Параметры промежуточного перегрева пара

Термодинамические исследования. Основное внимание при термодинамических исследованиях уделено анализу возможных схем и параметров промежуточного перегрева пара и промежуточной сепарации влаги, по- [c.83]

Принятые начальные и конечные параметры цикла из-за недопустимо высокой влажности пара в последних ступенях турбины не позволяют использовать наиболее простой цикл турбоустановки (без промежуточной сепарации влаги и без промежуточного перегрева пара), поскольку еще не разработаны эффективные устройства для удаления влаги из проточной части турбины. Применение промежуточного перегрева пара с использованием в качестве греющего острого пара или пара из отборов турбины оказывает двоякое воздействие на экономичность турбоустановки с одной стороны, происходит уменьшение влажности в ступенях турбины, расположенных после промперегрева, и уменьшение потерь от влажности пара, с другой стороны, снижается к.п.д. термодинамического цикла турбоустановки. Чтобы отдельно рассмотреть влияние схемы и параметров промежуточного перегрева пара на экономичность термодинамического цикла установки, были проведены расчеты для цикла с идеальной турбиной, в которой отсутствуют потери, связанные с влажностью пара, и ограничения по предельной влажности. Результаты расчетов даны на рис. 4.2. [c.84]

Изобары в is-диаграмме расходятся кверху, поэтому hi+th2>ha, т. е. числитель в формуле для термического к. п. д. цикла с введением промежуточного перегрева увеличивается. Однако одновременно увеличивается на величину 1.3—(2 и знаменатель, поэтому в конечном итоге термический к. п. д. цикла может как увеличиваться, так и уменьшаться, в зависимости от выбора параметров промежуточного перегрева пара. [c.220]

Параметры промежуточного перегрева пара при номинальном расходе 900 г/ч составляют рп.п = 40/36 ат и п.п = 565°С. [c.99]

Параметры промежуточного перегрева пара, На современных электростанциях на органическом топливе применяют, как правило, газовый промежуточный перегрев пара. При этом можно получить высокую температуру пара, близкую к начальной температуре, и выбрать оптимальное, достаточно высокое давление промежуточного перегрева. Промежуточный перегреватель размещают обычно в конвективной шахте парового котла, в области температур дымовых газов 600—700 °С, Такое размещение промежуточного перегревателя имеет основной целью повысить надежность и упростить сложные операции пуска и остановки современных крупных энергоблоков. Промежуточный перегреватель, размещенный в зоне невысоких температур газов, не требует специального охлаждения во время указанных операций. Температура промежуточного перегрева выбирается обычно примерно равной начальной температуре свежего па- [c.38]

Параметры промежуточного перегрева пара перед стопорным кла- [c.482]

ОПТИМАЛЬНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ПРОМЕЖУТОЧНОГО ПЕРЕГРЕВА ПАРА [c.29]

При правильном выборе параметров промежуточного перегрева пара теоретическая экономия тепла от его применения может достигать величины порядка 6—7%. [c.206]

Рис. 5-8. Параметры промежуточного перегрева пара.

Рис. 5-9. Зависимость к. п. д. турбоустановки (а) и относительного его изменения (б) от параметров промежуточного перегрева пара, б —ро = 170 аг <о = 560 С р =0,03 аг / — идеальный цикл 2 — действительный цикл.

Рис. 5-14. Зависимость к.п.д. ТЭЦ и КЭС от параметров промежуточного перегрева пара.

Более благоприятно применение промежуточного перегрева на ТЭЦ с отопительным отбором, имеющим давление пара 1—2 ат и ниже. В этом случае оптимальные параметры промежуточного перегрева пара и выигрыш от него приближаются к значениям, соответствующим конденсационным турбоагрегатам. Так, для теплофикационной турбоустановки Т-250-240 мощностью 250 Мет, с начальным давлением пара 240 ат, создаваемой на базе конденсационного блока 300 Мет, 240 ат, давление промежуточного перегрева пара, по условиям унификации с конденсационным блоком, выбрано равным 40/36 ат. Снижение экономичности по сравнению с оптимальным для этой турбоустановки давлением промежуточного перегрева пара (около 60 ат) составляет около одного процента. [c.60]

Принцип действия и устройство паросиловой установки. 18.2. Теоретический цикл паросиловой установки. 18.3. Влияние параметров пара на термический к. п. д. цикла. 18.4. Цикл с промежуточным перегревом пара. 18.5. Регенеративный цикл. 18.6. Бинарный цикл. 18.7. Циклы парогазовых установок. 18.8. Цикл ядерной энергетической установки. [c.512]

