Нагружение энергоблока

Сложность этих решений вызвана необходимостью повысить эффективность систем обогрева и снять ограничения на скорость нагружения энергоблоков, вызванные низкой допустимой скоростью прогрева фланцевых соединений. Так, при работе системы обогрева ЦСД турбины К-300-240 ЛМЗ скорость прогрева фланца ограничивалась 1,0 °С/мин [из условия непревышения допустимых разностей температур (100—120 °С) по ширине фланца] [21, 28, 31 ]. Диапазон работы традиционных систем обогрева также ограничен. Хотя в большинстве случаев их использование необходимо и при пусках из горячего состояния, и при расхолаживании энергоблока, максимальная температура цилиндра, при которой по условиям надежности работы фланцевого соединения разрешается включать такие системы, составляет 300 °С. [c.166]

Важным показателем пусковых режимов являются потери топлива при пуске, которые определяются как сумма потерь по этапам пуска. На этапе нагружения энергоблока отпускается электроэнергия в сеть, поэтому потеря топлива на этом этапе определяется как разность фактического расхода топлива и расчетного расхода на выработку электроэнергии. [c.272]

В качестве входного импульса регулятора разворота используется ЭДС тахогенератора турбины. Операции по синхронизации генератора не автоматизируются и выполняются вручную. При синхронизации остаются в работе регуляторы параметров пара. Этап автоматизации нагружения энергоблока осуществляют регуляторы горения, питания и наружного обогрева фланцев. [c.289]

Испытания в режимах аварийных разгружений энергоблоков проводятся в целях проверки возможности сохранения вращающейся мощности при системных авариях или частных аварийных ситуациях на блоках и обеспечения быстрого повторного нагружения энергоблока после включения генератора в сеть в соответствии с указаниями и графиками-заданиями для пуска из состояния горячего резерва. При этом по условиям малоцикловой усталости наиболее нагруженных узлов энергоблоков должно быть учтено суммарное за год количество сбросов до нагрузки собственных нужд. Согласно [69] по допустимому суммарному (при отключении генератора от сети из-за внешних повреждений и под воздействием противоаварийной автоматики) количеству сбросов нагрузки до собственных нужд действующие энергоблоки мощностью 300, 200 и 150 МВт разделяются на три группы первая — до 12, вторая—до 9 и третья — до 5 сбросов в год. К пер- [c.99]

Укрупненно потери топлива и энергии при испытаниях должны определяться для двух периодов. К первому периоду относятся растопка котлоагрегата, прогрев паропроводов и повышение частоты вращения ротора турбины до момента синхронизации турбогенератора. В этот период потери топлива и энергии равны их затратам. Ко второму периоду относится нагружение энергоблока, в процессе которого электроэнергия вырабатывается с повышенным удельным расходом топлива. Потери в этот период являются в известной мере условными (зависят от принятой методики их определения) и определяются превышением суммарных затрат топлива на отпущенную электроэнергию над соответствующими затратами на отпуск такого же количества электроэнергии при стационарном режиме. Отмеченная условность в определении этих потерь определяется главным образом выбором стационарного режима, с которым ведется сравнение затрат топлива. [c.78]

Зачастую в результате испытаний потери топлива и энергии определялись суммарно за весь период пуска и нагружения энергоблока или по укрупненным периодам (например, по приведенным выше). При этом полученные результаты даже при пусках блоков из одногО и того же исходного теплового состояния существенно различались между собой. Это вполне закономерно, так как пусковые потери определяются рядом факторов, изменяющихся от пуска к пуску и от объекта к объекту. [c.78]

Совместно с другими системами энергоблока должны обеспечивать минимально возможный диапазон относительных удлинений роторов б при этом время нагружения агрегата должно удовлетворять требованиям маневренности при соблюдении всех критериев надежности турбины. [c.167]

Результаты расчетного определения напряжений в об-разце-свидетеле, проведенного с использованием трехмерной конечно-элементной модели, приведены на рис. 1.21. Образцы изготовлены из металла отбракованных дисков, содержащих коррозионные язвы и трещины. Ухудшение химического состава окружающей среды при этом предусматривается на образцах, устанавливаемых в специальной емкости, подключенной к соответствующей зоне цилиндра турбины, в которую подаются в соответствии с рабочим проектом среда и реагенты. Возможна также установка образцов-свидетелей в центральной полости ротора. Для уточнения фактических скоростей развития трещины в поверхностях нагрева и периодичности замены этих поверхностей в условиях интенсивного термоциклического нагружения при водяной очистке образцы-свидетели устанавливают на парогенераторах энергоблоков мощностью 300 МВт. [c.186]

