Агрегат теплофикационный

Рис. 5-13. Основные разновидности турбогенераторных агрегатов теплофикационного типа.

Схемы разновидностей турбогенераторных агрегатов теплофикационного типа показаны на рис. 5-13. [c.100]

При наличии у отдельного агрегата теплофикационных экономайзеров или газовых испарителей потеря тепла Рз подсчитывается по температуре газов после основного воздуха подогревателя. [c.262]

На электростанции поступают более совершенные агрегаты. Зуевская ГРЭС пополняется турбогенераторами мощностью 50 тыс. кет, Минская ТЭЦ № 2 — теплофикационными турбогенераторами мощностью 1200 кет. [c.46]

Развитие теплоэлектроцентралей в перспективе также будет идти путем увеличения единичных мощностей энергооборудования. Получат более широкое распространение теплофикационные агрегаты мощностью 100—250 МВт. [c.40]

В шестой пятилетке были разработаны проекты тепловых конденсационных электростанций мощностью 1000—1200 МВт, а затем мощностью 2400 МВт с агрегатами 150, 200, 300 и 500 МВт, а для ТЭЦ с теплофикационными турбинами — по 50 МВт. [c.69]

Советское энергомашиностроение провело большую научно-исследовательскую, проектно-конструкторскую и производственную работу по созданию и изготовлению теплофикационных агрегатов и вспомогательного оборудования. Практически весь ввод мощностей на ТЭЦ и тепловых сетях обеспечен отечественным оборудованием. [c.92]

Возрастающие потребности в теплофикации крупных жилых массивов потребовали создания новых теплофикационных агрегатов на более высокие параметры пара и перехода от одноступенчатой схемы подогрева воды на многоступенчатую. Кроме того, как показал опыт эксплуатации, регулируемый отбор пара давлением 0,7 кгс/см , которому соответствует температура насыщения 90° С, излишне велик. При этих параметрах происходит неоправданно большое дросселирование отбираемого и проходящего пара в конденсатор, что приводит к потерям тепла. Практикой была установлена целесообразность использования для подогрева сетевой воды тепла вентиляционного пропуска пара через часть низкого давления турбины. Эта идея привела к предложению иметь в конденсаторе турбины специальный пучок труб, через который пропускается (при закрытой системе теплоснабжения) часть воды из обратной линии тепловой сети перед поступлением ее в подогреватель. При открытой системе теплоснабжения эта схема может быть применена для предварительного подогрева подпиточной воды. [c.93]

Динамика роста единичных мощностей теплофикационных агрегатов видна из рис. 2-9. [c.97]

К началу десятой пятилетки введено семь теплофикационных турбин мощностью по 250 МВт и к концу пятилетки намечено ввести еще 8—9 агрегатов. Турбины Т-250/300-240 способны произвести 350 Гкал/ч тепла, поэтому их правильное использование возможно в крупных тепловых системах. [c.97]

Рис. 2-9. Рост мощности теплофикационных агрегатов.

По расчетам института Теплоэлектропроект в десятой пятилетке наиболее целесообразно сооружать ТЭЦ единичной мощностью (электрической) от 460 до 1200 МВт с установкой различных теплофикационных агрегатов и пиковых водогрейных котлов. Соотношения мощностей ТЭЦ, устанавливаемого на них оборудования и удельных капитальных затрат видны из табл. 2-18. [c.99]

Одним из направлений улучшения экономических показателей ТЭЦ является повышение параметров пара теплофикационных агрегатов, что видно из данных табл. 2-24. Следовательно, [c.120]

Теплофикационные агрегаты составляют свыше 28% общей мощности электростанций. Отдельные ТЭЦ достигли мощности более 0,5 млн. кВт, а самая крупная ТЭЦ-22 Мосэнерго — 1,25 млн. кВт, наиболее крупные теплофикационные агрегаты имеют единичную мощность 250/300 МВт. [c.279]

Характерной особенностью этого периода развития теплофикации является переход на установку крупных теплофикационных агрегатов с высокими технико-экономическими показателями. [c.117]

К началу десятой пятилетки введено 7 теплофикационных турбин мощностью по 250 тыс. кВт. До 1981 г. намечено ввести еще 6—7 агрегатов. [c.119]

