Пиковый водогрейный котел - Котел, устанавливаемый на ТЭЦ для дополнительного нагрева прямой сетевой воды сверх нагрева в сетевых подогревателях паровой турбины в холодное время года. Обычно этот нагрев осуществляется в пределах 100-150°С.
Пиковый водогрейный котел (пвк) работает в пиковом режиме при тепловых нагрузках от минимальной до номинальной, подогревая сетевую воду от по до 150°с. поддержание на входе в пвк температуры сетевой воды 110°с направлено на повышение температуры стенок трубок и тем самым на снижение низкотемпературной коррозии при работе на мазуте. постоянная температура сетевой воды на входе 110°с при переменной и более низкой температуре ее после сетевых подогревателей достигается включением насоса рециркуляции, возвращающего часть воды после подогрева на вход в котел.
Подмешивание горячей воды (150°с) к более холодной позволяет получить температуру 110°с. На смену первому поколению водогрейных котлов башенной компоновки типов ПТВМ-100 и ПТВМ-180 пришли газомазутные котлы типов КВ-ГМ-100 и КВ-ГМ-180 конструкции барнаульского котельного завода (бкз). Топка и опускные газоходы имеют общие промежуточные экраны Топочная камера призматическая, вертикальная, открытого типа. Объем топочной камеры 763 м3. Экраны топочной камеры собираются из 12 блоков. Экраны выполнены из труб 0 60X4 мм, сталь марки 20. В нижней части фронтовой и задний экраны образуют скаты под топки.
Верх топочной камеры закрыт потолочными экранами, переходящими в боковые стенки опускных газоходов. Топочная камера оборудована шестью вихревыми газомазутными горелками, расположенными симметрично на боковых стенках треугольником с вершиной вверх. Горелки по воздуху выполнены двухпоточным, что позволяет осуществлять работу топки при сниженных нагрузках. В каждой горелке установлена паромеханическая мазутная форсунка, оборудованная механизмом выдвижения, что позволяет дистанционно перемещать форсунку в рабочее положение. Конвективные поверхности нагрева расположены в двух опускных газоходах с полностью экранированными стенами. Ограждающими поверхностями каждой конвективной шахты являются промежуточная стена котла, боковая стена котла, фронтовая и задняя стены конвективной шахты. Схема движения сетевой воды в котле КВ-ГМ-180 при работе в пиковом режиме. Сетевая вода из входной камеры 0 720X12 мм поступает в нижние камеры фронтового, заднего, промежуточных экранов топки и в нижние камеры боковых - потолочных экранов опускных газоходов, после чего по стоякам и конвективным пакетам движется сверху вниз и поступает в выходную камеру 0 720X12 мм.
Для очистки конвективных поверхностей нагрева от отложений при работе на мазуте предусмотрена дробеочистка. Воздух в котел КВ-ГМ-180 подает один вентилятор. Предварительный подогрев воздуха до положительных температур осуществляется в водяных калориферах. Предусмотрена установка одного дымососа, а также одного дымососа рециркуляции, который забирает газы перед последним конвективным пакетом и подает их в воздухопровод перед дутьевым вентилятором.
Номинальный расход сетевой воды через котел при пиковом режиме 4420 т/ч. Барнаульский котельный завод выпускает также пылеугольные водогрейные котлы типа КВ-ТК-ЮО. Котел имеет П-образную компоновку. Топка с сухим шлакоудалением.
Тепловая нагрузка в отопительный период изменяется в соответствии с температурным графиком теплоснабжения и имеет минимальную мощность при включении отопления и максимальную мощность для расчётных температур. Тепловая станция должна покрывать всю тепловую нагрузку во всем диапазоне изменения температур и для повышения коэффициента использования топлива часть тепловой нагрузки покрывается теплофикационными отборами турбин (комбинированная выработка тепла и электричества). Поскольку максимальная нагрузка встречается редко использование теплофикационных отборов турбин не оправдано и не экономично во всем диапазоне изменения нагрузок. Дефицит тепловой мощности в максимум теплопотребления покрывается отопительными котельными. Отношение тепловой мощности теплофикационных отборов паровых турбин к суммарной тепловой мощности теплофикационных отборов турбин и отопительных котельных называется - коэффициентом теплофикации.
Оптимальный коэф.теплофикацииα зависит в основном от технического совершенства оборудования ТЭЦ, КЭС и котельных, удельных капиталовложений в их сооружение, вида и стоимости сжигаемого топлива. Как показывают проведённые исследования при работе КЭС, ТЭЦ И котельных на органическом топливе примерно одинаковой стоимости оптимальное значение коэф.теплофикации лежит в пределах от 0,35 - до 0,7.
