Место и значение парового котла в системе электростанции. Паровой котел тэц

Выбор паровых котлов ТЭС блочной структуры и основных агрегатов ТЭЦ

На крупных паротурбинных электростан­циях с промежуточным перегревом пара уста­навливают, как правило, моноблоки.

На электростанциях СССР ранее устанав­ливали дубль-блоки, однако опыт эксплуата­ции не выявил их преимуществ по сравнению с моноблоками.

На моноблоках применяют однокорпусные паровые котлы. В настоящее время такие па­ровые котлы устанавливают на энергоблоках Советского Союза вплоть до мощности 1200 МВт на газомазутном топливе. За рубе­жом также применяют, как правило, монобло­ки с однокорпусными паровыми котлами, за единичными исключениями (например, на ТЭЦ).

Паропроизводительность паровых котлов энергоблока выбирают по максимальному рас­ходу пара на турбинную установку с запасом 3 %, учитывая гарантийный допуск, возмож­ное ухудшение вакуума, снижение параметров пара в допустимых пределах, потери пара на пути от парового котла к турбине.

Параметры пара паровых котлов выбира­ют с учетом потерь давления и температуры при транспорте его, при начальных парамет­рах пара перед турбиной 12,7 МПа, 560 °С или 23,5 МПа, 540 °С, у паровых котлов они рав­ны соответственно 13,7 МПа, 565 °С и 25 МПа, 545 °С.

Тип теплофикационных турбин выбирают, исходя из энергетических нагрузок, вида, па­раметров и режимов теплового потребления.

На ТЭЦ с отопительной нагрузкой в горо­дах без промышленных потребителей устанав­ливают турбины типа Т с отопительными от­борами. На ТЭЦ промышленных предприятий применяют турбины типа ПТ с двумя тепло­фикационными отборами — промышленным и отопительным; для покрытия постоянной теп­ловой нагрузки возможно применение турбин типа Р с противодавлением. Отопительный от­бор турбин ПТ используют для местных сис­тем отопления, а также для внутренних нужд ТЭЦ — подогрева добавочной воды, обратного конденсата от тепловых потребителей и др. В районах с развитым промышленным и теп­ловым потреблением сооружают ТЭЦ смешан­ного типа с турбинами типов ПТ, Р и Т (рис. 2.3).

Число турбин каждого типа зависит от размеров и параметров теплового потребле­ния. Набор таких турбин определяют предва­рительно по оценочным приближенным расче­там и уточняют в результате детальных рас­четов тепловой схемы.

Мощность турбоагрегатов ТЭЦ в энерго­системах принимают возможно более крупной с учетом перспективы развития тепловых на­грузок района и потребления электроэнергии. Турбины с противодавлением предназнача­ются для покрытия базовой части производ­ственной нагрузки и применяются вместе с турбоагрегатами с регулируемыми отборами и конденсацией, устанавливаемыми на данной ТЭЦ в первую очередь.

Турбоагрегаты изолированной ТЭЦ выби­рают так, чтобы при выходе из строя наибо­лее крупного из них было обеспечено покры­тие электрических и тепловых нагрузок с уче­том допускаемого потребителями регулирова­ния.

ТЭЦ в энергосистеме не должна, как пра­вило, иметь электрический резерв, его целесо­образно устанавливать на конденсационных электростанциях с лучшими условиями водо­снабжения и др.

Рис. 2.3. Принципиальная схема теплоэлектроцентрали с турбинами типов ПТ, Р и Т:

ПМ — переключательная магистраль; РОУ — редукционно-охла-дительная установка; ППК — пиковый паровой котел; ТП — к паровому потребителю; ТВ — теплота с горячей водой; ПС и ОС — подающая и обратная магистрали тепловой сети; СП — сетевой подогреватель; ПСП — пиковый сетевой подогреватель; СН1, СНП — сетевые насосы 1 а II подъемов; ПВК — пиковый водогрейный котел

При выходе из работы энергоблока ТЭЦ или парового котла ТЭЦ неблочной структуры остальные энергоблоки и агрегаты вместе с пиковыми котлами должны обеспечить макси­мально длительный отпуск пара на производ­ство и средний за наиболее холодный месяц отпуск теплоты на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение. Снижение электричес­кой мощности ТЭЦ неблочной структуры до­пускается при этом на мощность наиболее крупного турбоагрегата. При необходимости круглогодичного ремонта паровых котлов ТЭЦ неблочной структуры в качестве ремонт­ного резерва рекомендуются пиковые котлы.

