Расчёт и проектирование элементов схемы энергоблока кэс мощностью 800 МВт. Энергоблока мощность

Работа энергоблока на энергетических уровнях мощности

Массовая концентрация борной кислоты должна поддерживаться в зависимости от запаса реактивности активной зоны реактора.

Суммарная молярная концентрация щелочных металлов(калия, лития и натрия) должна поддерживаться в зависимости от текущей концентрации борной кислоты в пределах зоны А, указанной на рисунке 4.1..

Концентрация аммиака в теплоносителе должна поддерживаться на уровне, обеспечивающем концентрацию водорода в пределах от 2,2 до 4,5 мг/дм3.

Установки очистки теплоносителя, оснащенные высокотемпературными и/или ионитными фильтрами, должны работать непрерывно при обеспечении расхода через фильтры.

Нормы качества теплоносителя при работе реактора на энергетических

Уровнях мощности

Н о р м и р у е м ы е п о к а з а т е л и
Наименование показателей	Диапазон допустимых значений	Отклонения от допустимых значений
1-й уровень	2-й уровень	3-й уровень
Массовая концентрация хлорид-иона, мг/дм3	не более 0,1	-	свыше 0,1 до 0,2	свыше 0,2
Массовая концентрация растворенного кислорода, мг/дм3	не более 0,005	свыше 0,005 до 0,02	свыше 0,2 до 0,1	свыше 0,1
Массовая концентрация растворенного водорода, мг/дм3	2,2-4,5	свыше 4.5 до 7.2 или менее 2,2 до 1,3	свыше 7,2 до 9,0 или менее 1,3 до 0,5	свыше 9,0 или менее 0,5
Суммарная молярная концентрация щелочных металлов (K +li + Na) (в зависимости от текущей концентрации Н3ВО3)	Зона А на рисунке 4.1	Зоны Б и В на рисунке 4.1	Зоны Г и Д На рисунке 4.1	Зона Е рисунке 4.1
Д и а г н о с т и ч е с к и е п о к а з а т е л и
Наименование показателей	Контрольные уровни
Водородный показатель рН	5,8 - 10,3
Массовая концентрация аммиака, мг/дм3, не менее	3,0
Массовая концентрация железа, мг/дм3, не более	0,05
Массовая концентрация меди, мг/дм3, не более	0,02
Массовая концентрация нитрат-иона, мг/дм3, не более	0,2
Массовая концентрация фторид-иона, мг/дм3, не более	0.1
Массовая концентрация нефтепродуктов, мг/дм3, не более	0,5
Примечание. При пуске энергоблока после планово-профилактического ремонта суммарная концентрация щелочных металлов (K + Li + Na) соответствующая зоне А на рисунке 4.1, должна быть достигнута не позднее, чем через 10 суток после выхода энергоблока на мощность.

Эксплуатационные ограничения в периоды отклонений нормируемых показателей качества теплоносителя при работе энергоблока на энергетических уровнях мощности

Первый уровень

Продолжительность работы энергоблока на энергетических уровнях мощности при отклонении одного или нескольких указанных в таблице 4.1 нормируемых показателей в пределах первого уровня действия не должна превышать 7 суток с момента обнаружения отклонений. Если в течение 7 суток не устранены отклонения нормируемых показателей, то в установленном порядке расследуется нарушение водно-химического режима.

Суммарная продолжительность работы энергоблока с отклонениями по суммарной концентрации щелочных металлов в пределах первого уровня (зоны Б и В) не должна превышать 30 суток в течение каждого топливного цикла работы реактора.

Второй уровень

Продолжительность работы энергоблока на энергетических уровнях мощности при отклонении одного или нескольких, указанных в таблице 4.1, нормируемых показателей в пределах второго уровня не должна превышать 24 ч с момента их обнаружения. Если в течение 24 ч не устранены отклонения нормируемых показателей, то энергоблок планово переводится в состояние "реактор на минимально контролируемом уровне мощности". Последующий подъем мощности энергоблока до энергетических уровней допускается после устранения отклонений показателей до значений указанных в таблице 4.2.

Суммарная длительность работы энергоблока с отклонением нормируемого показателя по концентрации хлорид-иона в пределах второго уровня не должна превышать 5 суток в течение каждого топливного цикла работы реактора.

Третий уровень

При отклонении одного или нескольких, указанных в таблице 4.1, нормируемых показателей до третьего уровня, энергоблок должен быть планово переведен в "холодное" состояние.