Как указывалось выше, в районах европейской части СССР ввод в действие около 8 млн. кВт теплофикационных мощностей в 1981 —1985 гг. предусмотрен только на строящихся и достраиваемых в настоящее время ТЭЦ. Почти 7з вводимых в действие мощностей на ТЭЦ будет осуществляться теплофикационными агрегатами от 100 до 250 МВт, при этом половина тур- [c.127]

Теплофикационные агрегаты на давление [c.129]

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]

В газовой промышленности тепло уходящих газов газоперекачивающих агрегатов используется в специальных трубчатых теплообменниках для нагрева теплофикационной воды или получения насыщенного пара низких параметров. [c.143]

Из таблицы видно, что уже к началу девятой пятилетки централизованным теплоснабжением обеспечивалась половина всего тепло-потребления страны и более 2/3 потребности в теплоте городов, промышленных узлов и поселков городского типа. Следует отметить, что громадный рост абсолютных значений тепловых нагрузок показывает, например, что для поддержания приведенных в табл. 1.1 долей участия ТЭЦ в теплоснабжении страны мощность теплофикационных агрегатов ТЭЦ к 1980 г. должна возрасти примерно в 2 раза по сравнению с 1970 г. [c.8]

Энергетическое хозяйство, рассредоточенное по заводам, требует много ремонтного и эксплуатационного персонала. Представляется рациональным создать для каждого района объединение промышленной энергетики, в состав которого вошли бы центральные электростанции, ТЭЦ, котельные, электрические и тепловые сети, насосные и компрессорные станции промышленных предприятий. Такое объединение сможет обеспечить более экономичный оперативный надзор, правильное использование специалистов и т. п. На очереди стоит задача организовать рациональное централизованное снабжение всех предприятий сжатым воздухом, жидким кислородом, паром. Пока еще более половины всех промышленных предприятий страны имеет собственные карликовые котельные. В текуш,ем пятилетии (1966—1970 гг.) предусмотрено прекращение строительства мелких котельных и электростанций, демонтаж неэкономичных автономных котельных и электростанций, ускоренное сооружение районных конденсационных и теплофикационных электростанций, оборудованных экономичными агрегатами большой производительности. Все это будет способствовать дальнейшей централизации электро- и теплоснабжения промышленных предприятий, вызовет более интенсивную ликвидацию на заводах собственного трудоемкого энергетического хозяйства. [c.77]

На станциях с одновальными агрегатами заданное значение регулируемого параметра поддерживается при помощи регуляторов скорости конденсационных турбин (фиг. 305,а, 305,6 и 305,с) и теплофикационных турбин с регулируемыми отборами пара и конденсацией (фиг. 305,в) при этом колебание нагрузки в первую очередь воспринимается турбинами с более пологими статическими характеристиками регуляторов. [c.466]

Схема движения воды в котле прямоточная. Как видно из табл. 4, часовой расход воды через котел равен 375 или 750 т в зависимости от режима работы. При основном режиме вода делает десять ходов пять — при движении вверх и пять — при движении вниз (рис. 5). Обратная вода из теплофикационной сети насосами подается в правую половину котельного агрегата, проходит последовательно осе ее элементы, затем поступает в левую половину системы и возвращается в теплофикационную сеть. [c.16]

Первая в СССР парогазовая установка была создана на ТЭЦ-2 Ленэнерго. Парогенератор вырабатывает 120 т/ч пара при 100 ата, 540° С. ВПГ-120 может компоноваться с теплофикационными турбинами Т-25-90, Р-12-90/12, ПР-12-90/7. Два ВПГ-120 обеспечивают паром турбины Т-50-90 и К-50-90. В газовой ступени используется газотурбинный агрегат ГТ-700-4 мощностью 4000 кВт. [c.73]

Показатели парогазовой ТЭЦ. В табл. 28 приведены показатели теплофикационного блока ПГУ мощностью 150 МВт с ВПГ-450, паровой турбиной Т-100-130 и газотурбинным агрегатом ГТ-35-770. Удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении достигает 810 кВт-ч/Гкал, что превыщает выработку электроэнергии блока ПТУ с закритическим давлением пара. Удельный расход топлива на выработку электроэнергии при конденсационном режиме выше, чем у паротурбинного блока при тех же параметрах пара. [c.223]