После промежуточного перегрева пар с параметрами 3,53 МПа (36 ат) и 565 °С подводится к ЦСД. В ЦСД основной поток делится, при этом одна треть его проходит через сту-пе1. л низкого давления, расположенные в одном корпусе с частью среднего давления, и поступает в конденсатор, остальные две трети поступают в ЦНД. Последние пять ступеней ЦСД и ЦНД выполнены одинаковыми. Длина рабочих лопаток последней ступени равна 960 мм яри среднем диаметре ротора 2480 мм. [c.196]

Экономичный способ регулирования и поддержания в заданных пределах температуры промежуточного перегрева пара — это одна из наиболее важных задач, которые решались при проектировании котлоагрегатов блочных установок, для обеспечения надежной и экономичной работы блока при различных режимах, в том числе связанных с граничными параметрами пара промежуточного перегрева по условиям эксплуатации пром-перегревателя котлоагрегата и ЦСД турбины. [c.3]

В процессе эксплуатации прямоточных парогенераторов мощных энергетических блоков сверхкритических параметров пара, работающих на мазуте с содержанием серы 2,0—3,5%, пришлось столкнуться с интенсивной высокотемпературной коррозией топочных экранов. В частности, первые коррозионные повреждения были обнаружены на трубах нижней радиационной части парогенераторов типа ПК-41, с которых началось освоение газомазутных энергоблоков мощностью 300 МВт. Эти двухкорпусные парогенераторы спроектированы на сверхкритические параметры пара f ne=565° и р— =25,5 МПа (255 кгс/см ) с промежуточным перегревом пара до 565°С при давлении 4 МПа (40 кгс/см ). [c.7]

Промежуточный перегрев можно применить с целью а) максимально возможного повышения тепловой экономичности (путем применения повышенных параметров промежуточного перегрева) б) поддержания допустимой конечной влажности пара в турбине независимо от величины начального давления. [c.95]

Промежуточный перегрев пара Промежуточный перегрев пара для конденсационных ПГУ предопределяется стандартными параметрами пара, В теплофикационных ПГУ эффективность промежуточного перегрева пара (экономия топлива и расчетных затрат) зависит от относительного расхода пара и противодавления паровой турбины. Для парогазовых ТЭЦ с противодавлением эти зависимости исследованы в работе [4]. [c.213]

Новый этап развития турбиностроения начался с введения начальных параметров пара — 16,7 МПа и 793—853 К и промежуточного перегрева пара до 793—808 К- Для этих параметров пара промышленность стала изготовлять турбины мощностью [c.65]

Удельный расход теплоты этой турбины при максимальной мощности был около 8500 кДж/(кВт>ч) [ 2030 ккал/(кВт ч)], что на 11% ниже, чем турбиной К-ЮО-90-2 ЛМЗ для параметров пара 8,8 МПа и 723 К. В этой экономии значительная роль принадлежала промежуточному перегреву пара, за счет которого удельный расход теплоты турбиной снижался приблизительно на4%. [c.66]

Вторичный перегрев пара. Оптимальное давление для промежуточного перегрева пара выше, чем для конденсационных турбин. Эффект от него тем больше, чем выше начальные параметры пара и чем ниже уровень давления, до которого происходит расширение. [c.97]

Заводом Шкода выпускались турбины с одним и двумя отборами пара мощностью 135 МВт для параметров пара ро 13,8 МПа, /о = п. п = = 808 К с расходом свежего пара 125—146 кг/с. Изготовлялись также турбины с противодавлением мощностью 114/125 МВт [42 гл. III] с максимальным противодавлением 27,5 кПа. Последняя турбина выполнялась для начальных параметров пара ро = 15 МПа и г о = 808 К с промежуточным перегревом пара до 808 К. [c.109]

В ПНР выпускались турбины с отбором пара и противодавлением мощностью 25—150 МВт. Турбины мощностью 50—ПО МВт изготовлялись для параметров пара 12,7 МПа и 808 К. Турбины мощностью 100—115 МВт выполнялись двухцилиндровыми с двухстенными корпусами. Разрабатываются проекты турбины с отборами пара мощностью 135 МВт для параметров пара 13—18 МПа и 808 К с промежуточным перегревом пара до 808 К [13]. [c.109]