"Горячее" состояние энергоблока

При переводе реакторной установки с энергетических уровней мощности в "горячее" состояние концентрация борной кислоты в теплоносителе повышается до уровня, указанного в технологическом регламенте безопасной эксплуатации данного энергоблока.

Нормы качества теплоносителя, включая диапазоны допустимых значений и уровни отклонений, в "горячем" состоянии энергоблока приведены в таблице 4.2.

При повышении в теплоносителе массовой концентрации растворенного кислорода более 0,02 мг/дм3 должно проводиться дозирование в подпиточную воду гидразин-гидрата в количестве, обеспечивающем двух-трехкратный стехиометрический избыток по отношению к фактическому уровню концентрации кислорода в теплоносителе.

Установки очистки теплоносителя, оснащенные высокотемпературными и/или ионитными фильтрами, должны работать непрерывно при обеспечении необходимого расхода через фильтры.

Эксплуатационные ограничения при отклонениях нормируемых показателей качества теплоносителя в периоды работы энергоблока в "горячем" состоянии представлены в п.4.6.

Нормы качества теплоносителя в "горячем" состоянии энергоблока и в состоянии "реактор на минимально-контролируемом уровне мощности"

Н о р м и р у е м ы е п о к а з а т е л и
Наименование показателей	Диапазон допустимых значений	Отклонения от допустимых значений
1-й уровень	2-й уровень
Массовая концентрация хлорид-иона , мг/дм3	не более 0,1	свыше 0,10 до 0,2	свыше 0,2
Массовая концентрация растворенного кислорода, мг/дм3	не более 0,02	свыше 0,02 до 0,1	свыше 0,1
Суммарная молярная концентрация щелочных металлов (K +li + Na) (в зависимости от текущей концентрации борной кислоты)*	Зоны А, Б, В на рисунке 4.1	Зоны Г и Д на рисунке 4.1	Зона Е на рисунке 4.1
Д и а г н о с т и ч е с к и е п о к а з а т е л и
Наименование показателей	Контрольные уровни
Величина рН	5,8 - 10,3
Массовая концентрация аммиака, мг/дм3 , не менее	3,0**
Массовая концентрация меди, мг/дм3, не более	0,02
Массовая концентрация железа, мг/дм3, не более	0,1
Массовая концентрация нитрат-иона, мг/дм3, не более	0,2
Массовая концентрация фторид-иона, мг/дм3, не более	0.1
Массовая концентрация нефтепродуктов, мг/дм3, не более	0,5
* - При пуске энергоблока после планово-профилактического ремонта и продолжительности нахождения энергоблока в состояниях менее суток суммарная молярная концентрация щелочных металлов (K +li + Na) не нормируется ** - При пуске блока после планово-профилактического ремонта концентрация аммиака в теплоносителе должна поддерживаться в диапазоне 20-35 мг/дм3

Расхолаживание энергоблока,"холодное"состояние энергоблока и состояние"останов для ремонта"или"перегрузка топлива"

Перед началом расхолаживания энергоблока прекращается ввод аммиака и гидразин-гидрата в подпиточную воду первого контура.

В период расхолаживания реакторной установки производится очистка теплоносителя фильтрами очистки до прекращения принудительной циркуляции.

При останове энергоблока с последующим разуплотнением оборудования первого контура в период расхолаживания производится дегазация теплоносителя за счет работы деаэратора подпиточной воды, водообмена и газовых сдувок.

В "холодном" состоянии энергоблока концентрация борной кислоты должна определяться требованиями технологического регламента безопасной эксплуатации данного энергоблока.

В состоянии энергоблока "перегрузка топлива" и "останов для ремонта" или при выполнении ядерноопасных работ концентрация борной кислоты должна быть в диапазоне 16-20 г/дм3.

В "холодном" состоянии энергоблока, а также в состояниях "останов для ремонта" или "перегрузка топлива" на момент разуплотнения первого контура диагностические показатели качества теплоносителя и воды бассейнов выдержки и перегрузки топлива должны соответствовать указанным в таблице:

11.3. Регулирование активной мощности группы энергоблоков

Колебание электрической нагрузки вызывает изменение частоты электрической сети, которое воспринимает регулятор частоты вращения турбин, действующий на положение паровпускных клапанов. Распределение нагрузки между турбогенераторами зависит от статических характеристик регуляторов (рис. 11.5) и характеризуется коэфициентом статизма, %:

(11.1)

Обычно находится в пределах 1,5—3%. Турбины с более пологой статической характеристикой регуляторов воспринимают большие колебания нагрузки при одном и том же изменении частоты .

