Поток теплофикационный

Зависимость электрической мощности турбины Рд от расхода пара, тепловой нагрузки и температуры сетевой воды может быть изображена графически на диаграмме режимов, которая строится по методу разделения расхода пара на два потока теплофикационный 0 и конденсационный Ок. [c.98]

Диаграмма режимов строится по методу разделения расхода свежего пара на два потока теплофикационный Gq.j, и конденсационный Gq . Соответственно мощность турбины условно принимается равной сумме мощностей теплофикационного и конденсационного потоков. [c.211]

Эффективность капиталовложений, связанных с утилизацией, зависит от направлений использования ВЭР выработки тепла, используемого для технологических и теплофикационных целей, выработки электроэнергии, подогрева продуктовых потоков и т. п. Капиталовложения, необходимые для осуществления схем утилизации ВЭР, должны включать стоимость оборудования для использования ВЭР, расходы по их транспорту, стоимость зданий для установки утилизационного оборудования, стоимость монтажных и пуско-наладочных работ, а также стоимость основных средств, вкладываемых во [c.299]

Малые значения величины позволяют добиться удовлетворительных значений параметра и/С и — окружная скорость на среднем диаметре рабочего колеса турбины) при умеренных угловых скоростях. Так, по данным [39], частота вращения теплофикационных органических турбин лежит в пределах 25. .. 50 с" , что дает возможность изготавливать диски рабочих колес из дешевой стали. Заметим, что в турбинах космических ПТУ часто идут на увеличение частоты вращения до 400 с [132] и даже до 1600 с" [25] с целью сокращения диаметра рабочего колеса в соответствии с жесткими требованиями по компоновке энергоустановки. При малых значениях Сф снижаются также ударные потери при подводе потока ОРТ к лопаткам рабочего колеса, а следовательно, повышается лопаточный КПД турбины. [c.14]

На теплофикационном режиме ступенчатый подогрев приносит экономию в расходе теплоты до 9%. Существенная экономия в расходе теплоты достигается благодаря отсутствию дросселирования в потоке пара. [c.100]

Условно разделим поток пара в турбине на конденсационный и теплофикационный потоки. Этим потокам соответствуют расходы пара Gk и Ga и свои термодинамические циклы. Общая мощность турбины N складывается из мощностей и Na, вырабатываемых этими потоками, причем для турбин без промежуточного подогрева пара Мк — [c.175]

Так как qa всегда меньше к, увеличение доли мощности U2, вырабатываемой теплофикационным потоком, уменьшает удельный расход теплоты установкой в целом. [c.175]

Применение КР для теплофикационных турбин с ПП дает больший выигрыш в тепловой экономичности. Это связано прежде всего с возрастанием к. п. д. конденсационного потока пара как за счет более высоких начальных параметров, так и в результате увеличения возврата теплоты в ПП. В отличие от турбин без ПП в рассматриваемом случае при КР уменьшается также удельный расход теплоты да теплофикационным потоком. Хотя, как [c.176]

Опыты А. П. Саликова [90] по определению коэффициентов теплопередачи от перегретого пара к воде в теплофикационном бойлере показали, что ни общий тепловой поток, ни коэффициент тепло- [c.63]

Схема потоков воды и пара следующая обратная вода из тепловой сети 5 при температуре 28—40° С возвращается в котельную и сетевой насос 7 подает ее в теплофикационный водяной экономайзер 8, в котором за счет тепла уходящих газов сетевая вода подогревается примерно на 10 град. Из экономайзера вода поступает в бойлер 4, где она дополнительно подогревается до конечной температуры 70—150° С. Из бойлера вода направляется в тепловую сеть 5. [c.142]

Определяя значение э для теплофикационного потока, необходимо иметь в виду уровень конечного давления пара. Конечное давление пара конденсационных турбоустановок [c.45]

Промежуточный перегрев пара на теплоэлектроцентралях. Промел<уточный перегрев пара на ТЭЦ имеет целью повышение КПД производства электроэнергии и экономию топлива. Рассматривая поток пара, проходящего через теплофикационную турбину, состоящим [c.45]

