Тепловая схема ПТУ в дополнительной

Оценка энергетического совершенства высокотемпературных теплотехнологических установок с внешним замыкающим теплоиспользованием отличается от оценки энергетического совершенства тепловых схем дополнительны.м учетом затрат энергии на [c.28]

Для работы ПГУ на резервном жидком газотурбинном топливе необходимо предусмотреть в тепловой схеме дополнительный подогрев воды до 130—140°С во избежание коррозии хвостовых поверхностей нагрева. Такой режим работы окажется поэтому менее экономичным. [c.303]

Промежуточные перегреватели и дополнительные паропроводы горячего и холодного промежуточного пара с арматурой значительно усложнили тепловую схему ТЭС, схему регулирования работы котлов и турбин на ТЭС с поперечными связями (рис. 3, а). Во все котлы I вода подается из общей питательной магистрали 6, а свежий пар собирается в общем главном паропроводе 5. В этом случае все котлы ТЭС соединены трубопроводами воды и пара. В блочных схемах (рис. 3, б) котел 1, турбина 2, генератор 3 и трансформатор не соединены с другим аналогичным оборудованием. Теплосиловое оборудование, связанное таким образом, представляет энергетический блок. [c.6]

В процессе проектирования регенеративной системы подогрева питательной воды необходимо спроектировать всю тепловую схему установки, чтобы определить дополнительные расходы пара в отборах, а также места ввода в проточную часть турбоагрегата пара, поступающего извне, для его утилизации. Особую роль [c.115]

Анализ тепловых схем установок, работающих на газопаровых смесях, связан с определенными расчетными трудностями. Действительно, помимо всех этих параметров, которые приходится учитывать, имея дело с обычными ГТУ, здесь появляются еще две дополнительные величины влагосодержание и начальная температура воды. Кроме того, даже в такой простой установке, как [c.79]

При значении ti .n/ 1si меньшем правой части соотношения (1.31), тепловая схема установки со встроенными элементами внешнего теплоиспользования энергетически эффективнее варианта раздельной выработки основной и дополнительной продукции. [c.29]

При сравнительном анализе тепловой схемы технологической установки, смежно связанной с другой автономной установкой, и тепловой схемы раздельного варианта выработки основной и дополнительной продукции есть достаточные основания принимать [2] К1/К1,<Л [c.32]

Применение вакуумных деаэраторов наиболее эффективно в отопительных и промышленных котельных, в которых значительные потери конденсата и средняя температура потоков умягченной воды и конденсата не превышает 30—50° С. При этом расход пара на вакуумные деаэраторы значительно меньше, чем при использовании атмосферных деаэраторов. Кроме этого, применение вакуумных деаэраторов, выдающих деаэрированную воду с температурой 70° С, позволяет обеспечить надежную работу питательных насосов, отказаться от дополнительных теплообменников и упростить тепловую схему коте.тьной. [c.121]

Во время проектирования был изучен вопрос о возможности принципиального усовершенствования тепловой схемы с вторичным промежуточным перегревом пара. В результате исследования этой проблемы на ЛМЗ, в ЦКТИ и ВТИ для турбин мощностью более 800 МВт было доказано, что экономия в удельном расходе теплоты от второго пром-перегрева составляет около 1,8%. При этом пар к первому ПП отбирался при 6,9 МПа, а ко второму— при 2 МПа. При проектировании К-1200-240 после всестороннего анализа этого вопроса было решено отказаться от второго промперегрева. Это решение объясняется тем, что от введения второго ПП установка весьма существенно усложняется, становится менее надежной, трудно решается задача об ограничении динамического повышения частоты вращения при сбросах нагрузки из-за больших дополнительных объемов пара в перегревателях и трубах, в том числе между стопорными клапанами и местом ввода в ЦСД пара после вторичного промперегрева. [c.73]