Регулирование мощности с помощью регуляторов частоты вращения называют первичным регулированием. Статическая точность первичного регулирования определяется выражением

где — статическая ошибка промышленного регулятора по частоте;— зонанечувствительности; — коэффициент статизма (11.1), — номинальная мощность агрегата.

Дляизначение

Однако приведенный способ регулирования, отличающийся низкой точностью и допускающий самопроизвольное изменение электрической нагрузки отдельных турбоагрегатов при колебаниях частоты сети, нельзя считать удовлетворительным. В особенности это относится к ТЭС с большим числом агрегатов, участвующим в регулировании перетоков мощности по линиям электропередач системы. Распределение нагрузок между отдельными агрегатами станции в этом случае тесно связано с экономичностью их работы, а персонал ТЭС (дежурный инженер) не в состоянии быстро рассчитать оптимальное распределение нагрузок с учетом потребностей энергетической системы.

Рис. 11.5. Статическая характеристика регулятора частоты вращения (мощности) турбогенератора

В связи с недостатками одного первичного регулирования и сложностью управления мощностью большой группы энергоблоков по условиям экономичности разработаны общестанционные автоматические системы регулирования частоты и активной мощности (АСРЧМ). Последние служат надстройкой над АСР мощности энергоблоков и отдельных его агрегатов. Они действуют по сигналам задания от вышестоящей системы управления и осуществляют вторичное регулирование частоты и активной мощности. Формирование сигналов задания NЗ, для блочных подсистем управления происходит на верхнем уровне АСУ ТП ТЭС.

Например, на рис. 11.6 приведена функциональная схема АСРЧМ, состоящая из нескольких взаимодействующих устройств. Система в целом предусматривает участие энергоблоков в покрытии плановой NЗ,ПЛ и внеплановой NЗ ,НПЛ составляющих суммарной электрической нагрузки ТЭС. Значение N3, для всех блоков вначале формируют с помощью общестанционного регулятора внеплановой мощности РВМ, который реализуют на основе регулирующего прибора РП с интегратором на выходе. На вход РП от АСДУ ЭС поступает внеплановая составляющая активной мощности N"З,НПЛ и суммарный сигнал обратной связи от внеплановых составляющих активной мощности, отработанных отдельными энергоблоками:

Выходной сигнал интегратора РВМ через делители а1, а2, ..., аi, .... аn определяет долю участия каждого из энергоблоков в покрытии внеплановой составляющей активной мощности N"З,НПЛ, поступающей от АСУ ТП ТЭС. Заданное значение плановой составляющей мощности формируют в специальном устройстве ЗПМ, используемом для управления энергоблоком в режиме изменения активной мощности по графику нагрузки. Текущее значение нагрузки Nз.пл формируют по сигналам заданной мощности и скорости изменения нагрузки dN3/dt, которые устанавливает персонал энергоблока по любому индивидуальному закону.

Суммарный сигнал с выходов РВМ и ЗПМ корректируют устройством экономичного распределения нагрузок между энергоблоками ЭПН, которое может быть реализовано в УВК АСУ ТП ТЭС на основе алгоритмов оптимального распределения нагрузок, составленных в соответствии с условием равенства относительных приростов ; (3.46). Алгебраическая сумма сигналов Nз.пл и NЗ,НПЛ, скорректированная устройством ЭПН, вырабатывающим сигнал коррекции Nз.эк, поступает на вход ограничителя темпа задания мощности ОТЗ, который предназначен для ограничения результирующего сигнала NЗ в динамике.

Рис. 11.6. Функциональная схема АСРЧМ блочной тепловой электростанции.

Ограничитель темпа реализуют с помощью обычного регулирующего прибора с интегратором на выходе. При наличии ограничений предусматривают устройство, вырабатывающее соответствующий сигнал.

Например, при ограничении по термическому напряжению металла турбины используют сигнал по положению регулирующих клапанов, измеренный тем или иным способом и пропущенный через дифференциатор. Выходной сигнал устройства ограничения сравнивают с максимальным допустимым значением. В случае превышения последнего срабатывает устройство блокировки, разрывающее цепь управления интегратора на выходе ОТЗ. Вследствие этого сигнал по N3 на выходе ОТЗ останется неизменным, несмотря на рост суммарного сигнала на входе. При отсутствии ограничения сигнал на выходе ОТЗ отслеживает сумму сигналов N3 ,ПЛ + NЗ,нпл+ Nз,эк и дополняется сигналом с выхода частотного корректора ЧК, пропорциональным отклонению частоты сети fC. Суммарный сигнал задания N3 поступает на вход котельного и турбинного регуляторов мощности (КРМ и ТРМ).