Паровые котлы с естественной циркуляци­ей (барабанного типа) применяют, в частно­сти, на ТЭЦ с докритическими параметрами пара (а также на КЭС, использующих для охлаждения конденсаторов морскую воду).

ТЭЦ блочной структуры на газомазутном топливе с промежуточным перегревом пара и турбинами Т-250-240 выполняли первоначаль­но с дубль-блоками, в дальнейшем — с моно­блоками. ТЭЦ с начальным давлением пара 12,7 МПа без промежуточного перегрева пара выполняют в СССР преимущественно неблоч­ной структуры.

Если относительное допустимое снижение нагрузки паровых котлов при выпадении од­ного из них на ТЭЦ неблочной структуры со­ставляет:

,

где — допустимая, сниженная, а — максимальная нагрузка паровых котлов, то соответствующее число рабочих паровых кот­лов паропроизводительностью определит­ся из соотношений:

;

;

Отсюда

И

значениям или соответствуют чис­ла паровых котлов или . Очевидно, величина , т. е. равна производительности одного парового котла, отнесенной к максимальной паровой нагрузке установки, принятой за еди­ницу:

Таким образом, допустимое снижение па­ровой нагрузки до 0,8 или 0,9 максимальной означает, что относительная производитель­ность одного парового котла составляет соот­ветственно 0,2 или 0,1 полной нагрузки, т. е. их число равно соответственно 5 или 10, как это определено выше.

Отпуск пара внешним потребителям мож­но резервировать установкой соответствующих паровых котлов низкого давления, а отпуск теплоты для отопления — установкой пико­вых водогрейных котлов (рис. 2.3).

На ТЭЦ неблочного типа применяют преи­мущественно секционные схемы, при которых каждая турбина снабжается паром из одного или двух паровых котлов. Установка одного парового котла в секции экономичнее, однако может потребовать для обеспечения надежно­го теплоснабжения применения резервных па­ровых котлов низкого давления или водогрей­ных котлов.

Целесообразна установка на данной ТЭЦ одинаковых паровых котлов. Отсюда следует, что на ТЭЦ с секционной или блочной схемой расход пара на различные теплофикационные турбины должен быть одинаковый. Таким образом, теплофикационные турбины данных параметров пара нужно унифицировать по расходу пара из них. Такой принцип унификации теплофикационных турбин применяется на ТЭЦ Советского Союза. Так, новейшие теплофикационные турбины с начальным дав­лением пара 12,7 МПа типов Р-100, ПТ-135 и Т-175 рассчитаны на пропуск пара около 760 т/ч и могут обслуживаться двумя паровыми котлами по 420 т/ч или одним 800 т/ч. Электрическая мощность таких унифициро­ванных по расходу свежего пара турбин мо­жет отклоняться от шкалы мощностей элек­трических генераторов, принятой для конден­сационных турбин (150/160—200/210—300 и т. д.), однако изменение мощности современ­ного электрогенератора не вызывает серьез­ных трудностей и часто достигается измене­нием системы его охлаждения и сечения токоведущих элементов.

Редукционно-охладительные установки (РОУ) на ТЭЦ применяют для резервирова­ния отпуска производственного пара одной турбиной данного типа. РОУ для резервиро­вания отопительных отборов турбины не уста­навливают.

Похожие статьи:

poznayka.org

Выбор паровых котлов ТЭЦ

Производство Выбор паровых котлов ТЭЦ

Количество просмотров публикации Выбор паровых котлов ТЭЦ - 23

При выходе из работы энергоблока ТЭЦ или парогенератора ТЭЦ неблочной структуры остальные энергоблоки и агрегаты вместе с пиковыми котлами должны обеспечить максимально длительный отпуск пара на производство и средний за наиболее холодный месяц отпуск тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение. Снижение электрической мощности ТЭЦ неблочной структуры допускается при этом на мощность наиболее крупного турбоагрегата. При крайне важно сти круглогодичного ремонта парогенераторов ТЭЦ неблочной структуры в качестве ремонтного резерва рекомендуются пиковые котлы.

Обычно для промышленных ТЭЦ с большим производственным потреблением пара с докритическими параметрами пара выбирают парогенераторы с естественной циркуляцией (барабанного типа), как более гибкие и менее требовательные к качеству питательной воды.

