Тепловые нагрузки внешних потребителей

Тепловые нагрузки внешних потребителей [c.7]

В прямоточной выпарной установке отбор экстра-пара может производиться как для покрытия тепловой нагрузки внешних потребителей, так и для подогрева подаваемого на выпарку раствора, т. е. [c.212]

Количество отбираемого экстра-пара для покрытия тепловой нагрузки внешних потребителей в является величиной заданной, [c.212]

При заданной электрической нагрузке коэффициент ценности тепла имеет значение удельного прироста тепла на дополнительный отпуск тепловой энергии внешнему потребителю. В общем случае [c.339]

Если имеются также тепловые потребители, то сооружается комбинированная установка — теплоэлектроцентраль. В отдельных случаях при малой величине тепловой нагрузки и малой продолжительности ее в году может быть допущено применение раздельной установки. При этом отпуск пара для внешнего потребления производится или из общей котельной конденсационной установки через редуктор и охладитель или же из отдельно расположенной котельной низкого давления. Выбор раздельного типа энергетической установки и соответствующей схемы отпуска пара должен быть обоснован технико-экономическими расчетами. [c.182]

Если заданная величина тепловой нагрузки определяет электрическую мощность установки выше заданной электрической нагрузки, то частично тепловой потребитель получает пар непосредственно из котельной. Получается смешанная энергетическая установка, состоящая из комбинированной установки (ТЭЦ) и котельной. На ТЭЦ с отопительной нагрузкой для основной части отопительной нагрузки используется пар из отбора турбины, а для пиковой —обычно пар из котельной, через редукционную установку. В периоды пиковых тепловых нагрузок такая установка работает по смешанной схеме, основанной на комбинированном методе производства обоих видов энергии, но с дополнительным отпуском тепла внешнему потребителю без выработки электроэнергии. В связи с такой схемой возникает вопрос о соотношении количества пара, отпускаемого из отборов турбины и через редуктор из котельной, иначе вопрос о расчетной температуре турбин, т. е. температуре наружного воздуха, выше которой все отопительное потребление удовлетворяется отбором пара из турбин (гл. 9). [c.183]

Все эти турбины сохраняют, в основном, те принципиальные решения, которые обеспечили успех предшествующей серии. Помимо того, при их конструировании были предусмотрены следующие крупные совершенствования дополнительные нерегулируемые отборы пара для внешнего потребителя смещение верхнего предела регулирования давления пара, идущего на производство, более чем до 2 МПа, а пара для теплофикации в турбине Т-175-130 до 0,3 МПа выработка максимальной мощности турбин типа Т в соответствии с максимальным расходом пара турбиной, что расширяет верхний предел их мощности на конденсационном режиме и тем самым улучшает их маневренные качества использование отключения ПВД для выработки дополнительной и тепловой нагрузки. [c.102]

Принципиальная тепловая схема теплоэлектроцентрали имеет ряд особенностей по сравнению с ПТС КЭС. Для ТЭЦ с однотипными турбоагрегатами (чаще всего типа Т) составляют схему данной турбоустановки. На ТЭЦ с промышленной и отопительной нагрузкой часто устанавливают теплофикационные турбоагрегаты двух или трех различных типов (ПТ, Р, Т), технологически связанные между собой. Так, общими являются линии промышленного отбора пара турбин ПТ и Р, линии обратного конденсата внешних потребителей, добавочной воды, подпиточной воды тепловой сети. Сетевые подогревательные установки выполняют индивидуальными у каждого турбоагрегата Т и ПТ, а магистрали прямой и обратной сетевой воды и пиковые водогрейные котлы являются общими для всей ТЭЦ. [c.141]

II этап — предварительный расчет или оценка расхода пара на турбину. Для стандартных типов турбин рекомендуется определять расход пара по заводским диаграммам режимов, если известны электрическая мощность и расход пара к внешним тепловым потребителям из регулируемых отборов турбины. Обычно расчет тепловой схемы выполняется для нескольких характерных режимов работы, зависящих от вида тепловой нагрузки потребителей, от графика работы станции в энергосистеме и от климатических условий района. Для технологической тепловой нагрузки обычно характерным режимом является максимальный зимний режим, т. е. максимальный расход пара на технологические нужды при номинальной или максимальной электрической мощности турбогенератора. Вторым характерным режимом для этого типа турбин является минимальный летний [c.81]