Систему формирования сигнала мощности N3 в АСРЧМ увязывают с технологическим ограничением ТО и работой тепловых защит ТЗ. При возникновении технологических ограничений, препятствующих отработке сигнала N3 в статике, последние могут быть учтены в соответствии с рекомендациями (см. рис. 3.13). Для этого осуществляют переход на регулирование по ограничивающему параметру с поддержанием его на предельно допустимом уровне при минимальном рассогласовании между NФ и N3. Например, ввод ограничений на снижение рТ до реализуют заменой суммарного входного сигнала АСРМ турбины по мощности и давлению на сигнал . Для этого устанавливают дополнительный регулятор давления пара перед турбиной РД, действующий по принципу "до себя" (см. рис. 11.3, б, вариант III).

При ограничениях на регулирующие воздействия котла определяющим принимают принцип регулирования параметра, поддержание которого обеспечивается воздействием, достигшим предела.

Например, при исчерпании диапазона регулирующего воздействия по количеству подаваемого в топку воздуха с целью поддержания его заданного избытка aTне следует увеличивать расход топлива на данный котел и тем самым поднимать его паровую нагрузку и электрическую мощность блока в целом. При этом ограничение N3, достигается блокированием контактов "больше" в цепи управления интегратором на выходе ОТЗ.

При срабатывании ТЗ, действующих, например, на частичную разгрузку энергоблока, АСРЧМ ТЭС отключают от данного блока с помощью специального промежуточного реле. АСРМ котла и турбины переводят на уровень значений N3 заданный тепловой защитой (например, снижение до 60% максимальной нагрузки и др.).

Кроме того, предусматривают связь АСРЧМ ТЭС с противоаварийной системой релейной защиты энергосистем. Связь осуществляют воздействием противоаварийной автоматики ПА на цепь управления интегратора на выходе ОТЗ. Новый уровень N3, для АСРМ котла и турбины устанавливают в соответствии с заданным по условиям устойчивой и безопасной работы ЭС [ 1 ].

Управление активной мощностью группы энергоблоков АСРЧМ при отсутствии сигналов от главных ТЗ и ПА, имеющих абсолютный приоритет, протекает следующим образом:

мощность каждого энергоблока устанавливают в соответствии с графиком электрической нагрузки с помощью ЗПМ;

график дополняют внеплановым изменением составляющей активной мощности по сигналам от АСДУ, имеющей относительный приоритет.

Затем проводят перераспределение активной мощности по условиям экономичности их работы от ЭПН. Все изменения сигнала задания активной мощности, как плановой, так и неплановой, проходят через ОТЗ и дополняются корректирующим сигналом по частоте с выхода ЧК. Результирующий сигнал N3, поступает на вход АСРМ отдельных блоков [8 ].

studfiles.net

Расчёт и проектирование элементов схемы энергоблока кэс мощностью 800 МВт

САНКТ-ПЕТЕРБУРГСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ

ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Энергомашиностроительный факультет

Расчётно-пояснительная запискак курсовому проектупо предмету «Тепловые электрические станции»

Расчёт и проектированиеэлементов схемы энергоблока КЭСмощностью 800 МВт

Выполнил студент группы 4037/1 А. В. Игнатьев

Руководитель к. т. н., доц. Б. Л. Паскарь

Оглавление

Введение 3

Исходные данные 3

1. Описание тепловой схемы энергоблока 3

2. Расчёт главных станционных трубопроводов 5

2.1. Паропроводы свежего пара 5

2.2. Паропроводы промперегрева 7

2.3. Трубопровод питательной воды 8

3. Выбор расчётного конечного давленияи характеристик конденсационного устройства турбины 9

4. Выбор дымовых труб 12

Список использованной литературы 14

Введение

Конденсационный энергоблок 800 МВт является стандартным, широко применяется на различных типах топлива высокого и низкого качества. В данной работе рассматривается работа блока на базе углей Б2Р Канско-Ачинского бассейна.

Развёрнутая тепловая схема (РТС) энергоблока является важнейшим документом при его проектировании и эксплуатации, поэтому выполнение работы начинается с её построения. Рассматриваемая КЭС, как и большинство современных аналогов, имеет блочную структуру и состоит из восьми моноблоков.