Термический к. п. д. цикла. Рассмотрим сначала турбину без промежуточного перегрева пара. Зная параметры рабочего тела перед турбиной и за нею, определим значение термического к. п. д. цикла т (о для номинального режима. Для упрощения будем предполагать неизменным при всех режимах давление рк за турбиной. Уменьшенному расходу пара соответствует пониженное давление pi перед соплами первой ступени. Процесс расширения в /s-диаграмме смещается при этом вправо. Изоэнтропийный перепад энтальпий уменьшается по сравнению с номинальным режимом на величину АЯ. К. п. д. идеальной ПТУ с дроссельным парораспределением при новом режиме равен [c.134]

Одним из важнейших показателей качества турбины является в экономичность. Степень экономичности любой турбины определяется располагаемым для ее работы термодинамическим ресурсом и совершенством его использования в турбине. Первое определяется начальными параметрами пара, температурой охлаждающей воды, параметрами промежуточного перегрева и регенерации и не зависит от конструкции турбины показателем является термический к. п. д. Второе зависит главным образом от конструкции, а отчасти от изготовления и эксплуатации и характеризуется внутренним и эффективным к. п. д. [c.29]

Для простых схем АЭС термодинамические исследования и оптимизация параметров выполняются вручную аналитическими методами [731 для сложных реальных схем АЭС (с промежуточным перегревом пара, с сепарацией влаги из проточной части и т. д.) оптимальные решения могут быть получены лишь путем многократных расчетов технологических процессов и тепловых схем. Для сложных схем с большим числом оптимизируемых параметров необходимо применение математических методов направленного поиска максимума к.п.д. [c.78]

Рис. 4.3. Зависимость экономичности турбоустановки с однократной сепарацией влаги и однократным промежуточным перегревом пара от параметров промежуточного перегрева

Результаты термодинамической оптимизации параметров различных схем турбоустановок представлены в табл. 4.1. Наивысшую тепловую экономичность имеет наиболее сложная схема установки с двукратным промежуточным перегревом пара. Принимаемая при расчетах оценка эффективности влагоудаления оказывает на расчетную тепловую экономичность установки существенное влияние, соизмеримое для простых схем с влиянием изменения параметров в схемах промежуточной сепарации и перегрева. Поскольку эффективность влагоудаления повышается с понижением давления пара, расчеты с учетом влагоудаления дают более [c.91]

Результаты комплексной технико-экономической оптимизации представлены в табл. 4.2. Для оптимистического варианта исходных данных оптимальной является схема с двукратной промежуточной сепарацией и однократным промежуточным перегревом пара после второго сепаратора (до температуры 212° С) в одной ступени паром, отбираемым из первого сепаратора. В этом случае первый сепаратор может быть встроен в корпус турбины для исключения дополнительной арматуры и трубопроводов. Для остальных вариантов исходных данных оптимальной является схема турбоустановки с двукратной промежуточной сепарацией и двукратным перегревом. Различие исходных данных сказывается на значениях параметров промежуточного перегрева и регенеративного подогрева пита- [c.92]

При проведении технико-экономической оптимизации параметров теплосиловой части АЭС кроме параметров, участвуюш,их в термодинамической оптимизации, в качестве независимых переменных рассматривались также параметры регенеративного подогрева питательной воды и скорости пара в пароперегревателях. Однако в связи с тем, что параметры регенеративного подогрева слабо влияют на величину функции цели (в представляющем интерес интервале их изменения), оптимизация параметров регенеративного подогрева питательной воды проводилась отдельно, после предварительно проведенной оптимизации параметров промежуточного перегрева пара с последующим уточнением оптимальных параметров промежуточного перегрева. Для определения зоны оптимальных решений по параметрам и схеме теплосиловой части АЭС технико-экономиче-ская оптимизация проводилась для трех вариантов сочетаний исходной информации по внешним условиям сооружения и эксплуатации установки, а также по некоторым характеристикам оборудования. Оптимистический вариант — относительно низкие удельные приведенные затраты по замещаемой станции (40 руб кет-год), эффективное удаление влаги из проточной части турбины и рациональная конструкция проточной части, позволяющая несколько снизить потери от влажности пара в проточной части. Средний вариант — затраты по замещаемой станции соответственно 52 руб кет-год, эффективное влагоудаление, потери от влажности обычные. Пессимистический вариант — затраты по замещаемой станции 65 руб1квтп-год, влагоудаление отсутствует. В качестве исходного варианта принята установка с турбиной К-500-65, разработанная для первых станций рассматриваемого тина. [c.92]

Параметр формы золоуловгтеля 253, — 255 Параметры промежуточного перегрева пара 38 — 41 Паровая сушка топлива 29 Пароводяной тракт ТЭС 14 Паровой баланс турбины 80, 87 [c.323]