Повреждения деталей паровых котлов, турбин и трубопроводов во многих случаях обусловлены явлением малоцикловой термической усталости металла. Надежная работа всех элементов при нестационарном нагружении особенно необходима при повышении маневренности энергоблоков. Важное место в решении этой проблемы занимает разработка надежных физических Обоснованных критериев оценки долговечности материалов с учетом условий их работы. [c.3]

Исходное температурное состояние определяет продолжительность трех этапов пуска энергоблока — растопки котла, повышения частоты вращения, набора нагрузки. Второй этап начинается с толчка ротора, т. е. с момента подачи пара в турбину, причем необходимо, чтобы температура пара была выше температуры металла ЦВД на 80—100 °С. Поэтому при высоких цвд этап растопки котла остается продолжительным, так как повышение температуры пара требует времени, зато этап нагружения существенно сокращается. [c.272]

Все виды перечисленных исследований будут иметь в своей основе анализ истории эксплуатации энергоблока, включая базы данных по эксплуатации основного оборудования энергоблока и его систем, трубопроводов, конструкций и сооружений по циклам их нагружения и ресурсным характеристикам, техобслуживанию, ремонтам и модернизациям. [c.221]

Разница в расходах топлива, затраченного на пуск и нагружение установки, и топлива, эквивалентного выработанной в сеть электроэнергии, называется пусковой потерей топлива. Пусковые потери тем выше, чем больше время предварительного простоя и выше начальные параметры энергоблока. [c.349]

Выше, говоря о необходимости получения перед ГПЗ пара почти номинальной температуры, мы не рассматривали технические возможности котла. Получить такой пар за котлом можно лишь при достаточно большом давлении. Например (рис. 14.11), для получения пара с температурой 560 °С необходимо иметь давление за барабанным котлом примерно 9 МПа, а за прямоточным — более 10 МПа. Таким образом, приведение ротора во вращение и нагружение при пуске энергоблока из горячего состояния происходят при значительно больших давлениях и температурах, чем при пуске из холодного состояния. А это приводит к тому, что холостой ход и малые нагрузки турбины обеспечиваются при малой степени открытия регулирующих клапанов, что вызывает сильное дросселирование пара в клапане и снижение его температуры. Иногда даже при превышении температуры пара и перепускных труб на 50—100 С по отношению к температуре металла турбин в результате дросселирования при частичном открытии клапана температура металла оказывается все же выше температуры поступающего пара. [c.411]

Вместе с тем необходимо подчеркнуть, что для мощных экономичных энергоблоков маневренность не является чем-то второстепенным. Как показывает опыт эксплуатации и у нас, и за рубежом, моральное старение оборудования, т.е. снижение его экономических показателей по сравнению с новым оборудованием, происходит гораздо быстрее, чем физическое старение , т.е. способность выполнять свои функции, хотя и при сниженных показателях. Поэтому, как правило, мощное высокоэкономичное оборудование работает в базовом режиме первые 15—20 лет эксплуатации. Далее, по мере ввода нового более эффективного оборудования старое оборудование сначала работает в режиме периодических разгружений и нагружений, затем с остановками на конец недели и, наконец, с ежесуточными ночными остановками в горячий резерв. Поэтому с самого начала, при проектировании и изготовлении, даже самые новые энергоблоки должны обладать определенным запасом по маневренности, который будет использован после 15—20 лет работы. [c.414]

Повышение маневренности действующего оборудования, особенно мощных энергоблоков, является сложной задачей, решение которой в полной мере доступно лишь персоналу наладочных организаций, работающих в содружестве с заводом-изгото-вителем турбины и научно-исследовательскими организациями. Однако понимание существа проблем, связанных с быстрыми пусками и остановками, позволяет персоналу ТЭЦ провести ряд простых мероприятий, которые если и не сократят время основных операций по развороту ротора и нагружению турбины (этого нельзя делать без согласия завода-изготовителя), то во всяком случае увеличат долговечность работающего оборудования. [c.424]