Далее, в расчётной части работы выполняется подбор и определение параметров главных станционных трубопроводов: питательной воды, свежего пара, горячей и холодной линии промежуточного перегрева. Трубопроводы – весьма ответственная часть станции, определяющая значительную часть капитальных затрат; их состояние оказывает заметное влияние и на эксплуатационные характеристики.

Следующим пунктом производится технико-экономический расчёт низкопотенциального комплекса. Экономичность турбины напрямую зависит от качества поддерживаемого в конденсаторе вакуума; конденсатор турбины – громоздкий, неудобный в транспортировке, обслуживании и монтаже узел, с которым связан значительный процент отказов блока. На таком примере в данном учебном проекте осваиваются общие принципы технико-экономического расчёта.

Наконец, в третьем разделе расчётной части рассматривается ещё один необходимый элемент тепловой электрической станции – дымовая труба. Труба представляет собой завершающий отрезок топливовоздушного тракта котла перед выбросом продуктов сгорания в атмосферу. В настоящее время её основным назначением является рассеивание дымовых газов с целью удержания концентрации вредных веществ в воздухе вблизи станции в допустимых пределах. Кроме того, дымовая труба энергоблока – сложное высотное сооружение, возведение которого допустимо только при строжайшем контроле соблюдения норм проектирования в области прочности и устойчивости.^ В соответствии с заданием, к расчётам приняты следующие исходные данные (табл. 1). В качестве климатического района размещения станции предполагается район Канско-Ачинского угольного бассейна (г. Красноярск). Начальной фоновой концентрацией загрязнения атмосферного воздуха пренебрегаем.^ Паровой котел типа Пп 2650 25 545/542 БТ (П 67 ЗиО) рассчитан на сжигание каменных углей и выполнен по Т образной компоновке с 16 щелевыми горелками; укомплектован мельницами-вентиляторами. Номинальная производительность котла 2650 т/ч, давление и температура перегретого пара за котлом 25,5 МПа и 545 °C.

Конденсационная паровая турбина К-800-240-5 ЛМЗ одновальная, работает с электрогенератором Т3В-800 2УЗ. Турбина состоит из ЦВД, ЦСД и двух ЦНД. Расход свежего пара на турбину для нагрузки в 800 МВт составляет 2550 т/ч; параметры свежего пара: 23,5 МПа, 540 °C.

Конденсатор турбоустановки продольный, двухкорпусной, приварен к выхлопам ЦНД. Его паровое пространство разделено перегородкой, что позволяет осуществить двухступенчатую конденсацию пара. Потери рабочего тела основного энергоблока в размере ок. 1,5% расхода пара на турбину восполняются добавкой обессоленной воды из химической водоочистки. На линии ее подачи в конденсатор турбины установлены регуляторы уровня воды в деаэраторе РУД1 и РУД2. Уровень конденсата в конденсаторе поддерживается регулятором уровня (РУК), установленным на линии конденсата перед ПНД1.

Регулятор РУД1 (нормального действия) настроен на постоянную добавку обессоленной воды в конденсатор. При аварийном понижении уровня воды в деаэраторе полностью

Исходные данные

Величина	Обозначение	ЕИ	Значение
Мощность электростанции	Nэс	МВт	6400
Мощность энергоблока	Nэб	МВт	800
Тип котлов	прямоточный
Главные станционные трубопроводы:длина гибы 90° гибы 60° промперегрева («холодные» и «горячие»): длина гибы 90° гибы 60° питательной воды: длина гибы 90° гибы 60°		м шт. шт. м шт. шт.м шт. шт.	120 5 4 110 4 4120 2 6
Среднегодовая температура охлаждающей воды	tв1	°C	14
Удельная стоимость 1 м² поверхности теплообмена конденсатора	Ск	руб/м²	22
Стоимость единицы расхода охлаждающей воды	Сц		80
Удельные замыкающие затраты на выработку электроэнергии	Зэ		0,01
Число часов работы энергоблоков на нагрузках:		ч/год	1900 1500 4265
Вид топлива, месторождение	Канско-Ачинский
Марка, класс	Б2Р
Коэффициенты избытка воздуха: перед дутьевым вентилятором перед дымососом	αв αд	–	1,55 1,6
Температура газов перед дымососом	tд	°C	150

открывается РУД1, включается регулятор РУД2 (аварийного действия), что приводит к повышению уровня воды в конденсаторе. В результате срабатывает основной регулятор уровня в конденсаторе (РУК), увеличивается количество конденсата, поступающее на смешивающие ПНД, включаются их регуляторы уровня. В итоге это приводит к увеличению подачи конденсата в деаэратор.

