чашеобразными дисками /,//), соединенными по наружному диаметру с помощью фланцев цилиндрической кованой проставкой 3. В торце вала 1 со стороны его крепления к диску 1 выполнено гнездо 2 ведомого (турбинного) ротора, в котором монтируется наружная обойма роликового подшипника 4. Смазка этого подшипника осуществляется через отверстия, сообщающиеся с канавкой выполненной в торце вала. Масло в этой канавке выдавливается через зазор между расточкой вкладыша и шейкой вала. Шейкой заднего подшипника ведущего ротора служит вал 5, прикрепленный 232 [c.232]

Насосы с электроприводом получили также широкое распространение в качестве пускорезервных, т. е. обеспечивающих пусковые операции и нагружение энергоблока до 50—60% номинальной нагрузки,, а также уде(ржание нагрузки энергоблока на указанном уровне при выходе из строя главного питательного насоса с трубоприводом. [c.238]

Характерной особенностью схем энергоблоков мощностью 300 МВт и более является разделение питательных насосов на основные и бустерные. Установка бустерного насоса диктуется следующими причинами. При увеличении мощности турбин увеличивается и подача применяемых насосов. Но с увеличением частоты в ращения насоса и его подачи повышается требуемый подпор на всасывающей стороне, если одновременно не снижать частоту в ращения ротора. Снижение же частоты вращения уменьшает напор, развиваемый ступенью насоса по квадратичной зависимости, и увеличивает количество ступеней. Это делает насос более тяжелым, дорогим и крупногабаритным (особенно для высоконапорных насосов). Для того чтобы избежать утяжеления насоса, его как бы разделяют на два первый, буст рный — имеет малую частоту в ращения и не требует большого подлора, а второй, основной — имеет большую частоту в ращения, а следовательно, более компактен, что возможно благодаря подпору, создаваемому бустерным насосом. Таким образом, конструктивные соображения вынудили ограничить число ступеней насоса и увеличить частоту его вращения. Последнее в свою очередь пршвело к сооружению бустерного насоса. [c.239]

Для обеспечения работы котлов блоков мощностью 500 и 800 МВт используются питательные насосные агрегаты ПТН-950-350 (блок 500 МВт) и ПТН-1500-350 (блок 800 МВт). На каждый энергоблок цредусмотрено по два рабочих агрегата. Агрегат состоит из главного и бустерного (предвключенного) насосов, подсоединенных к обоим концам приводной турбины. Крутящий момент к предвключен-ному насосу передается через понижающий редуктор. Питательные турбонасосы ПТН-950-350 и ПТН-1500-350 имеют конструктивное исполнение, аналогичное ПТН-1150-340 (см. рис. 9.14) [c.249]

На рис. 9.37—9.39 приведены схемы отечественных энергоблоков ВВЭР-440, ВВЭР-1000 и РБМК-1000, работающих по двухконтурному принципу с указанием типов применяемых насосов. [c.293]

Ввиду неравномерного использования электроэнергии в течение суток, недели, месяца и года возникает необходимость в частых остановах и последующих пусках энергоблоков. При останове энергоблока и отключении генератора 3 и турбины 2 значительные расходы пара, аккумулированного в котле / (рис. 4, а), надо быстро сбросить помимо турбины 2 (через байпас) в конденсатор 4. Если в котле имеется промежуточный перегреватель 7, установленный в зоне высоких температур, то, байпасируя цилиндр высокого давления (ЦВД) турбины, пар направляют через редукционно-охладительную установку 6 (РОУ) на охлаждение промежуточного перегревателя. Затем пар подают в конденсатор через РОУ 5. Энергоблоки с такой схемой байпасирования турбины получили название двухбанпасных. Наличие байпасных паропроводов с арматурой и системами регулирования, которые должны срабатывать быстро и синхронно, усложняет работу энергоблока. [c.7]

В последнее время больщое распространение получила однобайпасная схема энергоблока (рис. 4, б). Пар, минуя оба корпуса турбины и промежуточный перегреватель, сразу сбрасывается в конденсатор 4 через пуско-сбросное устройство 6 (ПСБУ). В котлах таких энергоблоков промежуточные перегреватели размещают в зоне умеренных температур. В этом случае пуск энергоблока можно проводить без охлаждения промежуточного перегревателя, т. е. без подачи в него пара. [c.7]

На рис. 65 показана ступень двухпоточного экономайзера котла СКД энергоблока 300 МВт для сжигания экибастузского угля. В отличие от предыдущей конструкции опоры 5 дистан-ционирование труб 4 осуществляется стойками 3, закрепленными (за исключением средних) на входных 2 и выходных 1 коллекторах. Экономайзер разделен на два пакета с монтажным стыком между ними. Вода из экономайзера отводится по обогреваемым водоотводящим трубам, которые являются несущими конструкциями, расположенными внутри газохода. Высоту пакетов (1 — 1,5 м), расстояние между ними (0,8—1 м, иногда 0,8—1,5 м) и соседними поверхностями нагрева выбирают из условий монтажа и ремонта. Большие значения принимают для трубных пучков с малым поперечным шагом. [c.104]

