График энергоблока

В связи с тем что процесс развития ТЭС идет определенными этапами, отвечающими все более высоким техническим уровням энергетических установок, происходит процесс перемещения агрегатов, введенных в действие на предыдущих этапах из базовой в полупиковую, а затем и в пиковую зону графика нагрузок. Следует отметить, что в 1980 г. для регулирования графика нагрузок ОЭС европейской части страны привлекались конденсационные агрегаты 100, 150 и 200 МВт и для работы в полупиковой части графика — энергоблоки 300 МВт, а также теплофикационные турбины, коэффициент регулирования которых достигал в ОЭС Северо-Запада, Юга и Центра в период прохождения весеннего паводка 20—22%. [c.133]

Магнитогидродинамический (МГД) способ получения электроэнергии по сравнению с традиционными паротурбинными энергоблоками аналогичной мощности обеспечивает значительную экономию топлива и сокращение расхода технической воды в системе водоснабжения примерно на 30%. МГД-энергоблок позволяет осуществлять регулирование мощности в широких пределах, в связи с чем может быть использован в качестве маневренного блока для покрытия полупиковой части графика электрических нагрузок энергосистемы, хотя ввиду высокой эффективности наиболее целесообразным является использование МГД-энергоблока в базовой части графика. [c.124]

Пиковые и полупиковые электростанции. В отдельных объединенных энергосистемах — Северо-Запада, Юга и Центра с наиболее неравномерными графиками нагрузок — требуется для обеспечения пиковых нагрузок применять энергетическое оборудование, обеспечивающее быстрый набор нагрузки и достаточно экономичную кратковременную работу в часы прохождения утренних и вечерних максимальных нагрузок. К таким мобильным установкам помимо гидравлических и гидроаккумулирующих электростанций, как известно, относятся газотурбинные установки, работающие па газе или специальном жидком топливе, и парогазовые установки. К концу 1980 г. в работе находилось пять газотурбинных установок (ГТУ) мощностью по 100 МВт каждая и две парогазовые установки (ПГУ), из которых одна работает по схеме сброса отработанных газов от ГТУ мощностью по 40 МВт в топку котла энергоблока мощностью 210 МВт. [c.133]

В течение одиннадцатой пятилетки повышается годовой коэффициент использования среднегодовой мощности АЭС, рассчитанный с учетом графика ввода в действие новых энергоблоков и их вывода на проектную мощность с 71% в 1980 г. до 78 /о в 1985 г. Это может быть достигнуто при достаточно высокой эксплуатационной надежности АЭС, уже фактически имевшей место в десятой пятилетке, а также при условии продолжения работы АЭС и в одиннадцатой пятилетке, в основном в базисной части графика электрических нагрузок. На уровне 1985 г. суммарное годовое потребление электроэнергии в европейских районах СССР определяется примерно в 870 млрд. кВт-ч при совмещенном максимуме электрических нагрузок 146 млн. кВт и соответственно годовом числе часов использования максимума около 6000 (68%). В этих условиях участие АЭС в покрытии максимума будет на уровне 23% максимума нагрузок, что подтверждает реальность высокого годового использования мощности АЭС. В отдельных энергосистемах, например ОЭС Северо-Запада, число часов использования максимума нагрузок относительно низкое, а удельный вес АЭС более высокий, что, однако, не может ограничивать использование АЭС в силу наличия мощных электрических линий, которыми АЭС /присоединяются к ЕЭС СССР АЭС Северо-Запада (кроме Кольской), Центра и Юга — на напряжении 750 кВ, АЭС — Нововоронежская, Ростовская и Балаковская — на напряжении 500 кВ и АЭС — Армянская, Крымская и Кольская — на напряжении 330 кВ. [c.143]

Приведенный на рис. 7.2 прогнозный график покрытия электрической нагрузки ОЭС Юга зимой 1990 г. наглядно показывает регулировочную роль ГЭС и ГАЭС, которые почти на 7% максимума нагрузки увеличивают заполнение ночного провала нагрузки и на 10% срезают пиковую часть максимума нагрузки и. таким образом, обеспечивают надежный экономичный и постоянный режим работы в течение 16 ч АЭС и крупных энергоблоков ТЭС. [c.170]

Возрастание в структуре генерирующих мощностей ЕЭС СССР (без ОЭС Сибири) доли энергоблоков на закритические параметры пара, имеющих ограниченные возможности регулирования нагрузки, и АЭС, практически не участвующих регулировании, создает трудности в покрытии ночных провалов графиков нагрузки, прежде всего, в зоне ОЭС Северо-Запада, Центра и Юга, имеющих наиболее неравномерные графики электрических нагрузок. Переход на предельные минимальные нагрузки энергоблоков и отключение значительной части оборудования на КЭС с поперечными связями не 204 [c.204]