Вакуум в конденсаторе поддерживается изменением числа включенных в работу циркуляционных насосов (два насоса на один энергоблок), а также поворотом рабочих лопаток насосов.

Турбина имеет восемь нерегулируемых отборов пара для регенеративного подогрева питательной воды. Основной конденсат после конденсатных насосов I ступени проходит 100% ную очистку в БОУ и направляется в смешивающий ПНД-1. Оттуда конденсат по гравитационной схеме стекает в ПНД 2, и конденсатные насосы III ступени подают конденсат в поверхностные ПНД 3, 4. Применение смешивающих ПНД 1 и ПНД 2 требует принятия дополнительных защитных мер, таких, как установка обратных клапанов на подводе пара, установка безарматурной защиты от повышения уровня в виде трубопровода с гидрозатвором, соединяющего подогреватели с конденсатором турбины.

Деаэратор питательной воды при нагрузках, близких к номинальной, работает при постоянном давлении 0,69 МПа. С падением нагрузки ниже 70% номинальной деаэратор переводится в режим скользящего давления.

Питательная установка энергоблока состоит из двух питательных турбонасосов, каждый из которых рассчитан на 50% подачи по воде в паре. Общий турбинный привод бустерного и питательного насосов от конденсационной турбины имеет переменную частоту вращения (3800 — 4800 об/мин) для изменения производительности установки по питательной воде.

Группа ПВД выполнена в две нитки из трех последовательно включенных подогревателей типа ПВ-1600-380 с пароохладителями и охладителями дренажа. Конденсат греющего пара ПВД каскадно сливается в деаэратор. Уровень этого конденсата в каждом ПВД поддерживается регулятором уровня, воздействующим на клапан дренажной линии. ПВД снабжены общим байпасом защиты от повышения уровня и обводной линией «холодного» питания котла при отключении ПВД. При повышении уровня воды в любом из корпусов ПВД до первого и второго пределов защита сначала отключает группу ПВД, а затем все питательные насосы и энергоблок. На корпусах ПВД устанавливают предохранительные клапаны для защиты от повышения давления в случае перетока пара из одного корпуса в другой через регуляторы уровня при отключении ПВД.

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 °C. Турбина позволяет отпускать до 586 ГДж/ч теплоты за счет отборного пара из пятого и седьмого отборов.

Для пуска парового котла по сепараторному режиму в РТС предусмотрены пусковой узел и растопочный расширитель. В состав пускового узла входят встроенная задвижка (ВЗ), встроенные сепараторы, трубопроводы с клапанами перепуска и дросселирование рабочего тела. Узел обеспечивает скользящий режим пуска энергоблока при постоянном расходе питательной воды приблизительно 30% номинального. Растопочный расширитель, в котором поддерживается постоянное давление приблизительно 2 МПа, позволяет утилизировать до 70% теплоты рабочего тела, сбрасываемого из встроенных сепараторов.

odtdocs.ru

установленная мощность энергоблока - это... Что такое установленная мощность энергоблока?

установленная мощность энергоблока

capability of generating unit

установленная мощность энергоблока — [А.С.Гольдберг. Англо-русский энергетический словарь. 2006 г.]

Тематики

энергетика в целом

EN

capability of generating unit

Русско-английский словарь нормативно-технической терминологии. academic.ru. 2015.

установленная мощность электроустановки
установленная продолжительность переговоров

Смотреть что такое "установленная мощность энергоблока" в других словарях:

установленная мощность энергоблока — — [А.С.Гольдберг. Англо русский энергетический словарь. 2006 г.] Тематики энергетика в целом EN capability of generating unit … Справочник технического переводчика
Ростовская АЭС — Данные в этой статье приведены по состоянию на 2010 год. Вы можете помочь, обновив информацию в статье … Википедия
Волгодонская АЭС — Местонахождение … Википедия
Назаровская ГРЭС — Страна … Википедия
АЭС Арканзас — Arkansas Nuclear One … Википедия
Томская ТЭЦ-3 — Страна … Википедия
Южно-Сахалинская ТЭЦ-1 — Страна … Википедия
Челябинская ТЭЦ-3 — Страна … Википедия
Берёзовская ГРЭС — Берёзовская ГРЭС … Википедия
СССР. Технические науки — Авиационная наука и техника В дореволюционной России был построен ряд самолётов оригинальной конструкции. Свои самолёты создали (1909 1914) Я. М. Гаккель, Д. П. Григорович, В. А. Слесарев и др. Был построен 4 моторный самолёт… … Большая советская энциклопедия
Берёзовская ГРЭС-1 — Берёзовская ГРЭС Местоположение город Шарыпово Красноярского края Географические координаты Координаты … Википедия

normative_ru_en.academic.ru

Расчет показателей надежности энергоблоков и основного энергооборудования тепловых электростанций, страница 10

qj=1-КГj=1-0,939=0,061;

Рис.7. Структурная схема энергосистемы (реальной):К – конденсационные энергоблоки; Т – теплофикационные энергоблоки; R – резервные энергоблоки; W – потребитель энергии.