Для ориентировочного определения коэффициента теплофикации может быть использован метод, предложенный Самановым. Идея метода заключается в том, что при оптимальном коэффициенте теплофикации производная прироста удельной экономии годовых расчётных затрат по приросту электрической мощности ТЭЦ равна 0.
Какие потери энергии учитывает КПД тепловой электростанции в целом? Чем отличаются КПД станции брутто и нетто?
КПД тепловой электростанции в целом з с равен произведению трех КПД - з э, КПД парогенератора з пг и КПД транспорта теплоты з тр (величина з тр может иметь другое название - КПД трубопроводов). Отсюда видно, что з с учитывает суммарные потери энергии в турбогенераторной установке, парогенераторе и трубопроводах.
Вышеназванный КПД ТЭС в целом - это КПД станции брутто , т.е. .
Часть электроэнергии, вырабатываемой ТЭС и АЭС, расходуется на собственные нужды электростанции - на привод различных насосов, подготовку пылеугольного топлива к сжиганию, освещение цехов и т.д. Это обстоятельство учитывает КПД станции нетто , равный произведению на величину (1 - К сн), где К сн - это доля расхода электроэнергии на собственные нужды, составляющая обычно от 4 до 10% общей мощности электростанции.
Что такое условное топливо? Введите понятия: удельный расход пара на турбину, удельный расход теплоты на турбоустановку, удельный расход условного топлива электростанции
Для сопоставления запасов и расхода различных видов энергоресурсов (органическое топливо, гидроэнергия, ядерное топливо и др.) используется условное топливо , имеющее теплотворную способность 29310 кДж/кг (7000 ккал/кг). Это позволяет сравнивать между собой тепловую экономичность электростанций, использующих разные виды первичной природной энергии.
Удельный расход пара на турбину - это расход свежего пара на единицу произведенной электроэнергии, кг/кВт·ч.
Удельный расход теплоты на турбоустановку - это расход теплоты топлива на единицу произведенной электроэнергии. Данная величина является безразмерной.
Удельный расход условного топлива электростанции - это расход условного топлива на единицу произведенной электроэнергии, гут/кВт·ч (гут - 1 грамм условного топлива).
Опишите возможные способы теплоэлектроснабжения потребителей. Какие существуют показатели тепловой экономичности ТЭЦ? Что такое коэффициент теплофикации, как он зависит от температуры наружного воздуха?
Существует два основных способа теплоэлектроснабжения потребителей :
На базе комбинированного производства тепловой и электрической энергии (КПТЭ) турбинами ТЭЦ;
- раздельная схема теплоэлектроснабжения , когда потребитель получает электроэнергию от энергосистемы, а тепловую энергию - от районной котельной.
Производство электроэнергии теплофикационными турбинами ТЭЦ обеспечивает более высокие показатели тепловой экономичности по сравнению с КЭС, ибо на ТЭЦ часть работавшего в турбине пара отдает при конденсации свою теплоту не в окружающую среду, а тепловым потребителям.
Тепловая экономичность ТЭЦ характеризуется следующими показателями:
КПД ТЭЦ по производству электроэнергии, равный отношению электрической мощности к расходу теплоты топлива на выработку электрической энергии;
КПД ТЭЦ по производству теплоты, равный отношению отпуска теплоты потребителям к расходу теплоты топлива на выработку тепловой энергии; этот КПД учитывает только потери в сетевых подогревателях и трубопроводах;
Удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении, равная отношению теплофикационной электрической мощности (т.е. той части общей электрической мощности, которая обеспечивается паром, не доходящим до конденсатора) к расходу теплоты топлива на выработку тепловой энергии.
При значительном возрастании тепловой нагрузки ТЭЦ может покрывать ее не только за счет отборов турбин, но и с помощью пиковой котельной. Коэффициент теплофикации б ТЭЦ показывает, какую долю суммарной тепловой нагрузки ТЭЦ покрывает за счет отборов турбин. В наиболее холодное время года б ТЭЦ уменьшается, так как возрастает доля тепловой нагрузки ТЭЦ, покрываемая за счет пиковой котельной.
63 Коэффициент теплофикации и определение его оптимального значения. Использование пиковых водогрейных котлов.
Пиковый водогрейный котел - Котел, устанавливаемый на ТЭЦ для дополнительного нагрева прямой сетевой воды сверх нагрева в сетевых подогревателях паровой турбины в холодное время года. Обычно этот нагрев осуществляется в пределах 100-150°С.