Применение промежуточного перегрева пара на ТЭЦ приводит к увеличению теплопадения пара в турбине. Однако одновременно по-выщается температура отработавшего пара, используемого для внешних потребителей, что замедляет рост удельной выработки электроэнергии. Энергетическая эффективность промежуточного перегрева на ТЭЦ ниже, чем на конденсационных электростанциях. На крупных ТЭЦ с высоким начальным давлением пара применение промежуточного перегрева может быть оправдано экономией топливу, в особенности при высокой его стоимости. Оптимальные параметры промежуточного перегрева пара на ТЭЦ отличаются от конденсационных электростанций. [c.60]

На левой половине рисунка 20.6 показан корпус илп цилиндр высокого давления (ЦВД) конденсационной трехкорпусной трубины мощностью 300 МВт на сверхкритические параметры пара с промежуточным перегревом пара до 565 °С. ЦВД представляет собой двухстенную литую конструкцию. Пар сначала посту- [c.170]

И К. п. д. установки из-за дополнительных необратимых потерь влажного пара на лопатках. Под воздействием капельной влаги пара происходит эрозия лопаток. Поэтому в установках с высокими начальными параметрами пара применяют промежуточный перегрев пара, что снижает влажность пара в процессе расширения и ведет к повышению к. п.д. установки. Рассмотрим схему установки с промежуточным перегревом пара. (рис. 11.9) и цикл этой установки в Т — 5-диаграмме (рис. 11.10). Из парового котла пар поступает в основной пароперегреватель 2 и далее в турбину высокого давления 4, после расширения в которой пар отводится в дополнительный пароперегреватель 3, где вторично перегревается при давлении р р до температуры Ts. Перегретый пар поступает в турбину низкого давления 5, расширяется в ней до конечного давления р2 и направляется в конденсатор 7. Влажность пара после турбины при наличии дополнительного перегрева его значительно меньше, чем без дополнительного перегрева хд>Х2. Применение промежуточного перегрева пара повышает к. п.д. реальных установок примерно на 4%. Этот выигрыш получают как за счет повышения относительного к. п.д. турбины низкого давления, так и за счет некоторого повышения суммарной работы изо-энтропного расширения на участках цикла 1—7 и 8—9 (см. рис. 11.10) по отношению к изоэнтропной работе расширения на участке 1—2 в силу того, что разность энтальпий процесса 8—9 больше разности энтальпий процесса 7—2, так как изобары в к — 5-диаграммах несколько расходятся слева направо (см. рис. 8.11). [c.172]

Повышение мощности и параметров (давления, температуры) рабочего тела стало возможным благодаря применению промежуточного перегрева пара (процесс 6 7, рис. 2). При высоком и особенно сверхкритическом давлении ( lOl) в котле без промежуточного перегрева пара на последних ступенях турбины в случае [c.5]

МВт (производственное объединение Харьковский турбинный завод им. С. М. Кирова, ХТГЗ). Параметры свежего пара 12,75 МПа и 838 К, частота вращения ротора 50 с" давление промежуточного перегрева пара 2,8 МПа, температура 838 К, конечное давление 0,00343 МПа, температура охлаждающей воды 285, питательной 502 К, расход пара 127 кг/с. Турбина предназначена для непосредственного (без редуктора) привода генератора переменного тока. Установка имеет отборы пара на регенерацию (семь отборов) и теплофикацию. Двухцилиндровая турбина включает ЦВД (рис. 4.12, а) с частями высокого дав. гения (ЧВД) 8 и среднего (ЧСД) 12 давления и двухпоточный ЦНД (рис. 4.12, б). КПД установки составляет 43,7 %, удельная масса турбины (без конденсатора и вспомогательного оборудования) 2,6 кг/кВт. Длина последней рабочей лопатки 780 мм при среднем диаметре 2125 мм. В корпусе ЦВД проточные части ЧВД и ЧСД разделены диафрагмой I О, которая отделяет камеры 9 отбора пара на промежуточный перегрев и впуска пара 11 после промежуточного перегрева. [c.190]

При высоких температурах газа в первом контуре целесообразнее использовать цикл с газоохлаждаемым реактором с перегревом пара и промежуточным перегревом пара (рис. 4.31, <3).. При закритических начальных параметрах пара КПД АПТУ может достигать [c.215]

