Мощность турбин, резерв

Мощность турбин, резерв 245 --- стандарт 187 [c.554]

Недоотпуск электроэнергии из-за отказов оборудования может быть компенсирован вводом в действие аварийной резервной мощности энергосистемы. Относительное значение аварийного резерва в энергосистеме при равной надежности электроснабжения зависит от мощности энергосистемы, от единичных мощностей турбин, от надежности оборудования. [c.178]

Есть у газовых турбин и еще одно великолепное преимущество перед паровыми — их маневренность, быстрота пуска на полную мощность. Несколько часов требуется на то, чтобы разогреть гигантские котлы, приготовить пар и пустить паровую турбину. А газовую турбину, даже ту, огромную, стотысячную , можно будет запустить всего за двадцать-двадцать пять минут. Поэтому и ставят такие турбины сейчас на наших электростанциях в качестве резерва. Их включают в те часы пик , когда потребление электроэнергии резко возрастает. Ну, например, вечером, когда вы возвращаетесь в сумерках домой, включаете свет, начинаете разогревать на электроплитке ужин, и вместе с вами точно также включают разнообразнейшие приборы тысячи и тысячи ваших соседей по городу... [c.69]

Рис. IX. 17. Функциональная схема управления аварийным резервом мощности теплофикационной турбины

Тип и количество котлов определяются выбираемыми параметрами пара, мощностью намеченных к установке паровых турбин и сооб раже-ниями о резерве. [c.341]

На электростанциях с блочной технологической структурой устанавливают питательные насосы с электрическим и паровым приводом. В качестве электрического привода применяют асинхронный двигатель, в качестве парового —паровую турбину. Для блоков мощностью 150 и 200 Мет рабочий питательный насос устанавливают с электроприводом, мощность которого не превышает 5 ООО кет. При большей мощности блока, когда мощность привода питательного насоса превышает 8 000 кет, экономически целесообразно применить турбопривод. Поэтому на электростанциях с блоками мощностью 300, 500 и 800 Мет рабочий питательный насос блока имеет турбопривод. Производительность рабочего питательного турбонасоса на 5—8% больше расхода питательной воды на блок. Резервом служит питательный электронасос той же производительности. [c.177]

Надежность и относительная дешевизна турбореактивных двигателей, быстрота пуска (от 2 до 4 мин], компактность п отсутствие потребности в охлаждающей воде определили распространенность этих двигателей в мощных энергетических ГТУ ряда капиталистических стран. С 1964—1965 гг. в энергосистемах Великобритании и США эксплуатируется около 15 таких ГТУ единичной мощностью 60.— 140 Мет (по американским данным один турбореактивный двигатель обеспечивает газом силовую турбину мощностью до 20 Мет). Расчетная продолжительность их использования — от 200 до 1 000 ч в год, длительность непрерывной работы от 1 до 15 ч в сутки (пуски иногда 2—3 раза в сутки), при работе на жидком топливе к. п. д. 24—27% (для зимних режимов несколько выше). К началу 1967 г. общая мощность подобных установок в энергетике составляла около 5 тыс. Мет. Следует отметить, что каждому из вновь вводимых в Великобритании паротурбинных блоков 500—600 Мет придается ГТУ с турбореактивными двигателями мощностью 17—26 Мет для аварийного резерва собственных нужд и работы в пике нагрузки. [c.103]

МОЩНОСТИ. Увеличение пропуска пара через ЦСД идет постепенно из-за наличия паровой емкости системы промежуточного пара. Поэтому первоначальный наброс нагрузки составляет лишь часть максимального наброса, который достигается через 10—20 с за счет дополнительной мощности ЦСД п ЦНД. Рост выработки пара котлом за счет форсирования топки происходит также с запаздыванием 20—60 с в зависимости от вида топлива. На рис. 19.2,а показано изменение параметров энергоблока во времени при набросе паровой нагрузки. Наброс нагрузки обеспечивается наличием вращающегося резерва по турбине и горячего резерв з по котлу. Эффективность наброса нагрузки характеризует мобильность энергоблока. [c.272]

Величины коэффициента аварийного резерва в энергосистеме и его зависимость от коэффициента готовности технологической линии для ЭТБ мощностью 300 МВт показаны на рис. 6-10, а на рис. 6-10, б для сравнения приведены результаты аналогичных расчетов для ЭТБ с турбиной К-800-240. Номера линий 1, 2, 3, 4, 5 относятся к соответствующим вариантам резервирования, описанным в табл. 6-3. [c.169]