ИЗ ОСНОВНОГО — теплофикационного и дополнительного — конденсационного, нужно иметь в виду следующее. При промежуточном перегреве возрастает температура пара, используемого для внешнего потребителя. При заданном отпуске теплоты Qt=Ot(/it—Ло.к) л повышении энтальпии отпускаемого пара кт расход пара Dt на внешнее тепловое потребление несколько уменьшается, что соответственно снижает эффект от увеличения работы теплофикационного потока в турбине благодаря промежуточному перегреву пара. [c.46]

Значения различных к. п. д., указанных здесь для действующей ТЭЦ, известны, а для проектируемой должны быть рассчитаны. При этом следует учесть снижение к. п. д. конденсационного потока пара на теплофикационной турбине за счет снижения т)а проточной части высокого давления ввиду колебания расхода пара в зависимости от загрузки отбора при номинальной мощности. Возможно и снижение г этой турбины из-за ухудшения вакуума по сравнению с чисто конденсационной турбиной. [c.15]

Для более подробного анализа работы станции часто приходится анализировать ночные режимы работы с минимальными электрическими и тепловыми нагрузками. Для теплофикационных турбин характерными являются три режима максимальный зимний, средний зимний и летний режим со средней нагрузкой горячего водоснабжения. Для турбин Т-100-130 и Т-175-130 интерес представляет режим при максимальных теплофикационных отборах турбин. Включение трубного пучка в конденсаторе дает возможность сократить потери теплоты в конденсаторе турбины, исключить расход электроэнергии на работу циркуляционных насосов и получить дополнительно от турбин от 10 до 36 МВт теплоты на базе потока пара, проходящего в конденсатор турбины. При этом режиме последние ступени турбины работают при повышенном давлении в конденсаторе, так как в трубный пучок подается обратная сетевая вода при температуре 50-—70° С. При этом необходимо учесть снижение внутреннего относительного к. п. д. последних ступеней турбины, а также изменения в работе сетевых подогревателей турбины в связи с подогревом сетевой воды в трубном пучке. Необходимые данные для расчета могут быть получены на основе промышленных испытаний турбин с включенным трубным пучком в конденсаторе. При проектировании новых типов турбин приходится предварительно определять расход пара по аналитическим формулам например, для турбины с двумя регулируемыми отборами с учетом коэффициента регенерации — по формуле [c.82]

На ТЭЦ промежуточный перегрев должен осуществляться для общего потока пара как конденсационного, так и теплофикационного и при больших значениях давления. Однако по условиям унификации котлов ГРЭС и ТЭЦ давление промежуточного перегрева принимается в обоих случаях одинаковым (при равенстве начального давления пара). [c.351]

Заметим, что такой расчет возможен лишь при отсутствии в тепловой схеме ПТУ потоков, не определяемых электрической мощностью установки [протечки через уплотнения, расходы на теплофикационную установку и др. (см. третий этап расчета)]. [c.359]

Связи между элементами в пределах группы могут быть исключены из формализованного описания тепловой схемы. Если все элементы рассчитываются последовательно, то выход рабочего тела (например, пара основного потока в турбине, нагреваемой воды в системе регенерации) из одного элемента есть вход в следующий. Связи между группами могут задаваться номерами особых точек в пределах каждой группы (номерами подогревателей системы регенерации или теплофикационной установки, номерами отборов и точек входа и выхода из цилиндров турбины и т.д.). В этом случае не требуется составлять и специальную расчетную схему. [c.364]

Обобщенное уравнение теплового баланса для любого подогревателя с учетом всех особенностей тепловых схем ПТУ на насыщенном паре приведено в [13]. Подогрев воды Д/г ,, в других устройствах, которые могут быть включены перед /-м подогревателем (смеситель однородных потоков, теплообменник с заданной тепловой мощностью или с известными параметрами греющей среды, насос), рассчитывается с помощью специальной процедуры и учитывается при определении = 1) + Д вх / Аналогичные уравнения разработаны также для теплофикационной установки, системы промежуточных сепараций и парового перегрева. [c.365]