По этим же соображениям всякого рода дополнительные поверхности нагрева, устанавливаемые для уменьшения потерь тепла с уходящими газами котельных агрегатов (теплофикационные экономайзеры, котлы-утилизаторы, газовые испарители, низкотемпературные экономайзеры, включенные в рассечку регенеративной схемы), предпочтите.чьнее устанавливать на пути газа перед устройствами для тонкой очистки, так как достаточно высокий к. п. д. их приведет к резкому увеличению загрязнения расположенных за ними поверхностей тонкими фракциями золы. [c.24]

Переход на высококачественные виды топлива стимулировал, НТП в области оборудования. Широкое применение на этом этане получили агрегаты КЭС сначала на повышенные параметры пара мощностью 150 и 200 МВт, а затем 300 МВт с закритическими параметрами. Бурно развивалась теплофикация [42]. Если в 1950 г. установленная мощность всех теплофикационных агрегатов была около 5 млн кВт, а отпуск тепла от них 70 млн Гкал при протяженности магистральных теплофикационных сетей 650 км [29], то в 1970 г. мощность только ТЭЦ общего пользования составила 36,9 млн кВт, годовой отпуск тепла — 507 млн Гкал и протяженность сетей — 12,1 тыс. км [38]. Всего же ТЭЦ в 1970 г. обеспечили 32% (688 млн Гкал) общего теплонотреблепия. Успешно велось гидроэнергетическое строительство были построены мощные Волжско-Камский и Днепровский каскады ГЭС, вступили в строй первые ГЭС уникального Ангаро-Енисейского каскада, ГЭС создали основу электроснабжения в республиках Закавказья и Средней Азии. В 1970 г. установленная мощность ГЭС в СССР превысила 31 млн кВт [38]. В эти годы было положено начало развитию ядерной энергетики [43]. [c.87]

В связи с этим возникла потребность создания серии новых теплофикационных агрегатов на более высокие параметры пара и перехода от одноступеячатой схемы подогрева воды на многоступенчатую. В соответствии с этими требованиями ЛМЗ разработал и организовал производство новых теплофикационных турбин мощностью 50 и 100 тыс. кВт, В новой серии турбин кроме повышения параметров пара предусматривался двухступенчатый подогрев воды, что повысило экономические характеристики агрегатов. [c.119]

Преобразование вторичных энергоресурсов (ВЭР) в. тепловую энергию позволяет удовлетворить теплофикационные нужды КС и внешнего потребителя (жилой поселок). Преобразование тепла выхлопных газов в холод позволяет снизить температуру циклового воздуха и тем самым увеличить мощность ГТУ. Получаемый холод можно использовать для охлажедния транспортируемого газа. Применение дополнительной механической энергии, выработанной за счет уепла отходящих газов ГТУ, позволяет увеличить мощность газоперекачивающих агрегатов и к.п.д. установок в целом. Механическую энергию можно использовать также и для привода компрессоров холодильных установок систем охлаждения транспортируемого газа. Утилизация тепла отходящих газов ГТУ для получения электроэнергии позволяет удовлетворить нужды КС в этом виде энергии. Получаемую электроэнергию можно применять для привода холодильных установок систем охлаждения транспортируемого газа. [c.68]

В соответствии с решениями XXV съезда КПСС развитие тепловых электростанций (ТЭС) в десятой пятилетке осуществлялось в направлении применения на турбинных конденсационных электростанциях (КЭС) главным образом крупных энергоблоков 300—1200 МВт, а на теплоэлектроцентралях (ТЭЦ) теплофикационных агрегатов 100—250 МВт. Таких агрегатов в 1976— 1980 гг. было введено в действие более чем на 25 млн. кВт, или около 707о всей введенной мощности на ТЭС. [c.110]

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]

Улучшение структуры производства электроэнергии на ТЭС Минэнерго СССР достигнуто за счет увеличения выработки высокоэко номичными энергоблоками й теплофикационными агрегатами давлением 13—24 МПа и сокращения использования и уменьшения (Конденсационной выработки оборудованием давлением 9 МПа и ниже, в том числе путем демонтажа наиболее устаревшего и физически изношенного оборудования. За годы десятой пятилетки на электростанциях страны демонтировано 4,8 млн. кВт устаревшего низкоэконол ичного оборудования. В 1980 г. конденсациоииая выработка агрегатов давлением 9 МПа и ниже сокращена по сравнению с 1975 г. на 16,4 млрд. кВт-ч (13%), что позволило уменьшить расход топлива в 1980 г. почти на 1 млн. т условного. [c.201]

