Тепловая экономичность турбоустановки

На рис. Х.2 приведены результаты расчетов тепловой экономичности турбоустановки Т-250/300-240 [c.176]

Недостаток схемы — вытеснение греющего пара подогревателя № 2 из отбора с более низким давлением дренажом из подогревателя № 1 и ухудшение тепловой экономичности турбоустановки. [c.57]

С повышением температуры питательной-воды в значительных пределах тепловая экономичность турбоустановки и энергоблока в целом улучшается, расход топлива уменьшается. Вследствие увеличения расхода свежего пара котел и трубопроводы удорожаются, однако топливо и зольное хозяйство, тягодутьевые устройства, техническое водоснабжение удешевляются. [c.58]

Тепловую экономичность турбоустановки с регенеративным подогревом воды можно повысить, уменьшая перегрев пара в охладителе. Снижение перегрева увеличивает отборы пара, снижает общий недогрев в подогревателе следовательно, необратимость теплообмена уменьшается, КПД турбоустановки возрастает. Повышение КПД относительно невелико— десятые доли процента, но для крупных турбоустановок с промежуточным перегревом при дорогом топливе установка пароохладителей экономически выгодна. [c.64]

Тепловую экономичность турбоустановки можно несколько улучшить, если питательную воду паропреобразователя нагревать предварительно подогретым паром из отбора турбины более низкого давления в предварительном подогревателе ПД. Этот подогреватель может служить также конденсатором вторичного пара для возмещения внутренних потерь пара и конденсата Dm, Питательная вода паропреобразователя предварительно очищается химически и нагревается в охладителе продувки паропреобразователя. Из воды должны быть удалены растворенные в ней газы, что осуществляется в подогревателе смешивающего типа — деаэраторе. [c.88]

ОСНОВНОГО конденсата турбины и возвращается с питательной водой в котел. Следовательно, испарительную установку, включенную по такой схеме, можно рассматривать как элемент регенеративной системы турбоустановки. Действительно, когда испаритель не включен в работу, подогрев основного конденсата турбины от энтальпии /г + j до энтальпии /г происходит в регенеративном подогревателе Я паром, поступающим по линии 1 из отбора турбины. Когда испаритель работает, подогрев основного конденсата ведется последовательно в конденсаторе испарителя КИ и подогревателе Я в том же диапазоне энтальпий. При этом общее количество отборного пара остается неизменным. Неизменной остается и тепловая экономичность турбоустановки. Такое включение испарительной установки в тепловую схему турбоустановки называют без потерь потенциала. В тепловой схеме конденсационной турбоустановки испарители и конденсаторы испарителей размещаются в системе регенеративного подогрева низкого давления, т.е. между подогревателями, установленными на линии подогрева основного конденсата до деаэратора. Для таких условий температурный перепад, который может быть использован в испарителе, не превышает разности температур насыщения пара, поступающего в смежные отборы. Обычно этот перепад не превышает 15—20 °С. При постоянном пропуске основного конденсата через конденсатор испарителя его конденсирующая способность будет определяться диапазоном подогрева основного конденсата, который тем больше, чем меньше температурный напор в испарителе. [c.242]

Тепловая экономичность турбоустановки характеризуется отношением [c.16]

Применение второй ступени промежуточного перегрева при начальном давлении пара 240—400 ат повышает тепловую экономичность турбоустановки нетто на 2,0—2,3%. [c.55]

С уменьшением температурного напора тепловая экономичность турбоустановки возрастает, так как при одинаковом подогреве воды давление пара в отборах снижается и увеличивается работа, совершаемая им в турбине. Однако при этом возрастают поверхность нагрева, расход металла на подогреватели [c.87]

Выбрав варианты конечной температуры питательной воды и распределение регенеративного подогрева воды по ступеням при различном числе отборов пара, расчетом регенеративной схемы находят потоки пара и воды, показатели тепловой экономичности турбоустановки, расход металла и стоимость регенеративной установ- [c.89]