К числу основных характеристик материалов, определяющих возможность их применения в конструкциях, относятся сопротивление деформациям и разрушению. Учитывая постоянную тенденцию к понижению запасов прочности и повышению эксплуатационной надежности, наряду с обеспечением сопротивления элементов конструкций упругим деформациям важное значение приобретают анализ и обоснование сопротивления неупругим (упругопластическим и реологическим) деформациям. Допустимость возможности возникновения неупругих деформаций в конструкциях и необходимость их надлежащего учета в расчетах прочности и надежности вытекают из требований минимальной массы конструкций (атомных, авиационных, космических, подводных) и технологических возможностей при изготовлении крупногабаритных конструкций (химические и атомные реакторы, тепловые энергоблоки больших мощностей, супертанкеры, домны-гиганты, нефте-газохранилища и перекачивающие установки). Так как при эксплуатации указанных конструкций обычно имеет место циклическое нестационарное тепловое и механическое нагружение, то для наиболее нагруженных зон этих конструкций становятся характерными процессы циклических упругих и упругопластических деформаций. При таких условиях деформирования образование пре- [c.67]

Условия фактического нагружения отдельных типоразмеров сварных соединений паропроводов свежего пара энергоблока 300 МВт Костромской ГРЭС по данным АО "Фирма ОРГРЭС [c.227]

Рис. 2.13. Оптимальные скорости изменения нагрузки газомазутного энергоблока 300 МВт в зависимости от ее изменения [50 а — разгружение б — нагружение

В пусковых режимах РМТ обеспечивает регулирование частоты вращения турбины. Сигнал задания зд формируется автоматом пуска или эксплуатационным персоналом энергоблока. После синхронизации управление турбиной переключается на контур регулирования мощности, замкнутый по электрической мощности генератора и осуществляющий нагружение турбины в соответствии с принятой программой пуска. [c.251]

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]

Котлы и другие агрегаты современных энергоблоков большой мощности плохо приспособлены к таким условиям работы. Например, нормативная общая продолжительность пуска и нагружения энергоблока мощностью 300 МВт после 2—8-часового простоя равна 2 ч 35 мнн, а после примерно 40-часового простоя — около 5 ч. Такая длительность-определяется прежде всего различными операциями вне котла, но значительное время требуется и для растопки самого котельного агрегата, поскольку не допускается быстрое повышение температуры б арабапл и толстостенных коллекторов во избежание появления в них усталостных трещин, Повышенная длительность растопки вызывает увеличение затраты топлива и, следовательно, снижение общей экономичности электростанции. [c.43]

Последующее нагружение энергоблока ведется на скользящих параметрах. Все большая часть пара из сепараторов котла направляется в турбину, и в момент 7 котел переходит на прямоточный режим. Одновременно с повышением мощности в момент S начинается профев турбопитательного насоса и переход на работу с ним в момент 9 (пуск турбины начинается на питательном электронасосе). К моменту I/ исчерпывается пропускная способность пускового узла котла. Поскольку весь этот этап нафужения осуществлялся при четырех полностью открытых регулирующих клапанах (из шести), то исчерпание пропускной способности котла происходит при достижении начального номинального давления. Это позволяет исключить этап перевода турбины с текущего давления на номинальное и избежать опасностей, о которых говорилось выше. Встроенная задвижка котла полностью открывается, а пусковой узел котла отключается. Дальнейший набор мощности осуществляется открытием РК № 5 (см. рис. 11.8). В результате в момент 72 нафужение турбины заканчивается при температуре пара перед цилиндрами 520 °С. Отключают обофев фланцевых соединений ЦВД и ЦСД-1. В последующие 20 мин температуры (q и выводятся на номинальные значения (в момент 75). [c.391]

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]

Зачастую в результате испытаний потери топлива и энергии определялись суммарно за весь период пуска и нагружения энергоблока или по укрупненным периодам (например, по приведенным выше), при этом полученные результаты, даже при пусках блоков из одного и того же исходного теплового состояния, существенно различались между собой. Это вполне закономерно, так как пусковые потери определяются рядом факторов, изменяющихся от пуска к пуску и от объекта к объекту. К числу этих факторов относятся суммарная длительность пуска блока, длительность отдельных периодов пуска, технология пусковых операций, режимные особенности (уровень форсировки топки, избытки воздуха и т. п.), схемные особенности (преимущественно в части обеспечения утилизации теплоты) и др. Отсюда вытекает первое требование к проведению испытаний в целях определения пусковых потерь -- соблюдение однотипных условий при испытаниях и четкая характеристика этих условий при представлении результатов испытаний. Однако в ряде случаев при испытаниях в промышленных условиях но тем или иным причинам не удается реализовать намеченную программу. В первую очередь это относится к обеспечению длительности пуска блока в целом и по отдель-ны.м периодам. Кроме того, следует учитывать, что определение потерь при пуске данного оборудования в данных условиях не может являться самоцелью. Очевидно, что полученные результаты должны быть пред-став.иены в виде, позволяклцем определять пусковые потери при каждом из эксплуатационных пусков блоков данного типа. Одновременно должна быть обеспечена возможность определения потерь при любом заданном графике пуска блока данного типа, что необходимо для анализа и прогнозирования режимов покрытия неременного графика электрической нагрузки энергосистемы. И наконец, должна быть обеспечена возможность сопоставления полученных результатов с данными [c.95]