Заслуживают внимания поиски иных решений, в частности, предложение применять приводную турбину двух давлений. Пар в часть высокого давления такой турбины поступает из холодной линии промежуточного перегрева и после расширения направляется в деаэратор. Регулировочные клапаны ЧВД приводной турбины полностью открыты, а деаэратор при частичных нагрузках подпитывается дополнительно из коллектора собственных нужд котла. Часть низкого давления, представляющая собой конденсационную турбину, подключается к отбору из главной турбины. Согласно исследованиям БПИ [13], применение такого типа турбопривода повышает экономичность работы блока в широком диапазоне его режимов прежде всего за счет значительного увеличения выработки электроэнергии регенеративным потоком пара, а также в результате уменьшения дросселирования в регулировочных клапанах. В то же время такое решение, несомненно, усложняет конструкцию турбопривода и тепловую схему блока. [c.148]

На рис. 1-1 показана принципиальная тепловая схема блока. С помощью этой схемы рассмотрим рабочий процесс теплосиловой части блока. В паровом котле / вырабатывается пар высокого давления, который затем в пароперегревателе 2 нагревается до высокой температуры и попадает в паропровод 3. Этот пар, называемый обычно свежим, направляется в цилиндр высокого давления турбины (ЦВД), где отдает часть своей энергии на вращение ее ротора. После ЦВД отработавший пар с пониженными давлением и температурой возвращается в котел, где во вторичном перегревателе 4 вновь подогревается до высокой температуры, т. е. получает дополнительное количество тепловой энергии. [c.7]

Кроме того, проявляется тенденция объединения по тепловой схеме хвостовых частей котла и турбины с целью изыскания дополнительных средств повышения экономичности блока в целом . При таком подходе следует рассматривать совместно основные две потери энергетических установок потери с уходящими газами котла и с водой, охлаждающей конденсаторы турбин. Задача сводится к построению тепловой схемы блока, обеспечивающей минимальное в данных условиях значение суммы обеих тепловых потерь. [c.224]

Знание энтальпии воды за питательными и другими насосами не требуется для расчета е и , и сами насосы в исходной тепловой схеме можно не показывать. При более сложных схемах включения охладителей пара указываются также параметры, относящиеся к этим охладителям (гл. 4). Дополнительные параметры нужны также в схемах АЭС, рассмотренных в гл. 5. [c.20]

В качестве критерия оценки областей энергетической предпочтительности тепловых схем раздельного или комбинированного вариантов производства основной и дополнительной продукции можно принять следующее соотношение [20] [c.694]

Если в тепловую схему включены дополнительные элементы — расширители продувки, испарительная установка, установка предварительного подогрева котельного воздуха в калориферах, подсушка и подогрев топлива и т. п., их расчет предшествует расчету регенеративных подогревателей или выполняется совместно с ним. [c.146]

Развернутую тепловую схему электростанции блочной структуры с одинаковыми энергоблоками выполняют для одного энергоблока, но также с указанием вспомогательных линий трубопроводов, общих для различных энергоблоков. Если электростанция состоит из различных блоков, то для каждого из них составляется своя схема, включающая дополнительно вспомогательные общестанционные линии, Для электростанции с одинаковыми или различными энергоблоками целесообразно иметь и общую упрощенную схему. [c.188]

При составлении тепловой схемы следует руководствоваться принципом сокращения необратимых потерь во всех элементах. Для сокращения необратимых потерь приходится обычно увеличивать площади поверхности аппаратов, что должно быть оправдано получаемой экономией теплоты, а следовательно, стоимостью сэкономленного топлива в пределах нормативного срока окупаемости дополнительных капитальных и эксплуатационных затрат на станцию. Таким образом, критерием оптимизации во всех случаях является минимум приведенных затрат для народного хозяйства страны. При составлении типовой схемы для нового типа турбин обычно приходится рассматривать много вариантов, часто отличающихся по экономическим показателям на десятые доли процента. [c.80]