Для покрытия переменной части графика электрической нагрузки все больше привлекаются энергоблоки мош ностью 160, 200 и 300 МВт [2] и в перспективе блоки мощностью 800 МВт. Существуют разные способы покрытия переменной части графика нагрузок. Чаще других для этой цели используют разгрузку энергоблоков или останов их в резерв на время резкого снижения нагрузки. При разгрузке энергоблоков вплоть до технического мини.мума (30—70% от номинальной мощности) параметры острого пара остаются практически неизменными. Образующиеся при нестационарных режимах эксплуатации температурные неравномерности приводят к возникновению температурных напряжений. Величина реализуемого размаха напряжений в корпусах цилиндров высокого давления (ЦВД) в цикле разгрузка — восстановление относительно невелика, однако число таких циклов за год может быть весьма незначительным. [c.48]

Отечественные энергоблоки мощностью 500 МВт выпускаются для покрытия переменной части графика нагрузки. Они рассчитываются для работы 3000—3500 ч в год. Базой для проектирования турбин для этих блоков послужила турбина К-500-166 ЛМЗ, при изготовлении которой уже были приняты меры для улучшения ее маневренных качеств. Новая турбина выполняется для более низких начальных параметров пара. [c.87]

График построен по данным, полученным на ряде энергоблоков 300 МВт Советского Союза. Зависимость к = -ф Са " -ф 50 -ф [c.119]

В прежние годы покрытие переменной части графика электрических нагрузок осуществлялось за счет ГЭС и мелких ТЭС с устаревшим оборудованием. По мере ввода мощных энергоблоков, особенно на сверхкритических параметрах, покрытие переменной части графика становится все более затруднительным. С массовым вводом атомных электростанций, которые пока работают лишь в базисной части графика нагрузок, еще более обостряется проблема покрытия минимума нагрузок в ночные часы и выходные дни. Технико-экономические расчеты показали, что покрытие этого минимума нагрузок путем кратковременных остановок специальных энергоблоков выгоднее, чем глубокая разгрузка обычных блоков. Таким образом, необходимо создание оборудования, приспособленного к ежедневному пуску и останову. [c.43]

По 1 маневренностью энергоблоков обычно понимается способность выполнять суточный график нагрузки, форма которого может меняться в достаточно широких пределах. В этом плане наиболее важными характеристиками турбоагрегата являются [c.22]

Комплексные промышленные исследования, проводимые НПО ЦКТИ, ОРГРЭС и заводами одновременно с пусконаладочными работами на головных блоках мощностью 300-1200 МВт позволили в сжатые сроки осуществить наладку и освоение тепломеханического оборудования, своевременно наметить и реализовать необходимые мероприятия", которые обеспечили надежную работу энергоблоков в условиях диспетчерских графиков нагрузок. [c.34]

Все ТЭС, расположенные в районах европейской части страны, привлекаются к регулированию графика электрической нагрузки вплоть до их останова в выходные и праздничные дни. Число остановов в резерв на один блок в среднем составляет 5—8 в год для энергоблоков 200 МВт и 9—12 для энергоблоков 150—160 МВт. Учитывая, что в европейской части СССР будет увеличиваться доля АЭС. следует ожидать повышения числа остановов в резерв паротурбинного оборудования ТЭС. [c.56]

В тепловой схеме энергоблока предусмотрена установка предварительного подогрева котельного воздуха в энергетических калориферах, обогреваемых отборным паром при помощи промежуточного теплоносителя — чистого конденсата. В РТС включена сетевая подогревательная установка, работающая по температурному графику 140/70°С. Турбина позволяет отпускать до 300 ГДж/ч теплоты за счет отборного пара из пятого и седьмого отборов. [c.194]

I — изменение мощности 2— изменение пропуска пара через ЦВД 3—падение давления пара перед турбиной 4 — изменение паропроизводительности котла б — суточный график нагрузки энергоблока [c.272]

При использовании указанных характеристик расчет ведется но суточным графикам нагрузки. На рис. 19.2,6 приведен суточный гра фик нагрузки энергоблока для рабочего и нерабочего дня (штриховой линией). Энергоблок работает от утреннего до вечернего максимума при номинальной нагрузке, в ночные часы разгружается до технического минимума Nt.m. Для суточного графика рабочего и нерабочего дня подсчитывается выработка электроэнергии и расход топлива, а затем суточные выработку и расход топлива умножают на число рабочих и нерабочих дней в году. [c.274]