Обычно количество парогенераторов выбирают по суммарной потребности в паре ТЭЦ:

,

где – сумма максимальных расходов пара на всœе турбины; – сумма расходов пара на постоянно действующие РОУ;

Целœесообразна установка на ТЭЦ одинаковых парогенераторов. Отсюда следует, что на ТЭЦ с секционной или блочной схемой расход пара на различные теплофикационные турбоагрегаты должен быть одинаковый. Τᴀᴋᴎᴍ ᴏϬᴩᴀᴈᴏᴍ, теплофикационные турбоагрегаты данных параметров пара нужно унифицировать по расходу пара на них. Такой принцип унификации теплофикационных турбоагрегатов применяется для ТЭЦ нашей страны. Так, новейшие теплофикационные турбоагрегаты с начальным давлением 12,7 МПа типов Р-100, ПТ-140 и Т-185 рассчитаны на пропуск пара около 760 т/ч и могут обслуживаться двумя парогенераторами по 420 т/ч или одним 800 т/ч.

Стоит сказать, что для нашего примера (см. выше) выбираем на турбоустановку ПТ-140 по два котла ТГМЕ-464 и по одному котлу ТГМЕ-464 на турбоустановку Т-110. Следовательно, всœего восœемь котлов. Котел ТГМЕ-464 – Таганрогский газомазутный котел, барабанный с естественной циркуляцией, паропроизводительностьюи 500 т/ч.

Выбор пиковых водогрейных котлов (ПВК)

Для приведенного нами примера в главе 13.1.3 суммарная мощность пиковых водогрейных котлов составит:

МВт.

С учетом того, что у водогрейных котлов в маркировке указывается тепловая мощность в Гкал/ч, = 1080/1,16 = 931,03 Гкал/ч. К установке принимаем три котла КВ-ГМ-180 и четыре котла КВ-ГМ-100 суммарной тепловой производительностью 940 Гкал/ч.

Выбор паровых котлов ТЭЦ - понятие и виды. Классификация и особенности категории "Выбор паровых котлов ТЭЦ" 2014, 2015.

referatwork.ru

Место и значение парового котла в системе электростанции

Паровые котлы ТЭС

Электрическая станция представляет со­бой промышленное предприятие для выработ­ки электрической энергии. Основное количе­ство энергии в СССР и в крупных и эко­номически развитых странах мира произво­дят на тепловых электрических станциях (ТЭС), использующих химическую энергию сжигаемого органического топлива. Электри­ческую энергию вырабатывают также на теп­ловых электрических станциях, работающих на ядерном горючем, — атомных электриче­ских станциях (АЭС) и на электростанциях, использующих энергию потоков воды, — гид­роэлектростанциях (ГЭС).

Независимо от типа электростанции элек­трическую энергию, как правило, вырабаты­вают централизованно. Это значит, что от­дельные электрические станции работают па­раллельно на общую электрическую сеть и, следовательно, объединяются в электрические системы, охватывающие значительную терри­торию с большим числом потребителей элек­трической энергии. Это повышает надежность электроснабжения потребителей, уменьшает требуемую резервную мощность, снижает се­бестоимость вырабатываемой электроэнергии за счет рациональной загрузки электростан­ций, входящих в электрическую систему, и позволяет устанавливать агрегаты большой единичной мощности. Широко пользуются и централизованным снабжением теплотой в ви­де горячей воды и пара низкого давления, вы­рабатываемых на некоторых электростанциях одновременно с электрической энергией. Элек­трические станции, электрические и тепловые сети, а также потребители электрической энергии и теплоты в совокупности составляют энергетическую систему. Отдельные энергети­ческие системы соединяют межсистемными связями повышенного напряжения в объеди­ненные энергетические системы. В ближайшие годы на их базе будет создана Единая энер­гетическая система Советского Союза — выс­шая форма организации энергетического хо­зяйства страны.

Тепловые электростанции. Основными теп­ловыми электрическими станциями на органи­ческом топливе являются паротурбинные электростанции, которые делятся на конден­сационные (КЭС), вырабатывающие только электрическую энергию, и теплофикационные (ТЭЦ), предназначенные для выработки элек­трической и тепловой энергии.