При расчете тепловых схем, в которых приводом питательного насоса служит дополнительная паровая турбина, определяются расход пара на нее и давление на выходе насоса при выбранной частоте вращения ротора (режимы скользящего давления). При меньшем расходе перекачиваемой воды переход на меньшую частоту вращения обеспечивает работу насоса с большим КПД. [c.361]

Принципиальные тепловые схемы утилизационных ПГУ. Наряду со схемой ПГУ-У, показанной на рис. 4.23, а, можно использовать схему с сжиганием топлива в дополнительной КС (см. рис. 4.28, а), установленной перед КУ. Всякое дополнительное сжигание топлива после ГТУ снижет термодинамический КПД ПГУ, поэтому его применяют либо при использовании ГТУ с низкой температурой уходящих газов, либо для поддержания необходимой температуры пара КУ при снижении температуры наружного воздуха или нагрузки ГТУ. Дожигание позволяет обеспечить необходимую влажность пара в последней ступени паровой [c.390]

Вместе с тем все чаще в энергетике переходят к внедрению парогазовых установок, в которых теплота выходных газов ГТУ полезно используется для нагрева сетевой воды и генерации технологического пара (тепловые схемы ГТУ-ТЭЦ) или для генерации пара двух или трех давлений и выработки дополнительной электроэнергии в паротурбинной установке (тепловые схемы ПГУ). В этих условиях важными параметрами являются электрический КПД в автономном режиме, значения параметров выходных газов и диапазон их изменения. В ряде случаев система управления ГТУ не в состоянии воздействовать на эти параметры. Из-за влияния параметров наружного воздуха и прежде всего его температуры расход и температура выходных газов значительно изменяются, что не позволяет стабилизировать параметры рабочего тела в схемах ГТУ-ТЭЦ и ПГУ (рис. 6.14). Приходится прибегать к дожиганию топлива в среде выходных газов, что усложняет и повышает стоимость установки, зачастую снижая ее экономичность. [c.203]

Простейшая тепловая схема ПГУ представлена на рис. 8.1, а термодинамический цикл Брайтона—Ренкина изображен на рис. 8.2. Выходные газы энергетической ГТУ поступают в КУ, где большая часть их теплоты передается пароводяному рабочему телу. Генерируемый в КУ пар направляется в паротурбинную установку (ПТУ), где вырабатывается дополнительное количество электроэнергии. Отработавший в паровой турбине (ПТ) пар конденсируется в конденсаторе ПТУ, конденсат с помощью насоса подается в КУ. [c.271]

Характеристика котельного агрегата станции определяется не только требованиями к его проивводительности, изложенными выше, но и дополнительными условиями, налагаемыми тепловой схемой станции. С другой стороны, выбор определенного типа котельного агрегата может потребовать введения в тепловую схему дополнительных элементов. [c.129]

Расход пара на отдельно устанавливаемые ПВД, а также на подогрев в ПВД турбоустановок питательной воды в количестве сверх учтенного в диаграммах режимов должен учитываться в расчете тепловой схемы. Дополнительный расход пара на ПВД подсчи- [c.76]

На рис. 20-6 изображен цикл бельгийской АЭС с огневым иаро-перегревом, за счет которого получена дополнительная пл. 12371. Но применение огневого нароиерегрева не решает центральной задачи — использования самого ядерного горючего. Кроме того, применение двух видов источников теплоты на АЭС вызывает известные неудобства в эксплуатации. Более перспективным является перегрев пара в самом реакторе. Тепловая схема такой установки с водяным теплоносителем разработана для Белоярской АЭС. Водяной пар при давлении 90 бар перегревается в самом реакторе до 500° С, что дает возможность получить высокий к. и. д. (до г [c.322]