КУ-1—КУ-3 — котлы-утилизаторы КД-1, КД-2 — камеры дожигания ДОК — деаэратор обратного конденсата ДПВ — деаэратор питательной воды НОК, СН, ПН— соответственно насосы обратного конденсата, сетевой, питательный ТО — теплообменник СП1, СП2, ПСП — соответственно сетевой подогреватель нижней и верхней ступени, пиковый сетевой подогреватель — отопительная тепловая нагрузка — промышленная тепловая нагрузка Z) — массовый расход промышленного пара внешним потребителям [c.426]

Газотурбинная теплоэлектроцентраль (ГТУ-ТЭЦ) — это частный случай парогазовой ТЭЦ, в которой теплота выходных газов ГТУ используется в КУ только для отпуска теплоты внешним потребителям. Мощность ГТУ-ТЭЦ определяется, прежде всего, типом применяемых в тепловой схеме ГТУ и количеством потребляемой теплоты. В отличие от паросиловых ТЭЦ производство электроэнергии на ГТУ-ТЭЦ не связано с отпуском теплоты потребителям и утилизацией теплоты выходных газов ГТУ. Теплота выходных газов зависит от начальных и конечных параметров газов, характеристик наружного воздуха и др. Максимально возможное использование теплоты выходных газов ГТУ на ГТУ-ТЭЦ происходит при соответствующей организации ее тепловой схемы с учетом графика отопительной нагрузки. [c.432]

Важным показателем экономичности работы ТЭЦ является коэффициент теплофикации о,рэц равный отношению расчетного часового отпуска тепла внешним потребителям турбинами ТЭЦ ( т. р. турб), к расчетной величине часовой суммарной тепловой нагрузки ТЭЦ (< , ,дц), [c.126]

Для учебных и частично практических целей можно расчет тепловой схемы упростить, если выполнять его по предварительно выбранным величинам, например производительности котлоагрегатов, значениям величины потерь рабочего тела, расходу рабочего тела на собственные нужды установки, на химводоочистку, /потерям давления в элементах схемы и т, д. В этом случае предварительно, используя исходные данные, определяют нагрузку котельной как суммарный отпуск теплоты или пара внешним потребителям (технологические нужды, отопление, вентиляция, горячее водоснабжение) с добавлением расходов на деаэрацию питательной воды, деаэрацию воды для горячего водоснабжения, подогрев сырой воды перед водоподготовкой и потери внутри котельной. При этом принимают температуру конденсата, поступающего нз подогревателей, установленных в котельной, равной 80—90°С. [c.294]

Основной недостаток турбин с противодавлением — неполное использование мощности при работе по тепловому графику — устранен в конденсационных турбинах типа П или Т с регулируемыми отборами пара. Поскольку выработка электрической энергии турбинами с регулируемыми отборами пара не зависит от тепловой нагрузки, они могут одновременно снабжать внешних потребителей теплотой и электроэнергией. [c.89]

Конденсационные турбины с регулируемыми отборами пара могут одновременно удовлетворять внешних потребителей электрической энергией и теплотой, поэтому они получили широкое распространение. В отличие от турбин с противодавлением, у турбин с регулируемыми отборами пара выработка электрической энергии не зависит от тепловой нагрузки. [c.201]

Необходимость увеличения электрической мощности станции в определенные часы или периоды. Переход на тур бонасосы при этом не только снимает с генераторов соответствующую долю электрической нагрузки, освобождая их для внешних потребителей, во и позволяет снять часть тепловой нагрузки с главных турбин, что рассмотрено в гл. VIII. [c.136]

При одинаковом докритическом начальном давлении пара 13,0 МПа различие КЭС и ТЭЦ заключается в применении промежуточного перегрева пара. При этом начальном давлении промежуточный перегрев пара применяется до настоящего времени только на конденсационных электростанциях. Применение для теплофикационных турбин промежуточного перегрева для ограничения конечной влажности пара не столь необходимо, как на КЭС, так как основной поток пара отбирается. из теплофикационной турбины для внешнего потребителя с перегревом или с небольшой влажностью. Конденсационный сквозной поток пара невелик, работает в последних ступенях турбины с малым КПД и имеет допустимую конечную влажность. Промежуточный перегрев пара на ТЭЦ дает меньший выигрыш в тепловой экономичности, чем на КЭС. Однако для крупных теплофикационных турбоустановок давлением 13,0 МПа с отопительной нагрузкой созданы варианты турбоустаиоБОк с промежуточным перегревом пара (Т-180-130 ЛМЗ). [c.43]

Недостатками являются невозможность одновременной работы по свободным графикам электрической и тепловой нагрузки, а также сравнительно низкая температура теплофикационной воды, отпускаемой потребителям с ТЭЦ, не превышающая 85— 90° С, что вызывает добавочные металловложения во внешние тепловые сети и в приемные теплообменные аппараты у потребителей. Поэтому турбоагрегаты с ухудшенным вакуумом У могут находить применение на ТЭЦ только в случаях сравнительно небольших предприятий при наличии на ТЭЦ также турбоагрегатов других типов, в том числе УО, или электрической связи ТЭЦ с районной энергосистемой. [c.103]