Паротурбинные электростанции выгодно отличаются возможностью сосредоточения огромной мощности в одном агрегате, относи­тельно высокой экономичностью, наименьшими капитальными затратами на их сооружение а короткими сроками строительства. Основными тепловыми агрегатами паротурбинной ТЭС являются паровой котел и паровая турбина (рис. 1.1). Паровой котел представляет собой системы поверхностей нагрева для производ­ства пара из непрерывно поступающей в него воды путем использования теплоты, выделяю­щейся при сжигании топлива, которое подает­ся в топку вместе с необходимым для горения воздухом. Поступающую в паровой котел воду называют питательной водой. Питатель­ная вода подогревается до температуры насы­щения, испаряется, а выделившийся из кипя­щей (котловой) воды насыщенный пар пере­гревается.

При сжигании топлива образуются про­дукты сгорания — теплоноситель, который в поверхностях нагрева отдает теплоту воде и пару, называемый рабочим телом. После поверхностей нагрева продукты сгорания при относительно низкой температуре удаляются из котла через дымовую трубу в атмосферу. На электростанциях большой мощности дымо­вые трубы выполняют высотой 200—300 м и больше, чтобы уменьшить местные концентра­ции загрязняющих веществ в воздухе. В ре­зультате горения твердого топлива остаются зола и шлак, которые также удаляются из

/ — паровой котел; 2 — паровая турбина; 3 — электрический генератор; 4 — конденсатор; 5 — конденсатный насос; 6 — питательный насос; 7 — подогреватель низкого давления; 8 — подогреватель высокого давления; 9 — деаэратор; 10 — подогреватель сетевой воды; И — промышленный отбор пара; 12 — водоподготовительная установка.

Агрегата. Полученный в котле перегретый пар поступает в турбину, где его тепловая энергия превращается в механическую, передаваемую валу турбины. С последним связан электриче­ский генератор, в котором механическая энер­гия превращается в электрическую. Отрабо­тавший пар из турбины направляют в конден­сатор— устройство, в котором пар охлаждает­ся водой какого-либо природного (река, озеро, прул, море) или искусственного (градирня) источника и конденсируется.

На современных КЭС с агрегатами единич­ной мощности 200 МВт и выше применяют промежуточный перегрев пара. Обычно при­меняют одноступенчатый промежуточный пе­регрев пара (рис. 1.1,а). В установках очень большой мощности применяют двойной про­межуточный перегрев, при котором пар из промежуточных ступеней турбины дважды возвращают в котел. Промежуточный пере­грев пара увеличивает к. п. д. турбинной уста­новки и соответственно снижает удельный расход пара на выработку электроэнергии, а также влажность пара на ступенях низкого давления турбины и уменьшает эрозионный износ лопаток.

Конденсатным насосом конденсат перека­чивают через подогреватели низкого давления (ПНД) в деаэратор. При доведении конден­сата до кипения происходит освобождение его от кислорода и углекислоты, вызывающих коррозию оборудования. Из деаэратора вода питательным насосом через подогреватели вы­сокого давления (ПВД) подается в паровой котел. Подогрев конденсата в ПНД и пита­тельной воды в ПВД производится паром, от­бираемым из турбины, — регенеративный по­догрев. Регенеративный подогрев воды также повышает к. п. д. паротурбинной установки,

Уменьшая потери теплоты в конденсаторе.

Таким образом, на КЭС (рис. 1.1,а) паро­вой котел питается конденсатом производи­мого им пара. Часть этого конденсата теряет­ся в системе электростанции и составляет утечки. На ТЭЦ часть пара, кроме того, отво­дится на технологические нужды промыш­ленных предприятий или используется для бытовых потребителей. На КЭС утечки состав­ляют небольшую долю общего расхода пара — около 0,5—1%, и для их восполнения требует­ся добавка воды, предварительно обрабаты­ваемой в водоподготовительной установке. На ТЭЦ эта добавка может достигать 30—50% и более.

Добавочная вода и турбинный конденсат содержат некоторые примеси, главным обра - разом растворенные в воде соли, окислы ме­таллов и газы. Эти примеси вместе с пита­тельной водой поступают в котел. В процессе парообразования в воде повышается концен­трация примесей, и в определенных условиях возможно их выпадение на рабочих поверхно­стях котла в виде слоя отложений, ухудшаю­щего передачу через них теплоты. В процессе парообразования, кроме того, примеси воды частично переходят в пар, однако чистота пара должна быть очень высокой во избежа­ние отложения примесей в проточной части турбины. По обеим причинам нельзя допу­скать большого загрязнения питательной во­ды; допустимое загрязнение питательной во:7 и вырабатываемого пара регламентируете специальными нормами.