В настоящее время на северных магистральных газопроводах многие КС оборудованы ГПА с газотурбинным приводом типа ГТК-10-4. В тепловой схеме этих ГТУ используют регенератор для подогрева циклового воздуха, который на входе в камеру сгорания имеет температуру 643— 673 К. Жаровые трубы камер сгорания относительно часто выходят из строя, кроме этого, часты случаи разгерметизации воздухоподогревателя и, как следствие, ускоренное загрязнение проточной части осевого компрессора, что снижает его коэффициент полезного действия. Сегодня есть опыт эксплуатации данного типа ГТУ без использования воздухоподогревателей. В отличие от регенеративных турбоагрегатов у машин безрегене-раторного типа цикловой воздух непосредственно после осевого компрессора с температурой 433—473 К поступает, в камеру сгорания без дополнительного подогрева выхлопными газами. При отсутствии в схеме регенераторов уменьшается сопротивление по воздушному и выхлопному трактам. При этих условиях имеется выигрыш в мощности, но происходит некоторое снижение к.п.д. ГТУ. [c.19]

Второе решение (рис. 1-14) усложняет тепловую схему, так как при этом требуются дополнительные перекачивающие насосы после каждого подогревателя или после группы подогревателей (если использовать также и давление гидростатического столба при расположении подогревателей на разных отметках). Необходимо также учитывать, что схема со смешивающими подогревателями чувствительна к резко переменным нагрузкам и более применима для работы турбин с постоянной нагрузкой. Так как блоки сверхкритичеоких параметров о1бычно работают с постоянной нагрузкой, то разработка таких схем для них безусловно перспективна. Последний, третий, путь удаления окислов меди из тракта может быть осуществлен различными способами (конкретно их см. в гл. 7). Весьма важным обстоятельством при выборе какого-либо решения должна быть оценка и, в отношении вывода окислов железа. [c.24]

По схеме, предложенной ВТИ, в водогрейный котел встраивается дополнительная поверхность нагрева (Я=200 м ), включенная в независимый от циркуляционной схемы котла контур повышенного давления с паросепарирующими элементами и питательными насосами (Q=60 1М /ч р=50 кгс/см2). Вода в контуре на 25°С не догревается до температуры насыщения. Далее перегретая вода частично или полностью (в зависимости от нагрузки потребителей) направляется в расширитель, давление в котором определяется параметрами потребляемого пара. Недостатками этой схемы выработки пара являются очень малая тепловая мощность по пару около 3—5% и отсутствие возможности получения перегретого пара. Кроме того, указанный комбинированный котел имеет сложную тепловую схему с большим количеством арматуры и перекачивающих насосов. [c.47]

Проведенные расчеты различных тепловых схем котельных с комбинированными пароводогрейными котлами показали, что наиболее полное и эффективное использование установленных комбинированных котлов и другого оборудо-аания котельной имеет место при применении в таких котельных не менее трех комбинированных котлов. В табл. 7.1 помещены основные данные возможной работы котельной с тремя комбинированными котлами на базе серийных водогрейных котлов типа ПТВМ-ЗО-М, выполненными с дополнительной конвективной шахтой. Такая котельная при сжигании мазута в обычных гор елочных устройствах может покрывать максимальную тепловую нагрузку по горячей воде до 75 Гкал/ч с одновременной выдачей 50 т/ч пара в течение круглого года. [c.167]

В процессе рабочего проектирования при модернизации турбоустановки К-300-240 ХТГЗ было выполнено на ЭВМ Урал-4 за 10—12 ч 35 вариантных расчетов схемы [Л. 33]. Эти расчеты были выполнены по программе, составленной на основе математической модели тепловой схемы турбоустановки [Л. 28]. Анализ результатов расчетов показал, в частности, что на установке возможно получение дополнительной пиковой мощности при отключении одного-двух подогревателей высокого давления в номинальных условиях при расходе свежего пара 250 кг/с. Кроме того, была получена универсальная поправочная кривая на вакуум и основные режимные характеристики турбины К-300-240 (при изменении начальных и конечных параметров), что в конечном счете позволило улучшить маневренные свойства блоков с учетом режимных требований энергосистемы. [c.37]

