Паротурбинная ТЭЦ

Для повышения температуры сетевой воды, количество ступеней охлаждения при охлаждении воздуха не должно быть более одной. Степень сжатия в турбине должна быть наивыгоднейшей и большой, начальная температура газа должна быть высокой. Конечную температуру охлаждаемых за регенератором продуктов сгорания примем = 150° С, т. t. эта температура будет приблизительно равна температуре уходящ,их газов за котельным агрегатом паротурбинной ТЭЦ. [c.182]

Применение газотурбинных ТЭЦ в районах, охватываемых сетями дальнего теплоснабжения ОТ паротурбинных ТЭЦ, не выгодно. [c.182]

НА КОМБИНИРОВАННУЮ ВЫРАБОТКУ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА ПАРОТУРБИННЫХ ТЭЦ [c.306]

ОПРЕДЕЛЕНИЕ АБСОЛЮТНОЙ ЭКОНОМИИ ТОПЛИВА ПРИ ТЕПЛОФИКАЦИИ ОТ ПАРОТУРБИННЫХ ТЭЦ [c.309]

Сроки строительства. В результате строительства ПГУ достигнуто значительное сокращение сроков строительства по сравнению с проектом организации работ. Нормами продолжительности строительства предприятий, объектов и сооружений, утвержденными Госстроем СССР, продолжительность строительства паротурбинной ТЭЦ мощностью 18 ООО кет составляет 22 месяца, т. е. 1,83 года. Благодаря компактности оборудования и рациональной компоновке, удельная кубатура главного корпуса ПГУ по сравнению с паросиловой установкой сокращается на 38%, а расход металла на оборудование— на 30%. Это благоприятно отразилось на продолжительности строительства. Фактическая продолжительность строительства составила около 12 месяцев. Учитывая, что для ПГУ использовались некоторые сооружения, проектом производства работ были установлены [c.180]

При современном развитии энергосистем паротурбинные ТЭЦ экономически оправдываются при расчетной тепловой нагрузке не менее 400— 450 МВт (350—430 Гкал/ч) в европейской части СССР и 500—600 МВт в районах с более дешевым топливом. Газотурбинные ТЭЦ благодаря перечисленным выше особенностям экономически оправдываются при нагрузках 100—400 МВт и даже ниже. Это обстоятельство весьма сильно расширяет область экономического применения теплофикации, так как потребители с нагрузкой 100—500 МВт расходуют около 25% всей теплоты, потребляемой в СССР. Расширение области теплофикации при сооружении газотурбинных ТЭЦ может дать большую экономию топлива и денежных средств. [c.121]

Перечисленные особенности показывают, что ГТУ являются весьма перспективными теплофикационными агрегатами и хорошо дополняют паротурбинные ТЭЦ, в частности позволяют значительно расширить область экономичного применения теплофикации. Однако невозможность работы разомкнутых схем ГТУ на твердом топливе ограничивает сферу их применения. [c.122]

Для экономичности > как газотурбинных, так и паротурбинных ТЭЦ большое значение имеет правильный выбор коэффициента теплофикации ТЭЦ- С увеличением суммарной тепловой мощности устанавливаемых ГТУ 2<3т. м уменьшается степень ее использования Z, а следовательно, и среднегодовое значение по формуле (7-9). Очевидно, есть какое-то переломное (критическое) значение Z p, при котором дэк снижается до нуля. Значение кр определяется по формуле [c.124]

В состав теплофикационной ПГУ входит паровая турбина с отбором пара или противодавлением (рис.7-17). Рассмотрим, какую экономию топлива может дать теплофикационная ПГУ по сравнению с паротурбинной ТЭЦ при прочих равных условиях (одинаковые паровые турбины, тепловые нагрузки и др.). На паротурбинных ТЭЦ экономия топлива определяется формулой (гл. 2) [c.137]

Как показали исследования, парогазовые ТЭЦ могут дать существенную дополнительную экономию топлива по сравнению с паротурбинными (при идентичных паровых частях). Стоимость установленного 1 кВт на парогазовых ТЭЦ, как правило, ниже, чем на паротурбинной ТЭЦ, поэтому парогазовые ТЭЦ могут быть экономичными и в случаях, когда паротурбинные ТЭЦ экономически не оправдываются. [c.138]