В число устройств и механизмов, обеспечи­вающих работу парового котла, входят: топ - ливоприготовительные устройства; питатель­ные насосы, подающие в котел питательную воду; дутьевые вентиляторы, подающие воздух

Для горения; дымососы, служащие для отвода продуктов сгорания через дымовую трубу в атмосферу, и другое вспомогательное обо­рудование. Паровой котел и весь комплекс перечисленного оборудования составляют ко­тельную установку. Современная мощная ко­тельная установка представляет собой слож­ное техническое сооружение для производства пара, в котором все рабочие процессы пол­ностью механизированы и автоматизированы; для повышения надежности работы ее осна­щают автоматической защитой от аварий.

Тенденции развития паровых котлов: уве* личение единичной мощности, повышение на­чального давления пара и его температуры, применение промежуточного перегрева пара, механизация и автоматизация управления, из­готовление и поставка оборудования круп­ными блоками для облегчения и ускорения его монтажа.

Атомные электростанции.

Устройство, в ко­тором осуществляется регулируемая цепная реакция деления ядер тяжелых элементов, называется ядерным реактором. В качестве ядерного топлива используют как природные изотопы 235U, так и искусственные изотопы 233U, 239Ри и др. Ядерная энергия, освободив­шаяся в результате цепной реакции деления, превращается в теплоту, которая теплоносите­лем отводится из реактора. В зависимости от схемы АЭС бывают: одноконтурные, двухкон - турные и трехконтурные.

В одноконтурной АЭС (рис. 1.2,а) пар об­разуется непосредственно в реакторе. Следо­вательно, реактор одновременно является и парогенератором. Одноконтурные АЭС проще и дешевле, они содержат минимальное число элементов оборудования. Вместе с тем под влиянием облучения в реакторе рабочее тело (вода и пар) становится радиоактивным, в связи с чем не только реактор, но и другое •оборудование водопарового тракта электро­станции должно иметь биологическую защиту. Загрязнение пара приводит к образованию от­ложений в элементах оборудования. Так как эти отложения радиоактивны, то ремонт обо­рудования затрудняется.

В двухконтурной АЭС (рис. 1.2,6) нагре­ваемый в реакторе поток жидкости, газа или расплава металла является теплоносителем, который передает теплоту рабочему телу в па­рогенераторе. Следовательно, в двухконтурной АЭС появляется дополнительное оборудова­ние— парогенератор, удорожающий электро­станцию. Для передачи теплоты от теплоноси­теля рабочему телу в парогенераторе необхо­дим перепад температуры. Поэтому при вод­ном теплоносителе температура поступающего в турбину пара ниже, чем в одноконтурной АЭС. Наличие двух контуров приводит к не­обходимости поддерживать в реакторе более высокое давление, чем давление пара, направ­ляемого в турбину. Вместе с тем двухконтур - ные АЭС имеют преимущества перед одно­контурными, так как радиоактивность распро­страняется только в пределах первого конту­ра, и поэтому вскрытие турбины и другого оборудования в пределах второго контура для ремонта безопасно. Биологическая защита не­обходима только на первом контуре.

В трехконтурной АЭС (рис. 1.2,в) в каче­стве теплоносителя первого контура применя­ют жидкий натрий. Под влиянием облучения в реакторе натрий склонен к активации с об­разованием изотопа с высокой энергией у-из - лучения. Поэтому первый контур отделяют от рабочего контура промежуточным — вторым контуром. Теплоносителем второго контура является также Na или сплав Na—К. Для защиты второго контура от попадания в него при нарушении плотности радиоактивного натрия первого контура давление во втором контуре поддерживается большим, чем в пер­вом контуре. Рабочим телом третьего контура служит вода. В трехконтурных АЭС биологи­ческая защита распространяется на первые два контура.

Комбинированные парогазовые установки и МГДУ.

С применением пара сверхкритиче­ских параметров (р=25,5 МПа, /п. п=545°С) и

1 — реактор; 2 — компрессор; 3 — газовая турбина; 4 — электри­ческий генератор; 5 — парогенератор; 6 — питательный насос; 7 — конденсатор; і — паровая турбина.