Таким образом, при деаэраторе этого типа неизбежна термодинамическая потеря, обусловленная повышением давления пара для предварительного подогрева воды. В колонку деаэратора этого типа не могут быть направлены холодные недеаэрированные потоки, например, добавочной воды или обратного конденсата из производства. Эти потоки, следовательно, должны быть объединены в один общий поток перед деаэратором, что составляет большое неудобство по сравнению с деаэратором смешивающего типа. В результате тепловая схема усложняется по сравнению со смешивающим типом деаэратора, тепловая экономичность установки снижается. Кроме того, деаэраторы без внутреннего обогрева, требующие установки двух дополнительных подогревателей, дороже и сложнее смешивающих. Расход энергии на подачу воды в деаэратор также увеличивается. А так как эффект деаэрации при этом улучшается мало, то станет понятным, почему деаэраторы этого типа [c.143]

Поэтому, как правило, барботаж применяют в тех случаях, когда на деаэраторы согласно тепловой схеме станции подается греющий пар с достаточным запасом давления, что исключает дополнительные энергетические потери. При отсутствии в воде свободной углекислоты барботажа обычно не требуется. При большом расходе выпара и сравнительно высокой (>-0,3—0,4 мг-экв1л) бикарбонатной щелочности питательной воды удается обеспечить некоторое разложение бикарбоната натрия и практически полное удаление свободной СОг без барботажа. [c.382]

Для того чтобы при пуске из горячего состояния не ожидать, пока металл выходной части пароперегревателя, а также паропроводов остынет до температуры насыщения, иногда усложняют тепловую схему лутем устройства до трех растопочных линий. Всё три растопочные линии введены в общий сепаратор полная система обводов с помощью БРОУ-1 и 2, а также возможность охлаждения промежуточ- ого (пароперегревателя до пуска пара IB турбину в схеме сохраняются. Дополнительные растопочные линии.предназначены также для того, чтобы предотвратить попадание воды в аусте-нитные поверхности нагрева при проведении пусков с нео стывшей турбиной или в случае обрыва факела в топке котла. [c.196]

В 1969 в издательстве Энергия опубликована книга авторов Расчет влияния изменений в тепловой схеме на экономичность электростанций . Поиски рационального метода анализа схем в тот же период проводились и в МЭИ [53]. В 1972 г. в издательстве Энергия вышла монография В. Я- Рыжкина и А. М. Кузнецова. Во второй части этой книги изложен метод эквивалентных те-плопадений, в котором используется понятие КПД дополнительного отбора, совпадающее по смыслу с КИМ этого отбора первая часть книги посвящена оптимизации распределения подогрева воды при одной и двух ступенях промежуточного перегрева. [c.4]

В процессе анализа вариантов тепловых схем или при эксплуатации часто возникает пеобходимость учитывать влияние дополнительных отборов пара или утечек, величина которых не зависит от системы регенерации, и, Следовательно, недовыработка энергии при изменении указанных потоков определяется педоисполь-зованньш ими теплоперепадом в турбине, а с помощью е или I оцениваются лишь те влияния, которые эти потоки вызывают в системе регенеративного подогрева воды. Решения этих задач приводят к определению изменения мощности и соответственно экономичности агрегата или турбинного цеха. [c.50]

Здесь индексы Т и Э относятся соответственно к дополнительной технологической и энергетической продукции. Если это соотношение больше 1,0, вариант тепловой схемы с внешним технологическим теп-лоиспользованием энергетически эффективнее. При соотношении, меньшем 1,0, предпочтительнее тепловая схема с внешним энергетическим теплоиспользованием. [c.694]

Эти обстоятельства заставляют пересмотреть традиционные решения тепловой схемы с деаэраторными установками, которые усложняют эксплуатацию электростанции и удорожают стоимость установленного киловатта мощности. К примеру, на Кармановской ГРЭС ВТИ реализована бездеаэраторная схема работы энергоблока 300 МВт, в которой нашел отражение ряд достижений по совершенствованию оборудования и водного режима. Первые ПНД после конденсатора выполнены смешивающего типа, вертикальными, включенными по схеме с перекачивающими конденсатными насосами. Эти ПНД имеют в своих корпусах определенный демпфирующий запас воды для устойчивой работы конденсатных насосов. Необходимое количество этой воды с учетом ее наличия в конденсатосборнике конденсатора главной турбины составляет на энергоблоках 300— 800 МВт 20—50 м . Деаэратор питательной воды заменен дополнительным пятым ПНД поверхностного типа (на Кармановской ГРЭС его функции выполняет исключенный из схемы ПВДЗ), Конденсатные насосы третьей [c.132]