Пример. Расчет годового расхода топлива для пылеугольного энергоблока 500 МВт, Принимаем суточный график по рис. 19.2,6. Из табл. 19,3 имеем (поз, 10) аав=0,0675 т.р = 0,0465 а .р = 0,09 [c.274]

На модели блока могут проводиться поиски оптимальных режимов работы энергоблока в пределах заданного электрического и теплового графиков нагрузки без фактического изменения нагрузки блока. Математическая модель может служить также для обнаружения неисправностей в системе контроля блока и помогать построению системы резервирования автономных регуляторов при отказах в их работе. Однако и создание математической модели, вероятно, не позволит в ближайшем будущем полностью автоматизировать наиболее сложные и ответственные режимы пуска и останова энергоблока. Усовершенствование модели позволит облегчить работу оператора при этих режимах и сократит возможность аварийных ситуаций в наиболее ответственных режимах работы оборудования. [c.251]

Плановые изменения нагрузки осуществляются машинистом турбины или энергоблока по требованию диспетчерской службы энергосистемы либо с целью обеспечения оптимальной выработки электроэнергии, либо с целью изменения мощности энергосистемы в соответствии с потребностями графика нагрузки. Плановые изменения мощности, как правило, более глубокие, чем автоматические, однако число их за срок службы гораздо меньше. [c.308]

Использование электростанций с мощными дорогостоящими высокоэкономичными энергоблоками, в том числе и ТЭЦ для покрытия полупиковой и тем более пиковой зон графика нагрузки нецелесообразно. Связано это с тем, что всякое недоиспользование высокоэкономичных агрегатов приводит к удорожанию электроэнергии, вырабатываемой ими. [c.414]

Неотработанность пусковых режимов обычно проявляется при переводе турбоагрегата в несвойственный ему режим эксплуатации. Например, турбины мощностью 150 и 200 МВт были первоначально спроектированы для работы с постоянной нагрузкой. При этом редкие пуски из холодного состояния были хорощо отработаны. Однако через некоторое время оказалось, что турбины необходимо использовать для покрытия неравномерностей графика нафузки, в частности, останавливать на ночь и в конце недели. Недостаточная в первое время проработка графиков пуска этих энергоблоков из горячего и неостывшего состояния и конструктивные недостатки, снижающие маневренность, привели к многочисленным случаям появления трещин термической усталости. Модернизация турбин и тщательные исследования пусковых режимов позволили обеспечить надежную работу этих турбин и в условиях частых пусков. [c.495]

В ОЭС Северо-Запада, Центра и Юга, имеющих наиболее неравномерные графики электрических нагрузок, при прохождении ночных провалов графика нагрузок приходится останавливать блочное оборудование на ночь с подъемом нагрузки к утреннему максимуму. В соответствии с техническими требованиями к маневренности энергоблоков с конденсационными турбинами нижний предел регулировочного диапазона для прохождения ежесуточного минимума нагрузки должен быть равен или меньше [c.43]

Работа технологической и энергетической частей с помощью газового аккумулятора производится таким образом, что в период пониженной электрической нагрузки большую часть газа пиролиза закачивают компрессором К с электродвигателем Д в газохранилище, где происходит его накопление. При повышенной электрической нагрузке осуществляется подача этих продуктов из аккумулятора в топку парогенератора. При заданном суточном графике электрических нагрузок и известных удельных расходах топлива энергоблока легко определить запас газа в аккумуляторе. Соответственно рассчитываются и затраты энергии на его закачку. [c.171]

Годовой график ремонта основного оборудования разрабатывается на планируемый год в соответствии с перспективным графиком и учетом технического состояния оборудования в момент планирования. Он определяет календарное время вывода в ремонт каждой установки (энергоблока), продолжительность ремонта и [c.15]

При выборе графика контроля питательной воды учитываются также особенности котла (тип, параметры, мощность) и тепловой схемы (блочная, секционированная). Необходимость повышения надежности работы мощных энергоблоков сверхвысоких и сверхкритических парамет- [c.270]

Рис. 10.1. Влияние аккумулирования энергии на суточный график нагрузки энергосисте.мы, снижающее потребности в пиковых и полупиковых энергоблоках и увеличивающее нагрузку на базисные энергоблоки