Площадка, необходимая для современных промышленных паротурбинных ТЭЦ средней мощности с учетом совмещения вспомогательных сооружений электростанции с аналогичными сооружениями предприятия (хим-водоочистка, система водоснабжения, склады топлива, масляное хозяйство, ремонтные мастерские, бытовые устройства II др.), составляет 0,01 — 0,03 га/МВт. [c.233]

Наименьший процент расхода на собственные нужды имеют газотурбинные ТЭС на газовом топливе, а наибольший — паротурбинные ТЭЦ высокого давления на каменном угле с высоким содержанием золы и влаги. Среди основных факторов, определяющих расход энергии на собственные нужды, можно выделить тип ТЭС (ГТУ, ПТУ, КЭС, ТЭЦ), начальные параметры пара, вид топлива, установленная мощность, условия водоснабжения, наличие внешних тепловых потребителей и их удаленность, режимы работы станции. В табл, 15-1 приведен примерный расход электро- [c.252]

На первый взгляд, в связи с целым рядом неопределенностей по исходным данным требование считать показатели ТЭС с возможно высокой точностью представляется необоснованным. Но это не так. Дело в том, что в такого рода расчетах наблюдается явление мультипликации погрешностей , которое может приводить к большому искажению результатов. В связи с важностью вопроса разберем его подробнее на примере показателей паротурбинной ТЭЦ. [c.84]

Теплофикация в СССР базируется на крупных паротурбинных ТЭЦ с начальным давлением пара 13—24 МПа с применением турбин единичной мощностью 100—250 МВт, имеющих коэффициент теплофикации до 0,5—0,6. [c.56]

На современных паротурбинных ТЭЦ основная комбинированная выработка электрической энергии производится на базе тепла, отдаваемого из теплофикационных отборов или из хвостовой части турбины в систему теплоснабжения, т. е. на базе внешнего теплового потребления. [c.563]

Паротурбинные ТЭЦ промышленных предприятий (рис. 6.24) отличаются от рассмотренных в разд. 6 книги 3 настоящей справочной серии электростанций энергосистем методикой выбора установленной мощности котельного и турбинного оборудования [23]. [c.420]

Параметры основных типов котлов и паровых турбин, используемых на паротурбинных ТЭЦ, приведены в разд. 1 книги 3 настоящей справочной серии, а характеристики паровых турбин малой мощности представлены ниже (см. табл. 6.23). [c.421]

Фактором, препятствующим широкому использованию современных паротурбинных ТЭЦ, является необходимость обеспечивать единичной ТЭЦ не менее 800—1000 ГДж/ч тепловой нагрузки. [c.421]

Промышленные отопительные котельные часто используются совместно с паротурбинными ТЭЦ и источниками ВЭР в качестве пиковых установок (рис. 6.27). [c.422]

Таким образом, технико-экономическая эффективность ПГУ с отпуском теплоты по сравнению с паротурбинной ТЭЦ не так очевидна, как при [c.428]

При сопоставлении эффективностей комбинированной и конденсационной выработки электроэнергии на паротурбинной ТЭЦ данный критерий используется следующим образом. [c.429]

Количество вырабатываемой теплоты пара, ГДж, подаваемого в турбины на паротурбинной ТЭЦ с заданным расходом условного топлива котлов, т, [c.429]

Оценка эффективности преобразования котельных в мини-ТЭЦ. В жилищном секторе тепловая нагрузка в расчете на одного жителя составляет около 2 кВт. Тепловая нагрузка типичного населенного пункта с 20—40 тыс. жителей (в таких поселениях проживает более половины населения России) равна 30—60 МВт. Эта нагрузка слишком мала для сооружения паротурбинной ТЭЦ, поэтому она в основном обеспечивается котельными. Применение ГТУ и ГПУ ТЭЦ средней и малой мощности существенно расширяет область теплофикации за счет присоединения к ним указанных потребителей теплоты после реконструкции газифицированных районных котельных в мини-ТЭЦ [18]. [c.429]

Отстойник станции водоподготовки 469, 470 Оценка эффективности комбинированного производства теплоты и электрической энергии на паротурбинной ТЭЦ 429 --преобразования котельных в мини-ТЭЦ 429 [c.612]

Паротурбинные ТЭЦ промышленных предприятий 420 Перегонка 234 [c.612]

Теплоэлектроцентрали осуществляют комбинированное снабжение потребителей электрической и тепловой энергией н являются комбинированными энергоустановками. На паротурбинных ТЭЦ устанавливают турбоагрегаты теплофикационного типа, с противодавлением или с конденсацией и отбором пара. [c.19]