Применение в схеме ПГУ с котлами-ути-лизаторами более мощных серийных паротурбинных установок потребует большего расхода пара высоких параметров. Это возможно при повышении температуры газов на входе в котел до 800—850°С за счет дополнительного сжигания до 25% общего расхода топлива (природного газа) в горелочных устройствах котла. На рис. 20,12 приведена принципиальная тепловая схема ПГУ-800 такого типа по проекту ВТИ и АТЭП. В ее состав включены две газотурбинные установки ГТЭ-150-1100 ПОТ ЛМЗ, двухкорпусный утилизационный паровой котел ЗнО на суммарную паропроизводительность 1150-10 кг/ч и параметры пара 13,5 МПа, 545/545 °С, паровая турбина К-500-166 ПОТ ЛМЗ. Данная схема имеет рЯд особенностей. Регенеративные отборы турбины (кроме последнего) заглушены в системе регенерации имеется только смешивающий ПИД. Применена без-деаэраторпая схема с деаэрацией конденсата турбины в конденсаторе и в смешивающем подогревателе. Конденсат с температурой 60 °С подается двумя питательными насосами ПЭ-720-220 в экономайзер котла. Отсутствие регенеративных отборов пара повышает его пропуск в конденсатор турбины, электрическая мощность которой ограничена в связи с этим до 450 МВт. [c.302]

В случае внесения в схему дополнительного теплового потока Сврвв очевидно, будет уменьшаться расход теплоты в парогенераторе, т. е. будет получена экономия топлива при неизменной мощности установки. Наоборот, в случае дополнительного отвода теплоты будет происходить увеличение расхода теплоты и перерасход топлива. [c.95]

Рассмотрим порядок расчета тепловой схемы ГТД. Для удобства изложения принимается следующая индексация (см. 6-1). При наличии двух компрессоров или турбины (сложные схемы) величины, относящиеся ко второму турбомеханизму (по ходу газа), обозначают дополнительным индексом (два штриха). Например, па- [c.113]

Атомные ТЭЦ выполняются только двухконтурными по условиям обеспечения отпуска потребителям пара и горячей воды без каких-либо радиационно-активных примесей. Защита от попадания радиоактивных соединений в тепловую сеть наиболее надежно может быть обеспечена при двухконтурных АЭС с газовым теплоносителем, давление которого может быть ниже давления пара на входе в турбину, что практически исключает его радиоактивное загрязнение. При таких АТЭЦ возможен отпуск пара потребителям непосредственно из отборов турбин. Для надежного обеспечения потребителей теплотой и паром от АТЭЦ в ее тепловой схеме необходимо преду сматривать резервное оборудование либо дополнительные паро-пенераторы или теплогенераторы, работающие на органическом топливе, которые должны обеспечить потребителей теплотой в периоды ремонта атомного контура станции. [c.270]

В ГТУ типов GT24 и GT26 применена оригинальная тепловая схема с промежуточной КС (промежуточный перегрев газов при расширении) — технология A S. Воздух сжимается в 22-ступенчатом компрессоре до давления 3,0 МПа и поступает в основную КС, в которой сжигается 2/3 топлива. Продукты сгорания с = 1213 °С расширяются в одноступенчатой ГТ ВД и поступают в дополнительную КС, куда подводится 1/3 оставшегося топлива. После этого газы расширяются в четырехступенчатой ГТ НД. Обе КС — кольцевые. В дополнительной КС выбросов N0 практически нет. [c.244]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...