Промежуточного перегрева пара (/Вт=545°С), развитием регенерации теплоты, достижением высоких к. п. д. и мощности (1200 МВт и бо­лее) паротурбинных блоков тепловая эконо­мичность ТЭС приблизилась к своему термоди­намическому пределу (к. п. д. несколько более 40%). Дальнейшее повышение начальных па' раметров пара сильно увеличивает стоимость паротурбинных блоков из-за применения более высоколегированных и дорогостоящих сталей. Осложняется при этом и сохранение уже до­стигнутых показателей надежности.

Разработаны и проходят пробную эксплуата­цию комбинированные системы, сочетающие паротурбинную установку (ПТУ) с высоко­температурной газотурбинной установкой (ГТУ). Из всех известных в настоящее время практический интерес представляют парогазо­вые установки (ПГУ), в высокотемпературной части которых работает ГТУ, а в низкотемпе­ратурной ПТУ. На рис. 1.3 показаны две основные схемы ПГУ. В обеих схемах газо­турбинная часть работает на высокотемпера­турной теплоте. В установке, показанной на рис. 1.3,а, эта теплота выделяется в камере сгорания при подаче в нее топлива и сжатого в компрессоре атмосферного воздуха. Обра­зующиеся в ней газы используются в газовой турбине. Выхлопные газы вместе с топливом поступают в топочную камеру парового котла, в котором вырабатывается пар. На этом паре работает паровая турбина. В продуктах сго­рания, поступающих в топку котла, содержит­ся около 16% кислорода, в связи с чем подача воздуха специально для сжигания основной массы топлива в котле не предусматривается, а потому воздухоподогреватель не нужен. Удельный расход топлива у ПГУ ниже на 3—4%, чем у ПТУ с теми же начальными па­раметрами пара.

Другая схема ПГУ (рис. 1.3,6) предусмат­ривает высоконапорный паровой котел (ВПК),, в котором сжигание топлива и передача теп­лоты совершаются при высоком давлении (0,6—0,7 МПа). Это позволяет интенсифици­ровать эти процессы и проектировать котел с малым расходом металла и значительно - меньших габаритов по сравнению с обычными. Как и в предыдущей схеме, газовая турбина работает на высокотемпературной теплоте продуктов сгорания — топочных газов ВПК. Паровая турбина работает на паре, выраба­тываемом ВПК. Покидающие газовую турби­ну продукты сгорания охлаждаются частью потока воды, идущей на выработку пара. При равенстве начальных параметров пара удель­ный расход топлива на 4—6% ниже, чем у ПТУ. Удельные капиталовложения также ниже на 8—12%.

Разработаны комбинированные парогазо­вые установки на ядерном топливе (рис. 1.4). Здесь камеру сгорания заменяют энергетиче­ский реактор с газовым теплоносителем. В ка­честве теплоносителя используется инертный газ — гелий, допускающий повышение темпе­ратуры на выходе из реактора до 1500°С №

Выше. Высокотемпературные газоохлаждае - мые реакторы могут эффективно применяться на АЭС с паровыми турбинами. В парогазо­вых установках на ядерном горючем паровой котел является утилизатором тепла выхлоп­ных газов газовых турбин.

Еще одним типом комбинированных систем с участием парового цикла являются магнито - гидродинамические установки (МГД-установ - ки). Отличительная их особенность — безма­шинное преобразование части тепловой энер­гии в электрическую (рис. 1.5). Сжатый в компрессоре и подогретый в котле до 1 ООО—- 1200°С атмосферный воздух вместе с топли­вом поступает в камеру сгорания. Образовав­шиеся здесь продукты сгорания при темпера­туре 2500°С ионизируются. Интенсификация ионизации газа достигается присадками в ка­меру сгорания добавок в виде соединений ка­лия, цезия и других щелочных металлов.

Горячие ионизированные газы (высокотем­пературная плазма) со свойствами электриче­ского проводника поступают в канал через сопло и движутся в нем со скоростью около 700 м/с. Мощными постоянными магнитами в канале создается магнитное поле. При дви­жении плазмы в мощном магнитном поле ионизированные частицы индуктируют в цеп» постоянный электрических ток, который затем преобразуется в переменный. Газовый поток выходит из канала при температуре 1500 — 2000°С. Эта высокотемпературная теплота га­зов используется для подогрева воздуха, не­обходимого камере сгорания, и для генерации пара, используемого в паровой турбине. Ко­эффициент полезного действия МГД-установ - ки может достигать 50—60%. Около 70—80%, всей электроэнергии вырабатывается в МГД - канале, остальные — в паротурбинной уста­новке.