На первый взгляд уменьшение КПД паровых турбин на 1—2 % и снижение их мощности на 2—5 % представляются незначительными. Но в действительности при огромных масштабах производства электроэнергии тепловыми паротурбинными станциями нашей страны (в 1980 г. 1293 млрд. кВт-ч) каждая доля процента оборачивается значительными перерасходами топлива из-за снижения КПД, понижением надежности энергоснабжения из-за снижения резервов электрической мощности и [c.21]

Подаваемую в верхнюю часть конденсаторов добавочную воду следует хорошо разбрызгивать. Количество воды, подаваемой в конденсаторы, обычно не должно превышать 3—5% от количества конденсата. Оно зависит от наличия резерва мощности эжектора и плотности вакуумной части турбины и конденсатора. [c.133]

Лопатки современных турбин допускают возможность работы при температуре газов около 800—900° С. Использование этой возможности для повышения температуры выпускных газов перед турбиной создает дополнительные резервы увеличения мощности двигателя без существенного увеличения габаритов и веса установки. [c.192]

В центральных насосных устанавливают не меньше четырех насосов на максимальный расчетный расход охлаждающей воды без резерва. При размещении циркуляционных насосов в машинном зале на каждую турбину мощностью больше 12 МВт устанавливают по два насоса подача каждого составляет 50% максимального расхода. [c.228]

Конденсатные насосы должны иметь резерв. В зависимости от мощности турбоагрегата устанавливают два, три или даже четыре конденсатных насоса из них один является резервным. Общая производительность рабочих насосов определяется максимальным расходом конденсата турбины с учетом подвода в конденсатор или в смеситель перед входом [c.197]

Как известно, неравномерность электрического графика заставляет держать при малых нагрузках значительное число агрегатов, поскольку останов турбины с последующим ее пуском через непродолжительное время связан с пусковыми потерями тепла и может оказаться экономически нецелесообразным. В таких условиях перевод турбогенератора в режим синхронного компенсатора без расцепления муфты оказывается удобным для эксплуатации. Кроме того, при этом режиме агрегат находится во вращающемся резерве, вырабатывая одновременно реактивную мощность, дефицит которой наблюдается практически во всех энергосистемах. [c.85]

Как видно из табл. 4.3, структура производства электроэнергии значительно изменяется за счет резкого увеличения производства на атомных электростанциях. Удельный вес производства электроэнергии на атомных электростанциях увеличится с 5,6 до 14,1% и на гидроэлектростанциях — с 14,2 до 14,8%. Число часов использования установленной мощности турбинных электростанций в 1985 г. снизится на 4,6%, в основном за счет создания нормативного резерва мощности. Число часов использования ТЭС в 1985 г. ло сравнению с 1980 г. при этом снизится на 9%. Такое снижение использования установленной мощности ТЭС определено увеличением доли АЭС и высоким коэффициентом иапользо-вания их мощности. [c.109]

В области теплофикации имеются некоторые дополнительные резервы, мобилизация которых позволит повысить долю централизованного теплоснабжения, ликвидировать мелкие неэкономичные котельные, а также получить дополнительную экономию, для чего предусматривается расширять парк теплофикационных турбин и Б дальнейшем в более широких масштабах осуществлять реконструкцию конденсационных турбин с переводом их в теплофикационный режим, в том числе агрегатов мощностью 100, 150 и 200 МВт, или переводом их на ухудшенный вакуум. Следует отметить, что при реконструкции конденсационных турбин в теплофикационные происходит некоторое снижение электрической мощости, которое по полученным результатам находится в пределах 10—20% их номинальной мощности. Однако перевод крупных турбин в теплофикационный режим должен предусматривать сохранение необходимой мобильной способности энергосистем. [c.132]

На возможный выход БЭР в газовой промышленности оказывает влияние комплекс таких факторов, как зависимость удельного количества утилизируемого тепла от типа ГТУ и термодинамического цикла, резерв установленной мощности, переменный режим работы газопровода и ГТУ, температура окружающего воздуха, температура газа на выходе из теплообменника-утилизатора. Для регенеративных турбин удельные показатели возможной выработки тепловой энергии, за счет выхлопных газов составляют около 2,2 ГДж/ч на 1 МВт рабочей мощности, а для безрегенеративных — около [c.256]