С начала развития советской теплоэнергетики институты ЦКТИ имени И. И. Ползунова, ВТИ имени Ф. Э. Дзержинского, ЭНИН имени Г. М. Кржижановского, Теплоэлектропроект, конструкторские бюро заводов энергетического машиностроения творчески решали сложные проблемы повышения технического уровня энергооборудования. В период 1931—1933 гг. впервые в стране были введены котлы на ТЭЦ № 8 Мосэнерго мощностью 4 МВт и Березниковской ТЭЦ на Урале мощностью 83 МВт (1931 г.) на повышенное давление пара в 60 кгс/см . Особенностью тепловой схемы Березниковской ТЭЦ было введение промежуточного перегрева пара в отдельно стоящих паро-перегревательных установках. Опыт эксплуатации оборудования давлением 60 кгс/см послужил основой для дальнейшего повышения параметров пара. На ТЭЦ № 9 Мосэнерго было введено оборудование на параметры пара 130 кгс/см и 500°С. Прямоточные котлы системы Леффлера производительностью 150 т пара в час были получены из-за рубежа. Но в 1934 г. на ТЭЦ 9 ввели в действие более мощный прямоточный котел системы проф. Рамзина. Этот котел был рассчитан на нагрузку в 160/200 т пара в час с параметрами пара 130 кгс/см и 500° С. [c.61]

Кроме того, рассматриваются разные варианты промежуточного перегрева пара. Для БН-600 он осуществляется в пределах парогенератора до температуры свежего пара, как на обычных ТЭС. Поэтому оказалось возможным применить серийные паровые турбины перегретого пара. Однако опыт эксплуатации показал, что при такой организации промежуточного перегрева осложняются режимы останова и особенно пуска установки — могут возникнуть тепловые удары при поступлении холодного пара из ЦВД в промежуточный пароперегреватель. Для энергоблоков с реакторами БН возможны варианты выполнения промежуточного перегрева пара, повышающие надежность работы, но снижающие температуру перегрева пара перед ЦСД по сравнению с температурой свежего пара. Так как для серийных турбин ТЭС обе эти температуры равны, то потребуются некоторые изменения в конструкции цилиндров среднего, а возможно, и низкого давлений. Для АЭС с натриевым теплоносителем возможно также использование парогенераторов сверхкритическнх параметров. [c.87]

Переход с параметров 90 ата, 500° на 130 ата, 565° дает на каждый 1 ООО ООО кет установленной мощности экономию топлива в 220 тыс. тонн в год переход с параметров 130 атл, 565° на 240 ата, 580° дает дальнейшую экономию в топливе в 195 тыс. тонн. Экономия в топливе указана в условных единицах, исходя из предположения, что, сгорая, 1 кг топлива выделяет 7000 ккал. В действительности же средняя калорийность топлива ниже и цифры, показывающие действительную экономию топлива, будут выше указанных. На фиг. 1 показана принципиальная тепловая схема сравнительно простой паровой электростанции. Современные паротурбинные установки часто выполняются по значительно более сложным схемам число подогревателей питательной воды достигает 8—10, в схему включаются испарители добавочной питательной воды, так как котлы очень высокого давления могут питаться только чистым дестиллятом. Турбины больших мощностей, работающие паром высоких параметров, состоят из нескольких цилиндров, через которые пар проходит последовательно. В наиболее современных установках пар, пройдя через цилиндр высокого давления, возвращается в котельную, где повторно подогревается до начальной температуры или близкой к ней, после чего направляется в цилиндр среднего давления для дальнейшего расширения. Намечаются к строительству паротурбинные установки с двумя промежуточными перегревами пара. [c.8]

Общие соображения об условиях работы теплообменных аппаратов АЭС с реакторами БН и ВТГР. Стандартные параметры свежего пара, достигаемые в ПГ АЭС с реакторами типов БН и ВТГР, по условиям влажности на последних ступенях турбины не позволяют использовать цикл прямого расширения. Требуется применение промежуточного перегрева пара перед последними ступенями турбины. Необходимый перегрев пара может осуществляться либо реакторным теплом, подводимым теплоносителем первого или промежуточного контура, либо паром (отборным или свежим). В первом случае обеспечивается максимальный термодинамический КПД. [c.18]

