Потери давления в парогенераторе

Потери давления в парогенераторе 474—478 --- теплообменнике 569 [c.893]

Применение регенерации (подогрев воздуха перед камерой сгорания в регенераторе) позволяет вернуть часть теплоты в цикл ГТУ, но это связано с конструктивными усложнениями установки, Применение утилизации теплоты в теплоутилизационном контуре ГТУ простого цикла значительно увеличивает КПД установки при незначительном повышении потерь давления в газовоздушном тракте и утилизационном парогенераторе. Пар, получаемый в ТУК, [c.20]

Задачей гидравлического расчета прямоточных парогенераторов является определение скоростей среды, запасов надежности по гидравлическим и температурным разверкам, потери давления в элементах и парогенераторе в целом для выбора питательного насоса, необходимости установки и размера дроссельных шайб., Гидравлический расчет выполняется для всех неодинаковых контуров, при одинаковых контурах— для находящихся в наихудших условиях. Расчет, как правило, производят для номинальной и наименьшей гарантированной заводом-изготовителем нагрузки, а также для растопочных режимов. [c.495]

Схема двухконтурной АЭС с водяным теплоносителем представлена на рис. 9.36,а. ГЦН 9 подает теплоноситель (воду) в реакто р 1. Образовавшийся в реакторе пар поступает в парогенератор 10, где конденсируется и возвращается на всасывание ГЦН. Напор ГЦН рассчитывается на преодоление динамических потерь в реакторном-контуре. Давление в контуре, как отмечалось, поддерживается компенсатором объема 11. Пар, образовавшийся в парогенераторе, поступает во второй контур, который не имеет радиоактивной части, поэтому требования д оборудованию второго контура такие же, как к оборудованию ТЭС. [c.291]

Исследования показали, что наименьшая общая длина труб в парогенераторе получается при равных расчетных скоростях газа между соседними трубами в поперечном и диагональном направлениях. При этом до минимума сводятся потери давления газа, вызываемые локальным ускорением и торможением потока. [c.75]

Выведем основные уравнения для вычисления т)эф1 ПТУ с двухступенчатой регенерацией. Максимальное давление в установке с учетом потерь в жидкостных трактах обоих регенераторов и по тракту ДФС в парогенераторе определяется как [c.160]

В этих условиях потери давления составляют по паровому и жидкостному трактам регенератора — 2,1 и 14,1 кПа по жидкостному тракту конденсатора — 4 кПа по паровому тракту парогенератора — 56 кПа. Эффективный КПД радиальной турбины [c.209]

В отличие от паротурбинных установок для ПГУ целесообразно принимать условный к. п. д. парогенератора, отнесенный к суммарному расходу топлива на установку, так как потеря от наружного охлаждения парогенератора складывается с аналогичными потерями для агрегатов и трубопроводов газовой ступени. Кроме того, перед поступлением в парогенератор окислитель нагревается внутри цикла при повышении давления воздуха в компрессоре и за счет сжигания топлива в камерах сгорания газовых турбин, установленных перед парогенераторами. Указанный к. п. д. может быть определен по формуле [c.191]

После нахождения первого приближения величины б .с осуществляется итерационный расчет МГД-генератора (операторы 4—6) таким образом, чтобы значение с необходимой точностью соответствовало заданному значению за счет изменения величины давления перед каналом р- . Для этого используется метод Ньютона, модифицированный для условий наличия погрешности при вычислении рассматриваемой функции (оператор 6). Затем следует расчет сопла (оператор 7). Параметры перед соплом рассматриваются как характерные для камеры сгорания, и в соответствии с ними определяются ее геометрические размеры, тепловые потери и недостающий параметр окислителя. Такой расчет (операторы 8—13) производится итерационно, также с использованием модифицированного метода Ньютона (операторы 11, 13). После этого находится количество регенеративных подогревателей турбины, рассчитывается компрессор с его системой охлаждения (оператор И) ж делается проверка достаточности приближения по Gn. (оператор 15). Если приближение недостаточно, расчет повторяется вновь по уточненным параметрам, необходимым при вычислении Ga. - В случае выхода из цикла определяются температурные напоры в парогенераторе, позволяющие уточнить последовательность размещения в нем поверхностей нагрева рассчитывается мощность установки в цепом и ее к.п.д. (оператор 16). На этом расчет технологической схемы заканчивается. Таким образом, итерационный цикл вычисления Gn. является внешним. Как видно из рис. 5.4, в алгоритме имеются внутренние циклы при расчете МГД-генератора и камеры сгорания. Кроме того, большое количество внутренних циклов содержится почти в каждом из указанных обобщенных вычислительных операторов, но они опущены, чтобы не усложнять блок-схему. [c.124]