Решение острой проблемы энергетики будущего — покрытие пиковой части графика нагрузки — будет идти путем создания и внедрения паротурбинных маневренных блоков. Перед энергомашиностроителями стоит задача организовать производство более простых, с пониженными экономическими характеристиками, но дешевых энергоблоков, способных воспринимать пиковые на- [c.40]

При сооружении Ладыжинской ГРЭС в результате четкой организации строительных и монтажных работ по сетевому графику был установлен своеобразный рекорд — за 43 мес от начала строительства введено в эксплуатацию шесть энергоблоков по 300 МВт. Указанный поточно-скоростной метод значительно улучшен при сооружении первой очереди Запорожской ГРЭС мощностью 1200 МВт. Начатая сооружением в июне 1970 г. первая очередь этой ГРЭС в составе четырех энергобло- [c.81]

Обеспечение переменной части графика электрической нагрузки вызывает необходимость иметь в энергосистемах высокоманевренное оборудование для работы в пиковых и полупикоБЫх частях графиков. Для этих целей ведется разработка и намечено освоение производства энергоблоков мощностью 500 МВт, допускающих ежесуточные остановки на ночь, быстрый пуск, высокую скорость набора мощности и экономичную работу в широком диапазоне изменения нагрузок —от 30 до 100%. Такие энергоблоки разрабатываются для работы на газомазутном и твердом топливе. [c.249]

Главными направлениями оптимизации структуры переменной и пиковой частей графиков электрических нагрузок в ближайшие годы будут вывод из эксплуатации гавомазут-ных энергоблоков при одновременном использовании для этих целей старых или традиционных пылеугольных энергоблоков, ранее работавших в базисном режиме, а также использование синтетических топлив, полученных из угля, сланца или биомассы, и строительство ТЭС на угле с топками кипящего слоя. С целью замещения органического топлива в структуру электроэнергетики могут в ограийченном количестве включаться ветровые и солнечные электростанции. Из перечисленных выше направлений, вероятно, лишь традиционные пылеугольные энергоблоки и ветровые электростанции получат широкое применение в указанных целях во второй половине 80-х ГОДОВ. [c.90]

Планово-предупредительный ремонт (ППР) АЭС обычно проводится в пла-повом порядке через заранее определенные промежутки времени в целях выполнения профилактических ремонтных работ действующего оборудования, которые не могут выполняться на работающем энергоблоке, а также замены и ремонта оборудования, отказавшего в промежутке между ППР. Общестанционный план-график ППР определяет сроки и последовательность выполнения ремонтных работ, а также лиц, ответственных за их исполнение. Он разрабытывается производственно-техническим отделом на основании заявок цехов и служб. [c.237]

На повестке дня — создание и внедрение высокоманевренного энергетического оборудования, необходимого для покрытия переменной части графика электрической нагрузки. Это газотурбинные и парогазовые установки, а также специальные паротурбинные энергоблоки мощностью 500 МВт. Уже длительное время работают газотурбинные установки мощностью 100 МВт на Краснодарской ТЭЦ, ГРЭС-3 Мосэнерго, парогазовые установки мощностью 200 МВт на Невинномысской ГРЭС и мощностью 250 МВт на Молдавской ГРЭС. Ведутся научно-исследовательские и проектные проработки по созданию газотурбинных установок мощностью 150 МВт, воздушно-акку-мулирующих. электростанций, парогазовых установок мощностью до 800 МВт. Ведется [c.47]

Мощности проектируемых электростанций выбираются на основе технико-экономических расчетов, сопоставления вариантов с учетом плотности графиков потребления электроэнергии, топливной базы, условий водоснабжения, экологии. Мощность электростанции определяется также единичной мощностью энергоблоков, которые уже выпускаются серийно. Так, были запроектированы электростанции из восьми энергоблоков по 500 МВт на экибас-тузском каменном угле в районе добычи угля в открытом карьере с передачей электроэнергии в центр страны. Другим примером являются сооружаемая электростанция Сургутская ГРЭС-2 в составе шести энергоблоков по 800 МВт для работы на попутном газе и несколько аналогичных ГРЭС в районе Тюмен-12-6042 [c.177]