КОМПОНОВКИ ОБОРУДОВАНИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПАРОТУРБИННЫХ ТЭЦ [c.219]

Теплоснабжение от паротурбинных ТЭЦ характеризуется ограничениями максимальной температуры теплоносителя (около 470 К), поэтому актуальной является разработка систем высокотемпературной теплофикации. Так, система, схема которой показана на рис. 12.8, предназначена для получения перегретого пара температурой оолее 770 К. Для получения пара служит котел 3, в топку которого направляются отходящие из газовой турбины I газы. Пар отдает теплоту в установке 5, и конденсат насосом 4 возвращается в котел. Электроэнергия вырабатывается генератором 2. Возможно осуществление схем, предусматривающих подачу отходящих из газовой турбины газов при температуре до 1770 К непосредственно в технологические установки. [c.389]

С учетом новых условий развития ЭК целесообразно применять маневренные газотурбинные ТЭЦ, обладающие лучшими свойствами (по сравнению с паротурбинными ТЭЦ) для работы в переменной части графика электрической нагрузки ОЭЭС. [c.114]

Теплофикация в СССР базируется на крупных паротурбинных ТЭЦ. К концу десятой пятилетки 20 ТЭЦ имели установленную мощность по 500 МВт и более, а пять из IHHX —овыше 1000 МВт каждая, в том числе ТЭЦ № 22 Мосэнерго— 1250 МВт и ТЭЦ № 23 Мосэнерго— 1150 МВт. Суммарный эффект от теплофикации в СССР за 1980 г. оценивается экономией 30 млн. т условного толлива. Дальнейшая экономия топлива в одиннадцатой пятилетке может быть достигнута за счет увеличения выработки электроэнергии на тепловом потреблении при более полной загрузке отборов турбин путем дополнительных присоединений потребителей тепловой энергии. [c.74]

При сделанных допущениях было получено значение общего к. п. д. газотурбинной ТЭЦ Чобщ 0,69, вместо возможного значения к. п. д. для паротурбинной ТЭЦ. [c.182]

Величина э ,п тем больше, чем выше начальные параметры пара паротурбинных ТЭЦ ( о), чем ниже давление пара в отборах турбин ( тв) и чем выше внутренний относительный к. п. д. турбин т1ог- [c.22]

Высокая начальная температура газа перед турбиной (цикла) может быть применена и на ГТУ небольшой единичной мощности при сохранении высоких внутренних к. п. д. турбин и компрессоров, поэтому энергетические показатели теплофикационной ГТУ сравнительно мало зависят от ее единичной мощности, в то время как у паровых турбин высокие начальные параметры пара 13,0—24,0 МПа применимы только при единичной мощности турбин 50— 200 МВт. В связи с этим теплофикационные ГТУ могут давать экономию топлива по сравнению с раздельным теплоэлектроснабжением (КЭС плюс котельные) и при небольших тепловых нагрузках, при которых паротурбинные ТЭЦ экономически не оправдываются. Это особенно важно для средних и небольших промышленных предприятий, городов и др. [c.120]

Парогенераторы ГТЭЦ обогреваются выхлопными газами с температурой не выше 400—500° С. Давление пара в них низкое — 1,2—1,8 МПа. Поэтому, как показал опыт промышленных утилизационных парогенераторов, парогенераторы ГТЭЦ могут работать полностью на катионирован-ной воде. Это обстоятельство имеет большое значение для предприятий с большой потерей конденсата. На таких предприятиях при паротурбинных ТЭЦ высокого давления требуется сооружение гораздо более дорогих и сложных обессоливающих или паропреобразовательных установок. [c.121]

Удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении этэц на паротурбинных ТЭЦ при отпуске производственного пара приблизительно в 2 раза меньще, чем при отопительной нагрузке, а следовательно, меньше и экономия топлива на единицу отпущенной теплоты. В случае газотурбинной ТЭЦ экономия топлива практически не зависит от температурного уровня отпускаемой теплоты. Следовательно, если при отопительной нагрузке ГТУ типа ГТ-100-750-2 дает экономию топлива только немного меньшую, чем ПТУ типа Т-100-130/565, то она должна быть заметно экономичнее ПТУ тех же начальных параметров с промышленными отборами. [c.124]