Из рассмотрения принципиальных схем производства электрической энергии на элек­тростанциях следует, что паровой котел на ТЭС и парогенератор на АЭС являются обяза­тельными агрегатами, притом одними из главных практически любой мощности энер­гетической установки. Паровой котел и паро­генератор предназначены для производства пара в нужном количестве, обеспечивающем необходимую мощность турбины и заданные параметры пара.

Нормальному (неаварийному) останову котла (блока) предшествует его разгрузка. При останове в резерв на короткое время (на­пример, на ночь) стремятся в наибольшей степени сохранить тепловое состояние обору­дования, в связи с чем …

Рассматриваемые режимы можно разде­лить на три основных этапа: подготовитель­ные операции, собственно растопки котла и повышение нагрузки до заданной. Рассмо­трим их применительно к наиболее современ­ному оборудованию — блочным установкам. В течение …

В соответствии с тепловой схемой АЭС пар выраба­тывается либо непосредственно в ядерных реакторах кипящего типа, либо в парогеиераторах-теплообменни - ках, в которых осуществляется передача теплоты от теп­лоносителя, поступающего из реактора, …

msd.com.ua

Выбор паровых котлов ТЭЦ

Энергетика Выбор паровых котлов ТЭЦ

просмотров - 30

При выходе из работы энергоблока ТЭЦ или парогенератора ТЭЦ неблочной структуры остальные энергоблоки и агрегаты вместе с пиковыми котлами должны обеспечить максимально длительный отпуск пара на производство и средний за наиболее холодный месяц отпуск тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение. Снижение электрической мощности ТЭЦ неблочной структуры допускается при этом на мощность наиболее крупного турбоагрегата. При крайне важности круглогодичного ремонта парогенераторов ТЭЦ неблочной структуры в качестве ремонтного резерва рекомендуются пиковые котлы.

Обычно для промышленных ТЭЦ с большим производственным потреблением пара с докритическими параметрами пара выбирают парогенераторы с естественной циркуляцией (барабанного типа), как более гибкие и менее требовательные к качеству питательной воды.

Обычно количество парогенераторов выбирают по суммарной потребности в паре ТЭЦ:

,

где – сумма максимальных расходов пара на всœе турбины; – сумма расходов пара на постоянно действующие РОУ; – расход пара на собственные нужды ТЭЦ; – необходимый резерв по производительности на ТЭЦ.

Целœесообразна установка на ТЭЦ одинаковых парогенераторов. Отсюда следует, что на ТЭЦ с секционной или блочной схемой расход пара на различные теплофикационные турбоагрегаты должен быть одинаковый. Τᴀᴋᴎᴍ ᴏϬᴩᴀᴈᴏᴍ, теплофикационные турбоагрегаты данных параметров пара нужно унифицировать по расходу пара на них. Такой принцип унификации теплофикационных турбоагрегатов применяется для ТЭЦ нашей страны. Так, новейшие теплофикационные турбоагрегаты с начальным давлением 12,7 МПа типов Р-100, ПТ-140 и Т-185 рассчитаны на пропуск пара около 760 т/ч и могут обслуживаться двумя парогенераторами по 420 т/ч или одним 800 т/ч.

Стоит сказать, что для нашего примера (см. выше) выбираем на турбоустановку ПТ-140 по два котла ТГМЕ-464 и по одному котлу ТГМЕ-464 на турбоустановку Т-110. Следовательно, всœего восœемь котлов. Котел ТГМЕ-464 – Таганрогский газомазутный котел, барабанный с естественной циркуляцией, паропроизводительностьюи 500 т/ч.

Читайте также

oplib.ru

Смотрите также

• 
  Инструкция котел селтик
• 
  Житомир 2 котел
• 
  Котел отопления всеядный
• 
  Паровой дровяной котел
• 
  Паровой котел тэц
• 
  Котел дровяной паровой
• 
  Дровяной паровой котел
• 
  Житомир 2 котел
• 
  Котлы отопления уличные
• 
  Паровой дровяной котел
• 
  Котел дровяной паровой