В связи с этим повышение маневренных возможностей энергосистем должно осуществляться в следующих направлениях продолжение привлечения энергетических блоков мощностью 150, 200, 300 МВт к работе в переменной части графика нагрузки с проведением дальнейших работ по увеличению их маневренных характеристик сооружение специальных маневренных электростанций, прежде всего газотурбинных установок и ГАЭС в энергосистемах Северо-Запада, Центра и Юга продолжение строительства ГЭС для покрытия пиковой и частично полупиковой зон графика нагрузки в остальных энергосистемах еероиейской части страны, проведение работ по использованию ТЭЦ для регулирования полупиковой зоны графиков нагрузки за счет остано ва теплофикационных агрегатов в ночные часы суток с учетом установки дополнительных РОУ и бойлеров продолжение работ по определению технических экономических возможностей привлечения АЭС к регулированию [c.207]

Наряду с ростом производства энергооборудования для АЭС увеличивалось производство энергетического и электротехнического оборудования для ГЭС и ТЭС в количественном и в качественном отношении. Увеличился серийный выпуск более крупных агрегатов паровых конденсационных турбин и турбогенераторов мощностью 500 и 800 тыс. кВт, теплофикационных турбин 135 и 250 тыс. кВт, а также соответствующих по паропроизво-дительности паровых котлов, возросла единичная мощность гидравлических турбин и генераторов, силовых трансформаторов. Увеличилось производство электро- [c.236]

Система централизованного теплоснабжения включает источники тепла (ТЭЦ и районные котельные), тепловые сети с насосными станциями и тепловыми пунктами (центральными и индивидуальными) и местные системы потребления тепла (абонентские вводы). Суммарная электрическая мощность ТЭЦ Минэнерго СССР в конце 1990 г. составила прримерно 83 ГВт, тепловая - около 837,2 тыс. ГДж/ч (200 тыс. Гкал/ч) наиболее крупная ТЭЦ (ТЭЦ-23 Мосэнерго) имеет мощность 1400 МВт [3204,56 ГДж/ч (1960 Гкал/ч)] максимальная мощность теплофикационного агрегата 250 МВт [152]. Тепловая мощность районных котельных обычно лежит в пределах 418,6 - 1255,8 ГДж/ч (100-300 Гкал/ч). Протяженность тепловых сетей, питаемых от ТЭЦ, [c.31]

Дальнейшее усовершествование котельных с повышением экономичности их работы и коэффициента использования основного оборудования заключается в замене разнотипного оборудования —паровых и водогрейных котлов—единым типом комбинированного теплофикационного агрегата, обеспечивающего одновременный отпуск теплоты потребителям в виде пара и перегретой воды. В связи с этим в настоящее время как у нас, так и за рубежом уделяется [c.3]

Современные двигатели внутреннего сгорания превращают в механическую энергию до 35—38% тепла сжигаемого топлива. Таких цифр не смогут дать (если учесть необходимое противодавление в теплофикационных паровых турбинах) даже лучшие парогазовые ТЭЦ с высоконапорными парогенераторами. Использование тепла, отдаваемого в зарубашечное пространство системы охлаждения, и установка котлов — утилизаторов тепла отходящих газов позволяют свести общие теплопотери до величины, характерной для современных ТЭЦ, имеющих турбины с противодавлением. В условиях, когда газообразное и жидкое топливо находит широкое применение в коммунальном хозяйстве, поршневые двигатели смогли бы оказаться идеальным силовым агрегатом для ТЭЦ. Но малая единичная мощность и ограниченный моторесурс препятствуют такому применению этих двигателей. [c.161]

В качестве основного оборудования в районных водогрейных котельных широко применяются газомазутные башенные водогрейные агрегаты типа ПТВМ (пиковый теплофикационный водогрейный мазутный котел) производительностью 58,116 и 210 ГДж/с (50, 100 и 180 Гкал/ч)—см. табл. 4,20-4.22 [7]. [c.357]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...