В парогенераторах докритического давления определяют отдельно потери давления на экономайзерном, испарительном и перегревательном участках, расположенных в топочной камере. Длины этих участков соответственно равны (при равномерном обогреве) [c.495]

Задачей гидравлического расчета трубопроводов является определение потери давления рабочего тела при заданных геометрических размерах трубопроводов и расходах транспортируемой среды с известными параметрами. Часто приходится решать обратную задачу по располагаемому перепаду давлений и заданному расходу найти проходные сечения трубопроводов. Подобные задачи ставятся, например, при проектировании паропроводов от парогенераторов до турбин. Гидравлический расчет трубопроводов при этом приходится вести методом последовательных приближений. Это связано с тем, что диаметр трубопровода не может быть выбран произвольно (он должен отвечать стандарту). Кроме того, некоторые из величин, входящие в выражение для определения диаметра, в свою очередь зависят от диаметра. [c.146]

Основное и вспомогательное оборудование должно размещаться в соответствии с последовательностью технологического процесса при условии всемерного сокращения длин коммуникаций между оборудованием, чтобы потери энергии в цикле электростанции и стоимость коммуникаций были наименьшими. Так, паровые турбины должны устанавливаться возможно ближе к парогенераторам, питательные насосы — к регенеративным подогревателям высокого давления и последние вблизи турбин и парогенераторов, подогреватели сетевой воды системы теплофикации — вблизи турбин и т. п. [c.238]

Наличие экономически наивыгоднейшего значения скорости газов в газопроводе соединяющем аппараты системы очистки с горелками парогенератора, обусловливается противоположным действием различных экономических факторов. Так, уменьшение скорости в газопроводе приводит, с одной стороны, к снижению степени повышения давления в бустерном компрессоре, уменьшению затрачиваемой мощности электродвигателя и соответствующему уменьшению расхода топлива в энергосистеме. С другой стороны, это вызывает увеличение диаметра газопровода и его стоимости, а также затрат на тепловую-изоляцию газопровода. Одновременно увеличиваются потери тепла в. окружающую среду, что также приводит к определенному росту расходов на топливо и снижению его экономии. Соответственно изменению расхода топлива в ЭТУ изменяется и выработка химической продукции. Оптимальные скорости в этих условиях определяются по-минимуму переменной части указанных Затрат, равному [c.126]

Результаты испытания камер двухступенчатого сжигания показали их работоспособность и надежность в длительной эксплуатации под наддувом (давление в топке парогенератора составляло 2500 Па). При высокой нагрузке топки (1,2Х ХЮ МВт/м ) и коэффициенте избытка воздуха 1,05 потеря от химической неполноты горения отсутствовала. ЦКТИ (совместно с заводами) принял к установке камеры двухступенчатого горения для газомазутных парогенераторов новой серии производительностью от 16 до 75 т/ч. [c.127]

Результаты испытания камер двухступенчатого сжигания показали их работоспособность и надежность при эксплуатации под наддувом (давление в топке парогенератора составляло 2500 Па). При высокой удельной нагрузке топочного объема (1,2-10 МВт/м- ) и коэффициенте избытка воздуха 1,05 потеря теплоты от химической неполноты горения отсутствовала. [c.61]

Определить к. п. д. брутто установки (т. е. без учета расхода энергии на собственные нужды), если параметры пара перед турбиной Р1=9 МПа, <1=535 С, давление в конденсаторе рг= =40 гПа и если известны следующие к. п. д. относительный внутренний Т1о =0,86, механический Т1м=0,95, электрогенератора Т1г= =0,98, трубопроводов (учитывающий потери трубопроводами теплоты в окружающую среду) т]пп=0,94, парогенераторов т)пг=0,92. [c.147]

Питательная вода при давлении р=140 бар и при температуре /1 = 300° С поступает в парогенератор, где превращается в перегретый пар с температурой /г=570°С. Подсчитать среднюю интегральную температуру в процессе изменения состояния воды, пренебрегая потерями давления. [c.100]