В связи со значительным усложнением тепловой схемы электростанции, повышением требований к точности определения параметров и расхода пара и воды, показателей тепловой экономичности турбоустановки и электростанции методика расчета тепловой схемы в последнее время существенно усложнилась, а трудоемкость этого расчета резко возросла. [c.158]

Пользуясь понятием комплекса т] и уравнениями тепловых балансов, можно определять изменения тепловой экономичности турбоустановки, обусловливаемые малыми изменениями тепловой схемы и ее параметров. [c.162]

Последующие тепловые испытания показали, что намеченное повышение экономичности указанных турбоустановок по сравнению с ранее выпускавшимися достигнуто с превышением. Так, повышение экономичности турбоустановки ВК-ЮО-6 по сравнению с турбоустановкой ВК-100-2 составляет 7,5%, а турбоустановки ВК-50-3 по сравнению с турбоустановкой ВК-5(М — 5,7%. [c.463]

В разработанной математической модели потери от влажности пара учитываются снижением внутреннего относительного к.п.д. турбинной ступени на 1 % на каждый процент влажности пара перед ступенью с учетом теплоперепада сопловой решетки. Результаты расчетов реальных схем паротурбинных установок (с учетом потерь от влажности пара) дают более сложные зависимости экономичности турбоустановки от параметров и схем промежуточного перегрева. На рис. 4.3 представлены результаты нескольких серий расчетов тепловых схем турбоустановки с одним промежуточным сепаратором и с последующим перегревом пара в одной или двух ступенях паром из отборов турбины и (или) острым паром. Применение только промежуточной сепарации позволяет снизить потери от влажности пара в турбине на 3% (к.п.д. турбоустановки без сепарации и перегрева составляет 0,3) при давлении в сепараторе 5 -j- 6 ата (кривая 1). Применение одноступенчатого промежуточного перегрева острым паром при давлении около 10 ата позволяет повысить экономичность установки почти на 1% по сравнению с установкой без перегрева одноступенчатый перегрев отборным паром дает соответственно меньшее повышение экономичности при меньших оптимальных давлениях промежуточного перегрева. Использование двухступенчатого перегрева повышает [c.85]

Результаты расчетов некоторых возможных схем турбоустановки с двукратной сепарацией и промперегревом представлены на рис. 4.5. Двукратная сепарация без перегрева (рис. 4.5, а) при оптимальных давлениях в сепараторах 14 и 1,3 ата позволяет получить тепловую экономичность установки на 0,1% выше, чем однократная сепарация с последующим одноступенчатым перегревом острым паром. Введение промежуточного перегрева острым паром после каждого сепаратора (риг. 4.5, б) не дает существенного повышения экономичности по сравнению со схемой без перегрева, в то же время одноступенчатый промежуточный перегрев только после второго сепаратора при давлении 2,2 ата паром, отбираемым из первого сепаратора при давлении 20 ата (рис. 4.5, в), позволяет получить экономичность установки более высокую, чем любая из схем с однократной сепарацией и перегревом и рассмотренная выше схема с двукратной сепарацией и перегревом. Такую же экономичность имеет схема с перегревом острым паром после первого сепаратора при 25 ата и паром [c.86]

На турбине К-1200-240-3 при помощи смонтированной системы экспериментального контроля одновременно с первыми пусковыми операциями начались исследования по заранее разработанной программе, которая включала в себя определение тепловой экономичности как турбоустановки в целом, так и ее отдельных элементов [73]. [c.83]

Анализ графиков выигрыша для схем с промежуточным перегревом указывает на возможность повышения экономичности турбоустановки, если для подогрева воды использовать пар, не проходивший промежуточный перегрев. Возможность такого рода усовершенствования тепловых схем турбоустановок была отмечена еще на заре развития регенеративных установок, именно с момента появления промежуточного перегрева [38]. Речь шла о том, что на тепловой электростанции, где устанавливаются турбины с промежуточным перегревом, целесообразно иметь специальную регенеративную турбину, в задачу которой входил бы подогрев конденсата от турбин с промперегревом. Для той же цели можно было бы предусматривать если не специальную турбину, то хотя бы часть турбины с промежуточным перегревом или так называемый холодный отсек турбины (рис. 3.15). [c.112]