Решая эту систему уравнений, находим следующие величины:

6.1.Количество эквивалентных энергоблоков: (6.1)

6.2.Аварийность эквивалентного энергоблока:

(6.2)

5.3.Мощность эквивалентного энергоблока:

кВт. (6.3)

6.4.Относительный резерв мощности в энергосистеме:

(6.4)

где: up=2.3 – квантиль нормального распределения функции надежности энергоснабжения (для надежности энергоснабжения на уровне 0,99).

6.5.Величина резерва:

кВт. (6.5)

6.6.Расчетное количество резервных энергоблоков:

штук. (6.6)

Из ряда серийно выпускаемых газотурбинных энергоблоков, выбираем конденсационный энергоблок типа К-100-130, который имеет мощность кВт. Энергоблоки этого типа будут использованы как резервные в данной энергосистеме.

6.7.Краткая характеристика конденсационного энергоблока типа К-100-130

Тепловая схема конденсационного энергоблока мощностью 100 МВт включает в себя котельный агрегат, турбину и водопитательную установку.

Котельный агрегат типа Е-420-140 с естественной циркуляцией, паропроизводительностью 420 т/ч. Параметры: давление 14 МПа (140 кгс/см), температура 570 оС.

6.8.Реальное количество резервных энергоблоков:

штук (6.7)

По величине резерва, с учетом типа резервного энергоблока, находится действительный отпуск электроэнергии резервными энергоблоками. При этом газотурбинный энергоблок рассматривается в структурно – схемном плане как элемент с двумя достижимыми состояниями: S0 – работа и S1 – полный отказ. (рис.8).

Рис.8. Граф достижимых состояний газотурбинного энергоблока.

Определим интенсивность отказа и восстановления конденсационного энергоблока типа К–100–130

6.9.Интенсивность отказа:

(6.8)

1/ч.

где: N= 100 MВт установленная мощность конденсационного энергоблока;

t0=565°C – начальная температура пара;

– коэффициенты, учитывающие влияние промперегрева и регулируемых отборов. Для турбин с промперегревом . Для К-турбин .

6.10.Интенсивность восстановления:

1/ч. (6.9)

6.11.Время наработки на отказ:

ч. (6.10)

6.12.Время восстановления:

ч. (6.11)

6.13.Стационарный коэффициент готовности конденсационного энергоблока определяем из системы уравнений:

Получаем:

. (6.12)

6.14.Число часов использования установленной мощности резервного энергоблока:

(6.13)

ч/год,

где:

ч/год – число часов использования установленной мощности конденсационного энергоблока;

ч/год – число часов использования установленной мощности теплофикационного энергоблока.

6.15.Отпуск электроэнергии потребителю (в энергосистеме с резервом):

(6.14)

кВтч/год,

где:

- КПД линий электропередач.

Глава№5

7. Резервирование отпуска тепловой энергии в системе теплоснабжения.

Принцип расчета надежности систем теплоснабжения и отпуска технологического пара методически аналогичен расчету энергетических систем.

Обычная схема такова: на ТЭЦ с отпуском технологического пара и тепла для отопления, потребление осуществляется из регулируемых отборов сразу нескольких турбин; предусматривается также резервирование подачи его через РОУ от котлов на случай выхода из строя одной турбины или более; транспортировка пара или сетевой воды, как правило, осуществляется одновременно не менее чем по двум паропроводам (или трубопроводам прямой сетевой воды) при условии обеспечения полного (требуемого) расхода на случай выхода из строя одного из теплопроводов (трубопроводов).

vunivere.ru

Мощность 1 энергоблока Белоярской АЭС – 600 МВт

Мощность 1 энергоблока Обнинской АЭС – 5 МВт

Можете сравнить значение мощности 1 энергоблока Белоярской АЭС и первой АЭС в городе Обнинске.