Непрерывная продувка парогенератора связана с неизбежными потерями, так как с продувочной водой из парогенератора отводится тепло при потенциале, соответствующем процессу получения насыщенного пара, а используется это тепло при более низком потенциале. Пар, образующийся в расширителе продувочной воды, заменяет пар, который мог бы быть использован до того же давления в турбине с выработкой электроэнергии на тепловом потреблении. [c.162]

Ввиду того что давление в парогенераторе низкого давления со стороны пара первого контура больше, чем со стороны вторичного контура, не исключена возможность попадания радиоактивного пара или его конденсата из первого контура во второй. Поэтому при опреснении морской воды в цикле АЭС в биологическом отношении и экономически наиболее перспективной является схема двухцелевых АЭС [75], согласно которой ДОУ включается между цилиндрами турбин вместо сепаратора. Расчеты показали, что тепловая экономичность АЭС в этом случае не ухудшается при температурных напорах до 8—9°С [75]. Это объясняется тем, что замена сепаратора испарителем, во-первых, снижает потери в турбине от влажности пара, так как влажность вторичного пара испарителя не превышает 0,05—0,07 %, а влажность пара за сепаратором составляет 1—2%, во-вторых, используется перепад давлений в сепараторе. Таким образом, если включить ДОУ между цилиндрами турбин типа К-500-65/1500 вместо второго сепаратора (рс=0,25 МПа) с температурным перепадом, равным 7—8°С, можно получить с одного блока до 50 тыс. м /сут пресной воды, причем тепловая экономичность блока не будет снижена. [c.96]

Давление рп, которое должен при любом режиме работы блока обеспечить питательный насос, равно рн = Po+Ap-fАркл. где ро —давление пара перед стопорными клапанами турбины, определяемое программой регулирования блока Ар —гидравлическое сопротивление водопарового тракта, включающего кроме парогенератора также подогреватели высокого давления и главный паропровод Аркл — потери давления в регулировочных питательных клапанах (РПК) котлоагрегата, определяемые их открытием. Последнее устанавливается регулятором питания котла. [c.145]

Расчет канала МГД-генератора необходимо проводить совместно с расчетом диффузора, так как конечное давление в канале должно быть увязано с наперед задаВ 1емым давлением после диффузора, которое определяется аэродинамическим сопротивлением высокотемпературного подогревателя окислителя и парогенератора. При расчете диффузора делается допущение об отсутствии потерь на теплопередачу через стенки. Поскольку в настоящее время отсутствуют точные методы расчета диффузоров, принята инженерная методика для оценочных расчетов, в соответствии с которой потеря давления в диффузоре выражается с помощью к.п.д. по восстановлению давления т д [c.118]

В двухконтурной схеме с водным теплоносителем пар поступает в турбину насыщенным или с малым перегревом и, расширяясь в турбине, увлажняется. При достижении предельно допустимой влажности пар выводится из турбины и поступает в сепаратор, где из него отделяется вода, далее в промежуточный пароперегреватель и затем поступает в цилиндр низкого давления турбины и далее в конденсатор. Часть пара из отбора турбины подается в регенеративные подогреватели питательной воды. Конденсат подается насосами через подогреватели низкого давления в деаэратор и из него питательными насосами через подогреватёли высокого давления в парогенератор. Потери конденсата восполняются очищенной водой. При наличии потребителей теплоты часть пара из промежуточного отбора турбины подается в подогреватели сетевой воды, из которых конденсат греющего пара поступает в деаэратор. [c.266]

Полезным движущим давлением называют разность полного движущего давления циркуляции и суммы потерь давления на трение в подъемных трубах, уменьшенную на потери давления на создание ускорения смеси в них. Это означает, что полезное движущее давление затрачивается на преодоление потерь давления от трейия в опускных трубах и потерь давления от местных сопротивлений во всем контуре (в опускных и подъемных трубах). Полезное движущее давление, требуемое для создания надежной циркуляции, должно быть тем больше, чем выше скорость воды в контуре и давление в парогенераторе, а также чем сложнее конструктивное исполнение контура. С учетом сказанного полезное движущее давление (в паскалях) [c.158]