Сравнение тепловой экономичности ТЭЦ с различными параметрами пара. Зависимость расхода теплоты и топлива на теплофикационную турбоустановку от начальных параметров пара можно установить, сравнивая в общем виде две такие турбоустановки [c.43]

Расчет показателей тепловой экономичности режима энергоблока. Частный КПД турбоустановки по выработке электроэнергии брутто [c.164]

Для каждой турбоустановки установлена и регламентирована тепловой характеристикой турбоагрегата номинальная для каждой нагрузки температура выходящей из подогревателя воды. Конечная энтальпия питательной воды после последнего ПВД непосредственно влияет на расход тепла турбоустановкой. Недогрев питательной воды (конденсата) в отдельных подогревателях регенеративной системы приводит как к ухудшению экономичности турбоустановки, так и к снижению надежности самих подогревателей (недогрев в предыдущем приводит к перегрузке последующего). Совершенство работы подогревателей системы регенеративного подогрева воды характеризуется температурным напором—разностью температур насыщения при давлении греющего пара в подогревателе и выходящей из подогревателя воды. Температурный напор для подогревателей низкого давления составляет обычно 5—6° С, для подогревателей высокого давления 2—3° С, а в конструкциях ПВД, предусматривающих эффективное использование тепла перегрева пара, температурный напор, определенный по температуре насыщения, может быть близким к нулю или даже отрицательным. [c.123]

Если же тепловая схема составляется с использованием серийной турбоустановки для конкретных условий определенной ТЭС, то проводят расчет некоторых характерных режимов с учетом дополнительных отборов пара, что позволяет выбрать вспомогательное оборудование и определить показатели тепловой экономичности для этих режимов. Такого типа расчеты будут рассмотрены в гл. 7. [c.89]

Таким образом, к.п.д. паротурбинной электростанции выражается произведением трех к. п. д, — турбоустановки т]э, транспорта тепла т)тр и котельной установки т)к.у. Наибольшее значение для определения уровня тепловой экономичности электростанции имеет к.п.д. турбоустановки г)э, зависящий от степени совершенства термодинамического цикла, его параметров, от технического совершенства оборудования турбоустановки. [c.31]

Режимы работы по электрическому графику — это режимы, при которых тепловая и электрическая нафузки регулируются независимо (правильнее поэтому сказать, что это режимы работы по двум фа-фикам — электрическому и тепловому). При этом режиме в конденсатор поступает охлаждающая вода и через турбину протекает два потока пара теплофикационный и конденсационный. Первый из них обеспечивает использование тепла с наивысшей, а второй — с наинизшей экономичностью. Поэтому экономичность работы по электрическому фафику зависит от соотношения расходов этих потоков чем больше доля теплофикационного потока, тем более экономичной будет работа турбоустановки. [c.305]

Основной задачей персонала, обслуживающего турбоустановку, при нормальной работе является обеспечение заданной электрической и тепловой мощности при полной гарантии надежной работы и максимально возможной экономичности. [c.351]

Аналогичные исследования были проведены в ЦКТИ (Л. 36] на ЭВМ Урал-2 . Расчеты тепловой схемы турбоустановки мощностью 800 МВт проводились при использовании уравнений состояния Шмидта, МЭИ Л. 7] и Хотеса. Были получены зависимости удельного расхода тепла от давления промперегрева. Из этих зависимостей видно, что относительное изменение тепловой экономичности турбоустановки практически мало зависит от применяемого в расчетах уравнения состояния. [c.39]

К классическим проблемам в теплоэнергетике можно вполне отнести задачу определения оптимального распределения регенеративных отборов и выбора оптимальных параметров промперегрева с целью достижения максимальной тепловой экономичности турбоустановки, т. е. минимума удельного расхода тепла. Для упрощенных тепловых схем заданная задача решается аналитически. В работе В. Я. Рыжкина [Л. 35] широко используются комбинированные методы. С использованием метода Лагранжа для учета ограничений вида равенства получены системы алгебраических уравиений, удов-летворяюш,их условиям оптимальности распределения. Для численного решения этих систем применяется ЭВМ. [c.59]