Тепловые аккумуляторы — третий вид аккумуляторов, предложенный Ветчинкиным и Уфимцевым,— представляют собой большие цистерны с прочными и хорошо теплоизолированными стенками. В них находится вода, нагреваемая злектроподогревателями до высокой температуры. Тепловая энергия, запасенная в этих цистернах, может использоваться и для отопительных и для энергетических целей снижая давление, превращая воду в пар, можно потом заставлять ее работать в паровых машинах или турбинах. По расчетам авторов предложения, тепловые аккумуляторы могут оказаться в некоторых случаях в 300—500 раз экономичнее, чем электрические той же емкости. Общим недостатком всех этих проектов аккумуляторов является, кроме их громоздкости, необходимости держать в резерве крупные мощности дублирующих двигателей другого типа, которые простаивают во время работы ветродвигателя, и их сравнительно невысокий коэффициент полезного действия. Поднятая в водохранилище вода будет испаряться, не говоря уж о том, что часть энергии потеряется при работе насосной и гидротурбинной установок. Коэффициент полезного действия гидроаккумулятора составляет всего 40—50 процентов, а резервной станции с двигателем внутреннего сгорания, работающим на водороде в качестве горючего, вряд ли превзойдет 35 процентов. Еще ниже будет коэффициент полезного действия станции с паровой машиной или турбиной, не говоря уже о потерях тепла при хранении горячей воды в цистернах— теплоаккумуляторах. Ни одно из рассмотренных устройств при практическом исполнении не сможет, видимо, превратить в электрическую энергию свыше 50 процентов от затраченной. [c.213]

Если такая турбина устанавливается в качестве теплового резерва, кроме нее должен быть установлен дополнительный резервный конденсационный турбогенератор. Таким образом, общая установленная мощность ТЭЦ с П-тур-бинами оказывается выше, чем с турбинами с конденсащ1ей пара. Поэтому установка резервной П-турбины вообще нецелесообразна и может быть заменена редукционно-охладительной установкой. [c.246]

При полном развитии станции по такой схеме обычно предполагается, что котельные агрегаты обладают внутренним резервом производительности по сравнению с потребным расходом пара соответствующих турбин. Так, например, станция с 4 Конденсационными турбинами по 25 тыс. кет расходует около 470 т пара в. час. Если установить 4 котла производительностью по 150 т/час, то они будут при максимальной нагрузке турбин работать с экономическими нагрузками. При остановке же одного котла на ревизию или ремонт можно длительно получить с остальных 3 котлов 450 Tjm , т. е. развить почти полную мощность станции. Это воеможно, конечно, лишь при наличии соединительных [c.126]

При надстройке сохраняются турбины иизкого давления и дополнительно устанавливаются турбины высокого давления, пар из противодавления которых направляется в турбины нивкого давления. Это потребует сооружения новой котельной высокого давления. Однако нет необходимости создавать ее из расчета покрытия максимальной электрической мощности станции и еще предусматривать котельный резерв. Часть старых котлов иизкого давления может быть в этом случае сохранена, и они будут играть роль пиковых и резервных котлов (фиг. 87). [c.129]

Важен выбор числа цилиндров. Одноцилиндровое исполнение турбин средней и большой мощности сильно затрудняет развитие проточной части. Эго приводит к дополнительным потерям, к недоиспользованию резервов поднятия экономичности. Одноцилинд- [c.142]

Экономичность турбины К-1000-60/1500 находится на уровне лучших образцов тихоходных турбин АЭС зарубежных фирм, близких по мощности, параметрам пара и тепловой схеме. При номинальной тепловой мощности реактора 3200 МВт электрические мощности брутто и нетго равны соответственно 1133 и 1083 МВт, а КПД энергоблока 35,1 и 33,9%. Показатели основных узлов турбины (проточная часть, конденсаиионная установка, система регенерации) близки к расчетным. Вместе с тем имекттся определенные резервы в повышении экономичности, которая может быть доведена до 9950-9980 кДж/(кВт-ч). [c.104]

Бели при отключении группы ПВД сохраняется неизменным расход свежего пара (D= onst), то мощность установки заметно возрастает при этом предполагается, что имеется резерв мощности парового котла или компенсация подогрева питательной воды осуществляется каким-либо другим путем. Изменение подогрева воды в ступенях, снабжаемых паром из ЧВД турбины с промежуточным перегревом при неизменном расходе свежего пара, вызывает приращение мощности (AN)o и расхода теплоты в свежем паре и при промежуточном перегреве (AQo)r>. По изложенной выше методике приращение можно оценить по выражениям [c.193]

При возникновении системных аварий возможно возникновение дефицита мощности (например, при отключении сильно нагруженных линий электропередачи) и падение частоты. Падение частоты в подобной аварийной ситуации тормозится механической инерцией вращающихся масс турбин и генераторов, саморегулированием потребителей (снижение потребления при снижении частоты) и реализацией вращающегося резерва на ТЭС. Способность мгновенно реализовать часть вращающегося резерва характеризует мобильность ТЭС. При снижении частоты в энергосистеме ниже установленного уровня долж на действовать автоматическая частотная разгрузка (АЧР). [c.179]