Основой технологического процесса паротурбинной ТЭС является термодинамический цикл Ренкнпа для перегретого пара (рис. 6.9, 10), состоящий из изобар подвода тепла в парогенераторе, отвода тепла в конденсаторе и процессов расширения пара в турбине и повышения давления воды в насосах. Соответственно этому циклу схема простейшей конденсационной электростанции (рис. 6.7 и 23.1) включает в себя котельный агрегат с пароперегревателем, турбоагрегат, конденсатор и насосы перекачки конденсата из конденсатора в парогенератор (конденсатный и питательный насосы). Потери пара и конденсата на станции восполняются подпиточной добавочной водой. [c.210]

Система охлаждения типового реактора PWR показана на рис. 7.16. На нем изображено только два парогенератора и главных циркуляционных насоса на практике их может быть больше четырех. В случае разрыва в контуре охлаждения или аварии с потерей теплоносителя вода, находящаяся под давлением, будет вытеснена из корпуса реактора, что приведет к так называемой продувке зоны. При этом начнет подниматься температура активной зоны, а выброс пароводяной смеси из активной зоны будет продолжаться до тех пор, пока давление в ней нг станет равным давлению под защитной оболочкой реактора. Непосредственно перед наступлением этого равновесия автоматически начнут работать насосы САОЗ, с помощью которых активная зона будет залита водой. Существует также система впрыскивания воды в активную зону снизу при низком д- з-тении. [c.184]

Исходные данные для расчета номинального режима ПГ паропроизводитель-ность О, кг/с температура питательной воды на входе в ПГ /дв. температура перегретого пара С паропроизводительность промежуточного пароперегревателя Дцп, кг/с температура пара на входе и выходе в промежуточный пароперегреватель пп. вых пп. °С давление перегретого пара рд, МПа давление пара на входе в промежуточный пароперегреватель Рдд, МПа давление насыщенного пара р , МПа кратность циркуляции йд задается с последующей проверкой напор, создаваемый насосом МПЦ, Др, МПа допустимая потеря напора по тракту пара в промежуточном пароперегревателе Ардд, МПа расход греющей среды О, кг/с температура греющей среды на входе и выходе из парогенератора дх, Цык> °С температура греющей среды на входе в испаритель вхв> °С давление греющей среды па входе в парогенератор р ,, МПа число секций в экономайзе- [c.189]

Представленные в [79, 83, 101 ] выражения для расчета (Дрп. к1 Ро)т1. т в случае равномерного распределения тепловой нагрузки по длине трубы дают близкие результаты. Однако в реальных парогенераторах имеет место весьма существенная неравномерность теплоиодвода по длине парогенерирующих каналов, в том числе и на участке поверхностного кипения. Это обстоятельство в работах [79, 831 не учитывается. Кроме того, в них перепад давления на участках с поверхностным кипением определялся по среднему недогреву жидкости, что является основным недостатком методики. Действительно, по данным [101 ], зависимость от длины участка носит существенно нелинейный характер и рассчитанные по среднему недогреву значения потерь давления могут сильно отличаться от их среднеинтегральных величин, особенно для длинных участков. [c.57]

Потери давления двухфазного потока определяются паросодержанием и распределгние.м фаз в нем и тесным образом связаны с режимами течения. Поэтому, строго говоря, потери давления должны определяться отдельно для каждого режима течения, реализующегося при определенных условиях в парогенераторе. На сегодняшний день даже для прямотрубных парогенерирующих каналов не установлено достаточно строгих количественных взаимосвязей между режимами течения и местными параметрами потока [63, 721. Существующая классификация режимов течения построена в основном по результатам визуального изучения картин течения [801. [c.58]

В совокупности внешних факторов модели парогенератора опг одновременно с теплофизическими свойствами натрий-ка-лиевой эвтектики, ДФС и материала ЗПГК (стали 12Х18Н9Т) входят граничные термодинамические и расходные параметры потоков натрий-калиевой эвтектики (температуры на входе Т . вх и выходе Г . вых), а также допустимое значение потерь давления Арм дифенильной смеси (массовый расход /йд, температура Тд. и давление на входе Рд. вх относительное массовое паросодер-жание на выходе Хд, вых и минимально допустимое значение коэффициента потерь давления aj). Отметим, что задание величины Арм позволяет оптимизировать парогенератор безотносительно к конкретному высокотемпературному источнику теплоты, а введение параметра сгд вместо абсолютной величины допустимого перепада давления обеспечивает более общую постановку задачи оптимизации. [c.81]