Турбоагрегаты с ухудшенным вакуумом обусловливают минимальные первоначальные затраты на ТЭЦ благодаря использованию конденсаторов турбин Для подогрева теплофикационной воды, позволяющему отказаться от установки соответствующих теплофикационных подогревателей. Кроме того, такие агрегаты вырабатывают наибольшее количество теплофикационной электроэнергии на покрытие заданной тепловой нагрузки ТЭЦ с низкотемпературной характеристикой. Недостатками являются невозможность одновременной работы по свободным графикам электрической и тепловой нагрузок, а также сравнительно низкая температура теплофикационной воды, отпускаемой потребителям с ТЭЦ, не превышающая 85—90° С, что вызывает добавочные металловложения во внешние тепловые сети и в приемные теплообменные аппараты у потребителей. Поэтому турбоагрегаты с ухудшенным вакуумом У могут находить применение на ТЭЦ только в случаях сравнительно небольших предприятий, при наличии на ТЭЦ также турбоагрегатов других типов, в том числе УО, или электрической связи ТЭЦ с районной энергосистемой. [c.126]

Простейшим типом комбинированной установки является установка с турбинами П (с противодавлением). Пар из котельной поступает к турбине П, отработавший пар которой направляется к внешнему тепловому потребителю конденсат этого пара возвращается для питания котлов электростанции (фиг. 23). Расход пара на турбину П, а следовательно, и ее электрическая мощность определяются величиной тепловой (паровой) нагрузки. Турбина П должна работать по заданному ( свободному") тепловому и по вынужденному электрическому графику нагрузок. Это осуществимо лишь при условии, что суммарная элек- [c.38]

Для определения годового расхода поступают так же, как и при расчете тепловой схемы для какой-либо ваданной часовой нагрузки, но все подставляемые в расчеты величины должны приниматься не за час, а еа год работы станции. При наличии разнотипных турбинных агрегатов важно заранее определить, в каких условиях будет работать каждый агрегат в течение года. Так, при наличии на станции конденсационных турбин и турбин с противодавлением необходимо сначала определить выработку энергии турбинами с противодавлением и затем вычесть полученную величину из заданной годовой выработки энергии по станции. Олределение выработки энергии турбинами с противодавлением возможно, если известно количество пара, проходящего в течение года черев эти турбины и И апользуемого затем для снабжения внешних тепловых потребителей и удовлетворения теплом регенеративного подогрет ва питательной воды. При этом либо по заданию, либо исходя из режима работы потребителей, должно быть известно число часов ра боты турбин с противодавлением в течение года с целью определения расхода пара на холостой ход этих тур бин в течение года. [c.118]

Разработка математической модели теплового режима СЦТ. Модель теплового режима СЦТ представляет собой систему соотношений, построенных на основе законов сохранения и имитирующих тепловые процессы во всех элементах СЦТ. На вход модели подаются внешние возмущения, температура наружного воздуха, нагрузка горячего водоснабжения, температура теплоносителя на выходе источника теплоты, а на выходе модели получают расходные и температурные параметры в характерных узлах расчетных схем. Необходимость разработки такой модели возникла в связи с укрупнением СЦТ, удалением потребителя от источника и присоединением к системе. разнородных потребителей теплоты. Таким образом, модель теплового режима долж- [c.109]

От ТЭЦ и центральной котельной к предприятию пар поступает по магистральному паропроводу обычно большого диаметра. При давлениях пара 3 МПа и более он поступает к потребителям а предприятии транзитом минуя центральный тепловой пункт (ЦТП), в остальных случаях — через ЦТП, на котором устанавливаются регулирующая арматура, регистрирующая и показывающая контрольно-измерительная аппаратура. Если перегретый пар давлением 0,6—0,9 МПа требуется в меньшем количестве, чем пар давлением 1,0—1,4 МПа, то на ЦТП промышленного предприятия предусматривается редукционная установ1ка (РУ). В большинстве случаев на ЦТП осуществляются сбор и очистка конденсата от масла, откуда он по внешнему конденсатопроводу возвращается к источнику пароснабжения. Центральный тепловой пункт располагается в отдельно стоящем здании или в одном из производственных зданий в центре источника тепловых нагрузок. На крупных промышленных предприятиях может быть установлено несколько ЦТП в зависимости от распределения нагрузки по территории и расположения источника пара по отношению к предприятию. [c.11]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...