Выбор числа насосов и их подачи определяется условием бесперебойного и экономного снабжения потребителей водой. Так, на электростанциях с блочными тепловыми схемами согласно Нормам технологического. проектирования [41] на каждый корпус конденсатора, как правило, устанавливается один циркуляционный насос, при этом число насосов на турбину должно быть не менее двух, а их суммарная подача равна расчетному расходу охлаждающей воды на конденсатор турбины. На электростанции с поперечными связями по пару число циркуляционных насосов, устанавливаемых в центральных насосных станциях, должно быть не менее четырех с суммарной подачей, равной расходу охлаждающей воды без резерва (исключая случай морского водоснабжения). Мощность электродвигателей должна обеспечивать самозапуск насосов при открытых задвижках. [c.163]

Наконец, станция стала одним из пионеров вйедрения трехступенчатого испарения с выносными циклонами. Это мероприятие в сочетании с другими обеспечило высокое качество пара и повышение паропроизводительности котло1в до 240 т1ч. Распространение этих мероприятий на большинство котлов ТЭЦ позволило создать паровой резерв и установить в последующем новую турбину без увеличения котельной мощности. [c.77]

В дизелях типа Д70 заложены значительные резервы по повышению их мощности и экономичностн без увеличения габаритов и массы за счет снижения коэффициента избытка воздуха и за счет повышения наддува. Только путем использования резервов рабочего процесса по а на дизелях типа Д70 мощностью в 3000 л. с. может быть повышена мощность до 3500 л. с. в агрегате. Характеристики дизеля, полученные при испытаниях на выявление резервов рабочего процесса за счет а, показаны на рис. 1. Повышая цикловую подачу топлива, можно удельный эффективный расход топлива снизить до Се= 143,5 г/(э. л. с.-ч), при. этом коэффициент избытка воздуха снижается до а=1,86. Другие параметры форсированного по рабочему процессу дизеля приведены на рис. 2. Изменение температуры основных деталей при форсировании его до 3500 л. с. видны на рис. 3. Из приведенных зависимостей следует, что, кроме повышения экономичности, мощность газовой турбины увеличивается примерно на 120 л. с. при почти неизменной мощности, потребляемой компрессором. Максимальное давление сгорания возрастает незначительно на 3—4 кгс/см . Резервы по а в рабочем процессе в дизелях типа Д70 оставлены в модификациях Д70 неиспользованными, а дальнейшая форсировка проведена по увеличению наддува и по улучшению конструктивных и технологических параметров. [c.9]

Циркуляционные насосы выбирают по летнему режиму работы, когда пропуск пара в конденсатор при полной нагрузке турбины наибольщий и температура охлаждающей воды также наивысшая. Циркуляционные насосы теплофикационных турбоустановок аналогично конденсатным насосом выбирают по летнему конденсационному режиму работы с полной электрической мощностью. Так как в зимнее время температура и расход охлаждающей воды значительно снижаются, то зимой, как правило, часть насосов отключают и они находятся в резерве. [c.197]

Увеличение мощности электростанции с одновременной ее модернизацией осуществляются путем надстройки действующей электростанции оборудованием более высоких параметров пара. При этом устанавливают новые котлы и предвключенные турбины. Существующие котлы часто сохраняют в резерве для турбин низкого давления габариты котельной, как правило, недостаточны для [c.245]

В единственном экземпляре работает корпусной легководный реактор ВК-50 с естественной циркуляцией кипящего теплоносителя, введенный в эксплуатацию в 1965 году. Это направление не заняло места в большой ядерной энергетике, где доминировали ВВЭР и РБМК, однако научно-технический опыт и технологические решения ВК-50 были использованы при создании РБМК, а позже послужили отправной точкой при разработке установок для централизованного теплоснабжения A T. Эта установка была создана в НИИАР для изз ения вопросов, связанных с работой кипящего реактора с непосредственной подачей насыщенного пара из реактора на турбину АЭС. Проектная мощность установки составляла 140 МВт, но в результате выявления резервов и модернизации она была увеличена до 250 МВт. [c.366]

Ни один из установленных здесь турбогенераторов в течение многих лет не переводился в резерв. Коэффициент использования установленной мощности составляет 98%. Стабильная работа геотермальной электростанции Лардерелло-3 открыла путь к конструированию новых электростанций с использованием конденсационных турбин. По такой схеме с некоторыми изменениями работают многие геотермальные электростанции Лардерелло-2 (Италия), Вайракей (Новая Зеландия) и др. [c.99]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...