Пар и горячая вода вырабатываются на ТГТУ за счет теплоты, уже полностью отработавшей в силовом цикле двигателя (как при простых, так и сложных схемах), поэтому температурный уровень отпускаемой теплоты (пара или горячей воды) практически не влияет на экономию топлива, которую дает ТГТУ по сравнению с расходом топлива при работе по раздельному вариадту (КЭС плюс котельная). При повышенны., температурах отпускаемой теплоты экономия топлива примерно на 1% меньше из-за увеличения падения давления выхлопных газов в теплообменннке. У паротурбинных ТЭЦ давление отпускаемого пара сильно влияет на экономию топлива. Так. при начальных параметрах пара 13 МПа, 565° С удельная экономия топлива на единицу отпущенной теплоты при отпуске пара 1,3 МПа примерно в 2 раза меньше, чем при отпуске теплоты с горячей водой и ступенчатом ее подогреве. [c.192]

Парогенераторы ГТЭЦ могут набираться из типовых элементов промышленных змееаиковых КУ с МПЦ. Обогреваются они газами с температурой не выше 500—550" С, давление пара в них 0,8 —1,5 МПа, поэтому, как показал длительный опыт эксплуатации промышленных КУ, парогенераторы (ПГ) могут, как правило, работать на катионированной воде, что позволяет возвращать конденсат производства на паротурбинную ТЭЦ. Это имеет большое значение длк предприятий с повышенной потерей конденсата. [c.193]

Теплофикационные ГТУ могут создаваться с использованием обычных серийных ГТУ, которые входят в ТГТУ без всяких изменений. То обстоятельство, что для ТГТУ не надо разрабатывать какие-то новые машины, является весьма благоприятным. Для паротурбинных ТЭЦ необходимы специальные типы турбин. [c.194]

Полная удельная стоимость 1 кВт установленной мош,ности ГТЭЦ составляет от 80 до 120 руб. в зависимости от единичной мощности ГТУ и местных условий. Удельная стоимость крупных паротурбинных КЭС равна 120— 140 руб/кВт, а паротурбинных ТЭЦ — от 180 до 240 руб/кВт. Габариты ГТУ малы, они, как правило, размещаются в бывших небольших ТЭС или котельных предприятиях. [c.194]

Определение экономии топлива, которую дает ГТЭЦ, гораздо проще, чем паротурбинной ТЭЦ, потому что расход топлива на ГТУ определяется только ее электрической мощностью. Для ТЭЦ любого типа экономия топлива определяется из выражения [c.194]

Из примера видно, что ТГТУ являются перспективными источниками теплоэнергсхгнабжения, особенно для средних и небольших промышленных предприятий. Но при известных условиях, как показали детальные расчеты, они могут быть более экономичными и для крупных потребителей. Так, для большого комбината, расположенного в районе с продолжительным отопительным периодом (более 7400 ч), с длительным состоянием низких температур, ГТЭЦ, оборудованная ТГТУ Ленинградского металлического завода типа ТЭ-150-950, оказалась более экономичной, чем паротурбинная ТЭЦ с турбинами Т-]75- 30, как по экономии условного топлива (около 100 тыс. т/год , так и по капитальным и приведенным затратам (экономия приведенных затрат более iO млн. руб/год). [c.196]

Газотурбинная тенлоэлектроцентраль — частный случай парогазовой ТЭЦ, где теплота выходных газов ГТУ используется только для внешнего теплоснабжения. Тепловая мощность ГТУ-ТЭЦ определяется типом и числом применяемых ГТУ. В отличие от паротурбинных ТЭЦ производ- [c.417]

Расчет показателен эффективности производства теплоты и электрической энергии по комбнняроваянов и раздельной схемам. Выработка электроэнергии на паротурбинной ТЭЦ осуществляется частично по теплофикационному, а [c.424]

Оценка эффективности комбиннрованного производства теплоты и электрической энергии на паротурбинной ТЭЦ. Преимуществом комбинированного цикла производства электроэнергии и теплоты является более высокая энергетическая эффективность использования органического топлива по сравнению с его применением для их раздельного производства. [c.429]

При составлении общей схемы теплоснабжения народного хозяйства на 1976— 1980 годы приняты дальнейшее экономи-че жи обоснованное развитие теплофикации на базе мощных паротурбинных ТЭЦ на органическом топливе как основное направление централизо1ванного теплоснаблсения централизация теплоснабжения городов и промышленных узлов с ограниченными тепловыми нагрузками — от районных отопительных и промышленных котельных, ис- [c.5]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...