На ТЭС часто возникает необходимость прогревать трубопроводы, особенно паропроводы, при отключении некоторого оборудования, например при пуске энергоблока (до включения турбины и др.). По трубопроводам приходится nporfj Karb рабочее тело с постепенным повышением его параметров. Поэтому перед запорными органами устанавливают оборудование продувок, т. е. трубопроводы определенного (зависящего от расхода среды) сечения с запорной арматурой. Часто дренажные и продувочные устройства и воздушники соединяют в единую дренажно-продувочную систему. [c.122]

Котлы мощных энергоблоков, например, Пп-3650 — 25—545/545—ГМ (ТГМП-1202), Пп-2650—25—545/545-ГМ (ТГМП-204), Пп-2650—25—545/545—КТ (ТПП-804) начали выпускать без собственного опорного каркаса. Котел с площадками, лестницами и некоторым оборудованием подвешен на потолочном перекрытии, опирающемся на металлоконструкцию здания. Такое решение стало возможным благодаря использованию газоплотных мембранных панелей и облегченной обмуровки. Потолочное перекрытие здания, воспринимающее все нагрузки, выполняют из нескольких мощных хребтовых балок значительного сечения и высоты (до 7 м), и связывают поперечными балками меньшего размера. Такую систему связи мощных балок называют жестким диском.- [c.130]

Современные АЭС с реакторами ВВЭР и РБМК достигли технико-экономических показателей, свидетельствующих о их конкурентоспособности с традиционными ТЭС. Расчетные затраты на производство электроэнергии для энергоблоков АЭС мощностью 1000 МВт составляют в европейской части СССР 0,85—1,0 коп.ДкВт ч), в то время как на ТЭС 1,1 — 1,15 коп.ДкВт ч). [c.356]

Освещены вопросы выбора и расчета тепловых схем котлов, определяющие основные теплотехнические решения мощных энергоблоков тепловых электростанций. Особое внимание уделено ачализу влияния различных факторов на тепловую схему котла. Даны рекомендации по выбору топочного устройства, способов регулирования перегрева, схем экранирования. [c.430]

Начальными параметрами пара. Различают электрические станции с докритическим (обычно ниже 16 МПа) и сверхкри-тгческим (выше 22 МПа) давлением пара. При мощности турбоагрегатов (энергоблоков) до 200 МВт применяют докритическое давление пара — около 13 МПа. При мощности 250—300 МВт и выше — сверхкритическое давление (около 2 .- МПа). Таким образом, современные крупные КЭ(3 (ГРЭС) работают в основном при сверхкритиче-сюм начальном (перед турбиной) давлении пара, ТЭЦ — при докри-тнческом давлении. [c.210]

С интенсификацией очистки поверхностей нагрева котла интенсифицируется теплообмен, однако, ускоряется и коррозионноэрозионный износ труб. Возникает, таким образом, задача выбора оптимальной схемы и режимов очистки поверхностей нагрева от золовых отложений, в частности взаимосвязи между интенсивностью очистки и условиями ее проведения. От правильного решения этой задачи зависит в конечном итоге конструкция, режим эксплуатации, а также и технико-экономические показатели котла и энергоблока в целом. Однако до сих пор проблемам правильного, научно и технически обоснованного выбора схем и режимов очистки теплообменных поверхностей котлов от золовых отложений не уделено достаточно внимания. Эти вопросы, например, не увязаны с такой важной характеристикой, как физикохимические свойства минеральной части топлива, которые являются одними из определяющих факторов в процессах образования золовых отложений и коррозионном воздействии продуктов сгорания топлива и отложений па металл поверхностей нагрева. [c.8]

Надежность мощных МГД-энергоблоков открытого цикла существенным образом зависит от работы парового котла, включенного в его тепловую схему для утилизации тепла продуктов сгорания за МГД-генератором. Основные проблемы работы этих котлов связаны с загрязнением и коррозией поверхностей нагрева под воздействием компонентов золоприсадочных отложений. В качестве ионизирующей присадки применяются калиевые соединения. [c.167]

В сопловой головке коротковыдвижных апп аратов используются в большинстве случаев сопла малого диаметра — от 3 до 4 мм. Радиус активного действия одного аппарата обычно не больше — 2,5—3. м. Количество установленных аппаратов на один котел, с учетом относительно малого радиуса их активного действия, довольно значительное. Например, для парового котла для энергоблока мощностью 600 МВт, работающего на буром угле, требуется более 70 аппаратов. [c.201]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...