Необходимо также отметить исследования, проведенные В. Г. Чакрыгиным. Автор рассматривает обычную систему уравнений, описывающую рабочий процесс в обогреваемых трубах при определенном режиме [Б-49]. Б результате аналитического вывода дается граница влияния отдельных составляющих величин потерь давления на увеличение или уменьшение стабильности. В [Б-50] рассматривается задача выявления границы апериодической неустойчивости для труб панелей парогенераторов на закритическое давление. [c.10]

Здесь не учитывается сопротивление от ускорения потока Аруск, что оправдано при высоком давлении. В прямоточных парогенераторах с горизонтальными или слабо наклонными парообразующими трубами, у которых длина каждой развернутой трубы достигает сотен метров, нивелирная составляющая пренебрежимо мала в сравнении с потерями трения. В этом случае полный перепад давлений Ар Артр- [c.100]

Схема газового промежуточного перегрева приведена на рис. 3-10. Недостатком этой схемы является большая протяженность паропроводов промежуточного перегрева от турбины к парогенератору и обратно, что вызывает значительные потери давления пара в этих паропроводах и повышает стоимость паропроводов. Обычно падение давления в линиях промежуточного перегрева составляют А/ пп = 0.25 0,4 МПа, что ухуд- [c.42]

В одноконтурных АЭС все оборудование работает в радиационно-активных условиях, что осложняет его эксплуатацию. Преимуществом таких АЭС являются их относительная простота и меньщая стоимость оборудования, а также отсутствие дополнительных потерь, связанных с получением рабочего тела в двух- и трехконтурных АЭС. В двухконтурных АЭС рабочее тело паротурбинной или газотурбинной установки не является радиационно-активным, что упрощает эксплуатацию электростанции. В двухконтурной паротурбинной АЭС обязательным элементом является парогенератор, в котором для передачи теплоты от теплоносителя к рабочему телу необходим температурный напор. Поэтому для водного теплоносителя в реакторе требуется поддержание в I контуре давления более высокого, чем давление пара, подаваемого к турбине. Стремление избежать в I контуре вскипания теплоносителя в реакторе приводит к необходимости поддержания давления теплоносителя в I контуре значительно большего, чем давление пара во II контуре. При этом тепловая экономичность двухконтурной АЭС меньше, чем одноконтурной, при том же давлении в реакторе. [c.265]

Во многих практически важных случаях доля потерь давления за счет ускорения потока в общем перепаде давления по длине канала мала, так что этими потерями либо пренебрегают, либо оценивают их приближенно — без учета скольжения фаз и возможной неравновесности потока. В частности, потери на ускорение потока не учитываются при расчете циркуляции в котлах и парогенераторах электростанций [77]. В области низких давлений относительная роль потерь давления за счет ускорения потока возрастает. В этом случае целесообразно сначала приближенно оценить составляющие градиента давления по уравнению (1.255а), а затем, если первый член правой части этого уравнения окажется соизмеримым с остальными, провести более точный его расчет по уравнению (1.236). Для нахождения истинных скоростей фаз w и w", входящих в это уравнение, необходимо найти истинное паросодержание, расчет которого в зависимости от режима течения производится в соответствии с рекомендациями, приведенньЕми в п. 1.17.2. [c.104]

Давление в конденсаторах одинаковое, рг=40 гПа, мощность установки Л =50 МВт, теплота сгорания топлива QPн=30 МДж/кг, а к. п. д. парогенераторов Т1пг=0,80 в старой и 0,90 в новой установке. Потерями во всех остальных частях (кроме парогенератора) пренебречь. [c.144]

Определить к. п. д. установки брутто (т. е. без учета расхода энергии на собственные нужды), если параметры пара перед турбиной Р1=90 бар, <1 = 535° С, давление в конденсаторе р2=0.04 бар я если известны следующие к.п.д. относительный внутренний т)ог = =0,86 механический Г м = 0,95, электрогенератора Т1г = 0,98, трубопроводов (учитывающий потери трубопроводами тепла в окружающую среду) Т1оп=0,94, парогенераторов т)пг = 0,92. [c.163]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...