На энергоблоках мощностью 500— 800 МВт может быть образовано 20—25 функциональных групп. На котельной установке выделяются следующие основные функциональные группы тягодутьевые установки, встроенные сепараторы, подвод топлива к котлу, горелки, молотковые мельницы, впрыски высокого давления, впрыски промперегрева на турбоустановке — собственно турбина (прогрев, разворот, нагружение и останов турбины), конденсационная установка, вакуумная система, циркуляционная система, система уплотнений турби-1ГЫ, подогреватели высокого давления. В отдельные функциональные группы объединяются также турбопитательный насос, деаэратор, Пуско-сбросные устройства, система охлаждения генератора. Укрупненная техническая структура УЛУ ФГ показана на рис. 6.75. [c.483]

Наиболее серьезные повреждения и аварии турбомашин, как правило, связаны или с начальными технологическими макродефектами или с трещинами, возникшими на первых стадиях нагружения (в процессе испытаний или при эксплуатации). В соответствии с уравнениями механики разрушения предельные разрушающие нагрузки (для хрупких состояний) связаны степенными функциями с размерами макродефектов (при их возможной вариации в 5—10 раз и более), фактические запасы прочности могут уменьшаться в 1,2—2 раза и более. Поэтому определение фактического состояния дефектов на стадиях изготовления и эксплуатации становится одним из важнейших мероприятий по назначению и уточнению исходного, выработанного и остаточного ресурса. Для выявления дефектов в роторах и корпусах все более широко применяют средства ультразвукового дефектоскопического контроля, позволяющие надежно обнаруживать дефекты с эквивалентным диаметром 3—20 мм при глубине их залегания от 5 до 1200 мм. Перспективны для этих же целей методы контроля параметров акустической эмиссии, использование волоконной оптики, амплитудно-частотного анализа вибраций, аэрозолей, магнитно-порошковой и люминесцентной дефектоскопии, метода электропотенциалов и др. В связи с усовершенствованием средств контроля и использованием механики разрушения в качестве научной основы определения прочности и живучести роторов и корпусов с дефектами меняются последовательность и объем дефектоскопического контроля при изготовлении и эксплуатации роторов, а также повышается роль контроля при испытаниях и перед пуском в эксплуатацию энергоблоков. [c.8]

Наконец, имеются ограничения, связанные с эксплуатационной или экономической целесообразностью. Если, например, как в блоке с турбиной Т-250/300-23,5 ТМЗ при разгружении турбины (уменьшении расхода) требуется переход с ПТН на ПЭН, то сложность и длительность такого перехода (и обратного перехода через сравнительно короткое время при нагружении турбины) делает нецелесообразным разгружение турбины ниже значения, при котором требуется переход. Другим примером может быть ограничение по минимуму нагрузки, связанное с работой котла энергоблока. Паропроизво-дительность котла не может быть ниже определенного минимального значения, обусловленного его надежной работой, например, устойчивостью горения топлива, условиями движения воды в трубах котла, температурным режимом отдельных элементов. Для современных котельных установок она в зависимости от вида топлива и типа котла составляет 25—60 % номинальной. [c.417]

И, конечно же, работа энергоблока в условиях частых разфужений-нагружений, пусков и остановок невозможна без хорошей подготовки оперативного персонала и хорошего понимания всех опасностей, которые порождаются этими режимами. [c.419]

НОМ для газомэзутных блоков. На каждой нагрузке проводят два опыта. На дубль-блоках в работе должны находиться оба корпуса. Для обеспечения минимальных затрат топлива в переходных режимах согласно [49] на газомазутных энергоблоках 150 МВт с прямоточными котлами в диапазоне нагрузок 150—85 МВт разгружение должно вестись со скоростью изменения нагрузки 3—4 %/мин, нагружение [c.70]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...