Пиковый водогрейный котел (пвк) работает в пиковом режиме при тепловых нагрузках от минимальной до номинальной, подогревая сетевую воду от по до 150°с. поддержание на входе в пвк температуры сетевой воды 110°с направлено на повышение температуры стенок трубок и тем самым на снижение низкотемпературной коррозии при работе на мазуте. постоянная температура сетевой воды на входе 110°с при переменной и более низкой температуре ее после сетевых подогревателей достигается включением насоса рециркуляции, возвращающего часть воды после подогрева на вход в котел.
Подмешивание горячей воды (150°с) к более холодной позволяет получить температуру 110°с. На смену первому поколению водогрейных котлов башенной компоновки типов ПТВМ-100 и ПТВМ-180 пришли газомазутные котлы типов КВ-ГМ-100 и КВ-ГМ-180 конструкции барнаульского котельного завода (бкз). Топка и опускные газоходы имеют общие промежуточные экраны Топочная камера призматическая, вертикальная, открытого типа. Объем топочной камеры 763 м3. Экраны топочной камеры собираются из 12 блоков. Экраны выполнены из труб 0 60X4 мм, сталь марки 20. В нижней части фронтовой и задний экраны образуют скаты под топки.
Верх топочной камеры закрыт потолочными экранами, переходящими в боковые стенки опускных газоходов. Топочная камера оборудована шестью вихревыми газомазутными горелками, расположенными симметрично на боковых стенках треугольником с вершиной вверх. Горелки по воздуху выполнены двухпоточным, что позволяет осуществлять работу топки при сниженных нагрузках. В каждой горелке установлена паромеханическая мазутная форсунка, оборудованная механизмом выдвижения, что позволяет дистанционно перемещать форсунку в рабочее положение. Конвективные поверхности нагрева расположены в двух опускных газоходах с полностью экранированными стенами. Ограждающими поверхностями каждой конвективной шахты являются промежуточная стена котла, боковая стена котла, фронтовая и задняя стены конвективной шахты. Схема движения сетевой воды в котле КВ-ГМ-180 при работе в пиковом режиме. Сетевая вода из входной камеры 0 720X12 мм поступает в нижние камеры фронтового, заднего, промежуточных экранов топки и в нижние камеры боковых - потолочных экранов опускных газоходов, после чего по стоякам и конвективным пакетам движется сверху вниз и поступает в выходную камеру 0 720X12 мм.
Для очистки конвективных поверхностей нагрева от отложений при работе на мазуте предусмотрена дробеочистка. Воздух в котел КВ-ГМ-180 подает один вентилятор. Предварительный подогрев воздуха до положительных температур осуществляется в водяных калориферах. Предусмотрена установка одного дымососа, а также одного дымососа рециркуляции, который забирает газы перед последним конвективным пакетом и подает их в воздухопровод перед дутьевым вентилятором.
Номинальный расход сетевой воды через котел при пиковом режиме 4420 т/ч. Барнаульский котельный завод выпускает также пылеугольные водогрейные котлы типа КВ-ТК-ЮО. Котел имеет П-образную компоновку. Топка с сухим шлакоудалением.
Тепловая нагрузка в отопительный период изменяется в соответствии с температурным графиком теплоснабжения и имеет минимальную мощность при включении отопления и максимальную мощность для расчётных температур. Тепловая станция должна покрывать всю тепловую нагрузку во всем диапазоне изменения температур и для повышения коэффициента использования топлива часть тепловой нагрузки покрывается теплофикационными отборами турбин (комбинированная выработка тепла и электричества). Поскольку максимальная нагрузка встречается редко использование теплофикационных отборов турбин не оправдано и не экономично во всем диапазоне изменения нагрузок. Дефицит тепловой мощности в максимум теплопотребления покрывается отопительными котельными. Отношение тепловой мощности теплофикационных отборов паровых турбин к суммарной тепловой мощности теплофикационных отборов турбин и отопительных котельных называется - коэффициентом теплофикации.
Оптимальный коэф.теплофикации α зависит в основном от технического совершенства оборудования ТЭЦ, КЭС и котельных, удельных капиталовложений в их сооружение, вида и стоимости сжигаемого топлива. Как показывают проведённые исследования при работе КЭС, ТЭЦ И котельных на органическом топливе примерно одинаковой стоимости оптимальное значение коэф.теплофикации лежит в пределах от 0,35 - до 0,7.
Для ориентировочного определения коэффициента теплофикации может быть использован метод, предложенный Самановым. Идея метода заключается в том, что при оптимальном коэффициенте теплофикации производная прироста удельной экономии годовых расчётных затрат по приросту электрической мощности ТЭЦ равна 0