Перспективность применения неводяных паров в будущем обусловлена тем, что дальнейшее повышение начальных параметров водяного пара [свыше (170ч-240) 10 Па, 540—565° С] и единичной мощности турбоагрегатов (свыше 800—1200 МВт) не обещает существенного расчетного снижения удельного расхода тепла. Фактического же снижения удельного расхода тепла при дальнейшем повышении начальных параметров водяного пара и усложнении тепловой схемы блока (например, введения второго промежуточного перегрева пара) может вообще не быть. Чем выше начальные параметры пара и чем сложнее тепловая схема энергетической установки, тем больше отклонение фактического к. п. д. установки от расчетного. На лучших установках с параметрами пара (90-нЮ0) 10 Па, 520—бЗО" С фактический удельный расход тепла соответствует расчетному. На установках с начальными параметрами пара (140- -170) 10 Па, 540—565° С и промежуточным перегревом пара фактический удельный расход тепла несколько ниже расчетного, хотя и близок к нему. На установках с давлением пара (240ч-257) 10 Па, 540—565° С фактический расход тепла значительно ниже расчетного. Так, на блоках закритического давления в США фактический удельный расход тепла даже при наличии двух промежуточных перегревов не ниже, чем на блоках с давлением (160-н170) 10 Па и одним промежуточным перегревом пара. [c.5]

Пример расчета. Эффективность разработанной программы выбора оптимальной компоновки поверхностей нагрева котпоагрегата исследована на примере решения задачи для однокорпусного котлоагрегата паротурбинного блока мощностью 1200 Мет с двумя промежуточными перегревами пара [55]. Была поставлена задача выбора оптимального взаимного размещения по ходу продуктов сгорания пакетов основного пароперегревателя и пароперегревателей первого и второго промежуточных перегревов пара. В диапазоне температур продуктов сгорания (1500 -ь 470) °С, отвечающем теплосъему между экранами верхней радиационной части и конвективным экономайзером, необходимо разместить 10 поверхностей нагрева с различными величинами теп-ловосприятий 6 пакетов основного и по 2 пакета вторичных пароперегревателей. При этом учитываются все технические требования и ограничения, перечисленные выше. В диапазоне температур (1500 -f- Т ) °С любая поверхность нагрева рассматривается как ширмовая, а при температурах ниже — как конвективная. Учитывалось, что при температуре нише 7pj, = 760 °С конвективный газоход раздваивается по условиям регулирования параметров котпоагрегата при частичных нагрузках. [c.50]

Изменением определяющих параметров, являющихся непрерывными по своей природе, можно задавать изменение структуры тепловой схемы. Так, изменение величины подогрева питательной воды в одной ступени приводит к изменению количества ступеней подогрева воды при этом все подогреватели высокого и низкого давления, за исключением первых по ходу воды, будут иметь примерно равные поверхности. Возможно также задание закона изменения величины подогрева в ступени в зависимости от параметров греющего пара и схемы установки [76]. Непрерывное изменение значений параметров, определяющих схему промежуточного перегрева пара, позволяет получить все возможные схемы промежуточного перегрева. Например, для схемы, изображенной на рис. 4.1, повышение давления пара на входе в промежуточный перегреватель при сохранении постоянными давлений отборного греющего пара и начального давления Ро приводит сначала к уменьшению числа ступеней перегрева (при Ро > Рз > Pi перегрев может осуществляться только острым паром), а затем к исключению из схемы промежуточного перегрева (при Рз>Ра). Аналогично можно подобрать определяющде параметры для любых других видов структурных изменений тепловой схемы паротурбинной установки АЭС. [c.81]

Поскольку применение промежуточной сепарации влаги принципиаль-но более эффективно, чем использование промежуточного перегрева, представляет интерес рассмотрение возможных схем с двукратной сепарацией влаги и влияния промежуточного перегрева в этом случае. Принципиальная тепловая схема установки с двукратной сепарацией представлена на рис. 4.4. Предварительный анализ показал явную неэффективность двухступенчатого перегрева после первого сепаратора, поэтому при исследованиях рассматривались схемы с одноступенчатым промежуточным перегревом пара или без перегрева после первого сепаратора. Для уменьшения количества исследуемых параметров с целью сохранения наглядности представления результатов при исследованиях схем с двукратным промежуточным перегревом было принято, что перегрев в первой ступени второго перегревателя осуществляется паром, отбираемым из первого сепаратора. [c.86]

При термодинамической оптимизации параметров теплосиловой части АЭС с кипящим реактором в качестве варьируемых параметров рассматривались давления в сепараторах, давления в отборах пара на первые ступени промежуточных перегревателей и температурные напоры на выходе из каждой ступени перегревателей. Термодинамическая оптимизация параметров промежуточного перегрева производилась для двух возможных предпосылок относительно эффективности влагоулавливаю- [c.90]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...