Плюсы и минусы АЭС

Здесь возникает проблема: когда мы говорим об АЭС, важно понимать, что на сегодняшний день адекватной альтернативы атомной энергетике нет. Очень часто сравнивают атомные и тепловые электростанции. И здесь возникает масса споров, которые приводят к достаточно важным выводам. На сегодняшний день все проблемы атомных электростанций, по сравнению с тепловыми электростанциями, сводятся к следующему. Во-первых, это безопасностьэлектростанций. Защита людей от процессов, которые происходят в ядерных реакторах. Вторая проблема, с которой приходится иметь дело, – это ядерные отходы. Когда происходит ядерная реакция, остаются отходы, с ними необходимо что-то делать. Все эти проблемы необходимо решать. И третья проблема – это нераспространение ядерного оружия. Или, наоборот, проблема, которая связана сраспространением ядерного оружия. Ведь как только страна получает возможность производить атомную энергию, тут же появляется возможность создания атомного вооружения. Про нераспространение ядерного оружия можно договориться только всему мировому сообществу. Здесь одна страна сделать ничего не может. Поэтому при ООН существует такая организация, которая называется МАГАТЭ.

Рис. 3. Штаб-квартира МАГАТЭ

Именно эта организация, которая создана в 1957 году, следит за тем, как происходит строительство АЭС и использование атомной энергии. Как вы знаете, эта организация еще отслеживает то, чего больше всего все опасаются. Это аварии на АЭС. Что касается решения проблем аварий, то здесь выходом становится развитие новых технологий. Нужно совершенствовать способы добычи атомной электроэнергии, чтобы в дальнейшем не было никакой опасности для человека.

Что касается отходов, можно выделить две проблемы. Первая проблема – это изменение технологий. Нужны такие технологии, которые сведут количество отходов к минимуму. Но даже с этим минимумом что-то нужно делать, поэтому разрабатываются, во-первых, такие методы обработки, чтобы никоим образом ядерные отходы не распространялись. Не попали в ту среду, в которой находится человек. Кроме этого, обязательно строятся долговременные хранилища для ядерных отходов. Существует очень интересный проект, как можно избавиться от ядерных отходов. Этот проект связан отправкой ядерных отходов прямо на Солнце. Как раз там, где происходят термоядерные реакции, будут уничтожаться ядерные отходы.

Заметим, что запасы всех тех источников энергии, которые нами используются: газ, нефть, уголь – подходят к своему завершению. Поэтому альтернативы использования атомных электростанций в обозримом будущем не видно. Сравнивать атомные электростанции и тепловые электростанции, в общем-то, бессмысленно: на смену ТЭС (тепловым электростанциям) придут АЭС. Эта ситуация совершенно точно определена. На сегодняшний день многие страны обеспечивают себя на 90–100 % атомной энергией. На первом месте стоят такие страны, как Франция, Англия, Бельгия, Япония. Что касается нашей страны, то мы входим в первую десятку по использованию атомной энергии.

Хотелось бы в заключение урока отметить, что атомная энергетика не ограничивается только атомными электростанциями или силовыми установками на атомоходах. Ядерное топливо используется и при запуске космических кораблей. Существует проект запуска спутников, в работе которых будет использоваться энергия ядерного топлива. Проще говоря, атомная энергетика является сегодня одной из важных статей экономического развития страны.

Список дополнительной литературы:

1. В.Е. Левин, "Ядерная физика", Москва, Атомиздат, 1975 г.

2. К.Н. Мухин. Экспериментальная ядерная физика. М., Энергоиздат, 1993

3. Б.С. Ишханов, Э.И. Кэбин "Физика ядра и частиц. ХХ век" М., Изд-во Московского университета. 2000

4. Аксенович Л. А. Физика в средней школе: Теория. Задания. Тесты: Учеб. пособие для учреждений, обеспечивающих получение общ. сред, образования / Л. А. Аксенович, Н.Н.Ракина, К. С. Фарино; Под ред. К. С. Фарино. — Мн.: Адукацыя i выхаванне, 2004. — С. 624-625.

Задание к уроку.

1. Какова электрическая мощность атомной электростанции, расходующей в сутки 220 г изотопа урана и имеющей КПД 25%?

2. При делении изотопа урана на два осколка освобождается энергия 200 МэВ. Какая энергия выделяется при «сжигании» в ядерном реакторе 1 г этого изотопа? Сколько каменного угля нужно сжечь для получения такой энергии?

3. Какая энергия выделяется при ядерной реакции

infopedia.su

Установленная мощность электростанции энергоблока - Энциклопедия по машиностроению XXL

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]

mash-xxl.info