Перевод блока ВВЭР-440 в конце рабочей кампании на скользящее давление был выполнен Кольской АЭС совместно с ЛПИ. В процессе первой опытной эксплуатации этого блока за счет его перевода на скользящее давление в сочетании с использованием мощностного эффекта и отключением ПВД кампания реактора была продлена на 84 эффективных (115 календарных) суток, в том числе с номинальной мощностью — на 8 суток [17]. Дополнительная выработка электроэнергии при этом превысила 900 млн. кВт - ч. Тепловая экономичность турбоустановки при номинальной мощности, поддерживавшейся при изменении давления открытием перегрузочного клапана, практически не менялась (рис. VIII.25). [c.153]

В качестве гарантии тепловой экономичности турбоустановки заводы-изготовители турбин обычно указывают показатель (/ту. Если Qry измерять в тех же единицах, что и Л э, то показатели <7ту и Т1ту — величины обратные [c.20]

Для определения тепловой экономичности ТЭЦ общий расход теплоты по установке разделяется на доли, затрачиваемые на производство отдельных видов энергии. Если 2о — теплота, подводимая к установке, а теплота, по-ступивщая потребителю, то электрический КПД турбоустановки в ТЭЦ [c.355]

Причиной высокой тепловой экономичности схемы на рис. 4.7,6 является организация промперегрева в турбоустановке и отпуск к потребителю теплоты неперегретого пара. По данным [81], введение промежуточного перегрева пара в турбине типа ПТ-60-130/,13 до температуры 565 °С (при р .п=2,3 МПа) при постоянной отдаче в сеть пара промышленного отбора давлением 1,3 МПа и сезонном отпуске на отопление в результате резкого повышения температуры пара в промышленном отборе вызывает перерасход топлива. Поэтому турбины типа ПТ выполняются без промежуточного перегрева. По схеме рис. 4.7,6 на производство подается пар из ДОУ, что позволяет применять схему с промперегревом. [c.97]

Указанные соображения были положены в основу проведенных вариантных расчетов тепловых схем водо-фреоновых установок . При проведении расчетов вначале определялась тепловая экономичность базовой пароводяной турбоустановки в соизмеримых условиях. Начальные параметры й расходы водяного пара принимались постоянными для сравниваемых вариантов, что гарантировало неизменность [c.92]

Турбоустановка К-800-240-2 состоит из ЦВД, ЦСД и трех ЦНД. При подстройке фреонового контура без регенерации исключаются все три ЦНД. Давление водяного пара, подаваемого на ФПГ, позволяет варьировать в значительном диапазоне параметрами фреонового цикла для получения оптимального варианта. Расчеты показали, что во всем диапазоне параметров фреонового цикла тепловая экономичность водо-фреоновой установки ниже экономичности базовой установки водяного пара. Это объясняется высокими величинами внутренних относительных к. п. д. цилиндров турбоустановки, работающих на закритических параметрах пара. Эффект регенерации во фреоновом цикле достигает лишь 3,5% против 6—7% в установках с турбинами "насыщенного пара. [c.93]

На рис. 48 приведены сводные результаты расчетов вариантов тепловых схем водо-фреоновых установок. Величина Aq характеризует изменение тепловой экономичности водо-фреоновой установки по сравнению с соответствующей базовой турбоустановкой. Кривые даны для схем с регенерацией во фреоновой ступени цикла. [c.93]

Математическая модель была использована для проведения расчетных исследований и оптимизации параметров теплосиловой части АЭС с кипящим реактором. Рассматривалась турбоустановка мощностью 500 Мет в турбину поступает сухой насыщенный пар при давлении 65 ата, расход пара принят постоянным во всех рассматриваемых вариантах и равным 2700 т/час. Температура питательной воды принята 160° С. Давление в конденсаторе турбины принято равным 0,04 ата (по результатам предварительно проведенной оптимизации низкопотенциальной части турбоуста-нсвки и системы водоснабжения для одного из районов страны). В соответствии с изложенной выше методикой первым этапом работы по оптимизации параметров теплосиловой части АЭС были термодинамические исследования возможных тепловых схем турбоустановки для выбора наиболее экономичных схем и определения степени влияния отдельных параметров. [c.83]