Развитие энергетики на севере Тюменской области связано со строительством крупных ГРЭС, использую-Н1ИХ в качестве топлива исключительно природный газ. Иа рис, 14.9 приведен разрез главного корпуса одной из таких электростанций — Сургутской ГРЭС-2. Она рассчитана на установку шести энергоблоков 800 МВт. Использованы турбоагрегаты К-800-240-5 ЛМЗ в новой унифицированной компоновке, с сокращенной длиной ячейки, равной 72 м вместо 108 м, для блоков 800 МВт Углегорской и Запорожской ГРЭС (рис, 14.7). Паровые котлы ТГМП-204 ТКЗ производительностью 2650-10 кг/ч на параметры перегретого пара 25 МПа, 545/545 °С модернизированы с учетом работы только на природном газе и при большой продолжительности отрицательных температур наружного воздуха. Котлы выполнены газоплотными, на уравновешенной тяге. Весь необходимый для сжигания топлива воздух поступает через приточные вентиляционные установки, расположенные на наружных стенах главного корпуса со стороны машинного зала (ряд А) и отделения РВП и дымососов (ряд Д), В этих установках горячей водой из сетевых подогревателей энергоблоков (температурный график 150/70 °С) воздух подогревается до 10—15 С. [c.218]

Оперативный контроль. УВС АСУ ТП энергоблока получает до 4 тыс. аналоговых и до 12 тыс. дискретных сигналов. Отображение оперативной информации о ходе технологического процесса и состояния оборудования осуществляется на современных мощных энергоблоках с использованием цветных электрон-но-лучевых индикаторов (ЭЛИ)—дисплеев. Этот вид контроля существенно сокращает габариты блочного пл,ита управления, повышает безошибочность действий оператора предоставлением ему важнейшей информации и яс-ляется наиболее перспективным. Основная форма информации, выводимой на экраны ЭЛИ, — участки мнемосхемы, а вспомогательная— графики, таблицы, картограммы и гистограммы. На мнемосхеме высвечиваются те-куидие значения измеряемых и вычисляемых параметров, индицируются степени открытия регулирующих органов, состояние механизмов и арматуры. Этапные мнемосхемы показывают состояние объекта в целом, связи между агрегатами и элементами, а также участки с возникшими технологическими нарушениями. Фрагменты мнемосхемы показывают подробную информацию по конкретному участку теп- [c.286]

Темп пуска энергоблока из холодного состояния, как правило, определяется турбиной. Режим пуска турбины определяет растопку парового котла. При этом заданйый график изменения давления выдерживается путем подачи топлива, а температурный режим —с помощью пароохладителей. При остановке на короткое время (ночь, сутки) задача последующего пуска неостывшего блока несколько усложняется, поскольку его узлы и детали остывают с различной скоростью. [c.289]

Рис. 13.8. График-задание пуска энергоблока с турбиной Т-250/300-23,5 ТМЗ из холодного состояния (температура наровлуска ЦВД 150 °С, ЦСД 100 °С)

Для покрытия базовой зоны используются мощные ГРЭС и АЭС с энергоблоками 160—1200 МВт, ТЭЦ с турбоустановками 100— 250 МВт. В отдельные периоды (например, во время паводков), а также в тех энергосистемах, где доля установленног мощности ГЭС велика (например, в Сибири), к покрытию базовой части графика привлекаются и ГЭС. [c.413]

Обязательным требованием ко всем строящимся в настоящее время конденсационным энергоблокам является определенное число пусков, которое должно выдержать оборудование энергоблока за срок службы без повреждений от малоцикловой усталости при предусмотренных инструкциями графиках пуска. Так, например, энергоблоки мощностью 300 МВт и ниже должны выдерживать не менее 100 пусков из холодного, 1000 — из неостыв-щего и 900 — из горячего состояний. Для энергоблоков мощностью 500 МВт и выше эти значения соответственно равны 100, 600 и 300. Для вновь вводимых энергоблоков, пригодных для работы в полупиковой части графика нагрузки, требования еще более жесткие они должны выдерживать не менее 1400 пусков из неостывшего и 6000 — из горячего состояний. [c.419]

На рис. 19-19 показан график пуска энергоблока из холодного состояния. Пуск условно разделен яа три этапа I — растопка парогенератора от включения растопочных форсунок (горелок) до получения у турбины стартовых параметров пара // — толчок роторов турбоагрегата, повышение частоты вращения до номинальной, синхронизация и включение в сеть элекгрогенера-тора III — нагружение энергоблока. [c.314]

Следует отметить, что пуски и остановы при отмеченных условиях, эксплуатации не привели к заметному увеличению скорости коррозии. График изменения нагрузки энергоблока за время проведения длительного исследования коррозии РВП остался практически неизменным по сравнению с гпредшествующим годом эксплуатации. Это позволило провести сопоставление основного показателя экономичности — удельного расхода топлива на выработку электроэнергии, который снизился более чем на 1 г/(кВт-ч). [c.209]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...