При проведении ответственных измерений, примером которых могут быть измерения по определению тепловой экономичности элементов турбины или турбоустановки в иелом, организация измерения давления должна основьшаться на принципе дублирования, т.е. измерение давления должно осуществляться двумя или более независимыми приборами. [c.36]

При одном и том же значении Ор выигрыш в тепловой экономичности зависит от соотношения между а /" и 0. Так, например, расчетами установлено, что для турбоустановки с начальными параметрами 12,75 МПа, 540°С и степенью регенерации Ор--=0,75 при г==3 и 0=1 относительный выигрыш в к. п. д. в сравненин с циклом без регенерации составляет [c.40]

Кроме того, проведены расчетные исследования по применению метода скользящего начального давления пара для регулирования нагрузки паровой турбины изменением давления пара на входе в турбину при пропуске пара через группу полностью открытых регулирующих клапанов. Расчеты проводились в ЦНИИКА на ЭВМ БЭСМ-4 по исходным данным ЛМЗ для тепловой схемы турбоуста-повки К-300-240 (Л. 31] на различные нагрузки и давления. Особое внимание при подготовке информации было уделено определению зависимости внутреннего к. п. д. головного отсека турбины от нагрузки и начального давления. Результаты расчетов экономичности всей турбоустановки представлены в [Л. 31]. Их анализ показывает, что для каждой фиксированной нагрузки зависимость удельного расхода тепла от давления имеет немонотонный характер. Минимумы обнаружены при давлениях, соответствующих началу открытия второй и третьей групп клапанов, причем на низких нагрузках глобальный минимум соответствует началу открытия второй группы, а на более высоких нагрузках (выше 200 кг/с)—началу открытия третьей группы клапанов. Полученные данные позволяют построить оптимальную по экономичности программу нагружения турбины за счет открытия клапана турбины по группам и повышения нагрузки путем увеличения давления. [c.36]

На серийных турбоустановках промышленные исследования выполняются с целью выяснения причин отклонений, которые проявляют себя на более поздних этапах эксплуатации. К таким процессам следует отнести не только традиционную повреждаемость, связанную с явлениями ползучести или циклической усталости материала, но также и другие явления, которые отражаются в той или иной мере на надежности и экономичности турбоагрегата. Так, например, в последнее время особое внимание уделяется вопросам повреждаемости из-за малоцикловой усталости, обусловленной наличием циклических термонапряжений. Другим примером может служить тот факт, что постепенная релаксация напряжений в паропроводах со временем сказывается на состоянии тепловых расширений элементов турбины. [c.26]

Рассмотрена теория теплового процесса и конструкции теплофикационных паровых турбин, сезевых подогревателей, конденсаторов и вспомогательного оборудования ТЭЦ, освещены основы эксплуатации теплофикационных турбин, турбинных и водоподогревательных установок, их повреждения и меры предупреждения. Обилие схем, чертежей, таблиц и справочного материала позволяет читателю, начиная с элементарных основ и кончая самыми сложными явлениями, освоить устройство теплофикационной паровой турбины, турбоустановки и установки для подогрева сетевой воды, основные принципы экономичной и безаварийной эксплуатации, изучить причины аварий и меры по их предупреждению. [c.2]

Сетевые подогреватели на ТЭЦ выбираются для каждой турбоустановки отдельно в соответствии с принятой тепловой нагрузкой отопительных отборов. При этом общая паровая магистраль для пара отопительного отбора 0,12 МПа не предусматривается. Рекомендуется устанавливать две ступегш основных сетевых подогревателей с обеспечением одинакового расхода сетевой воды через обе ступени подогревателей. Установка пиковых сетевых подогревателей, питаемых паром от промышленного отбора или от РОУ, не рекомендуется, так как более экономичным решением является установка пиковых водогрейных котлов. [c.163]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...