Для теплофикационных турбоустановок при отпуске тепла потребителям поток основного конденсата до ввода конденсата из сетевых подогревателей весьма невелик и не может обеспечить конденсацию требуемого количества вторичного пара испарителя. Для таких турбоустановок рациональным местом включения испарительной установки является такое, при котором через конденсатор испарителя проходит максимальное количество основного конденсата. В то же время для ТЭЦ с отпуском тепла потребителям возможно получение значительно большего, чем требуется для восполнения внутренних потерь пара и конденсата, количества добавочной воды. Это достигается при включении испарительной установки в систему подогрева сетевой воды (рис. 9.5). При такой схеме включения греющим па- [c.245]

Схема ПТУ, использующая этот цикл, показана на рис. 1.18. К турбине подводится расход пара Gg, который проходит часть высокого давления (ЧВД) турбины и затем раздваивается на два потока. Часть пара поступает в теплофикационную установку, поэтому его называют теплофикационным потоком. Другая часть пара G = Gq - G проходит через всю турбину и поступает в конденсатор. Поэтому поток Gy. называют конденсационным. [c.30]

Нетрудно видеть, что при = О ПТУ работает как ПТУ с турбиной с противодавлением (обычно так она работает зимой) с максимальным использованием тепла топлива. При = О турбина работает как конденсационная (часто так она работает летом). Чем большая доля мощности вырабатывается теплофикационным потоком, т.е. чем больше расход и ниже параметры р в отборе, тем более эффективно используется топливо. [c.31]

Современные теплофикационные турбины обычно имеют два последовательно включенных по сетевой воде подогревателя сетевой воды, пар к которым поступает из камер перед и за переключаемым отсеком (см. рис. 3.3). После переключаемого отсека устанавливаются регулирующая диафрагма или регулирующие клапаны ЦНД, которые играют роль первого контура защиты от разгона, не допуская пар в ЦНД. Тем не менее, даже при быстром закрытии этих клапанов при аварийном режиме подогреватель сетевой воды, в который раньше поступал пар из камеры перед переключаемым отсеком (верхний сетевой подогреватель) может стать источником пара, образующегося из вскипающего конденсата, а нижний сетевой подогреватель — конденсатором. Поток пара через переключаемый отсек может разогнать турбину (при отключении генератора от сети). Поэтому линии отбора пара к верхнему подогревателю сетевой воды снабжают обратными клапанами с принудительным закрытием, а линии к нижнему подогревателю сетевой воды оставляют без защиты, надеясь на быстроту закрытия диа- [c.167]

После расширения в четырех ступенях ЦСД-2 пар поступает в камеру, из которой осуществляется верхний теплофикационный отбор двумя трубами в каждом потоке из нижней половины корпуса. После двух последних ступеней потоки пара сливаются в один. Значительная часть пара по четырем паропроводам направляется в сетевой подогреватель (нижний теплофикационный отбор), а остальной пар по двум перепускным трубам, расположенным в верхней половине корпуса, с давлением 50—150 кПа поступает в ЦНД. [c.273]

ЦНД — двухпоточный, каждый из потоков имеет четыре ступени. Между второй и третьей ступенями выполнена камера, из которой осуществляется нижний теплофикационный отбор на подогрев сетевой воды. Регулирование расхода пара в отборы осуществляется поворотными диафрагмами. Размещение промежуточного отсека (группы ступеней между верхним и нижним теплофикационными отборами) в двухпоточном цилиндре (вместо размещения в однопоточном ЦСД) весьма целесообразно, так как при этом, несмотря на изменение давлений в отсеке в широком диапазоне при изменении отборов на сетевые подогреватели осевое усилие на упорный подшипник практически не меняется. Однако это удваивает число ступеней промежуточных отсеков, удлиняет РИД и удорожает его. [c.279]

Второй член определяет перерасход топлива, вызываемый тем, что удельный расход топлива при конденсационной выработке на ТЭЦ больше, чем на КЭС ( )тэц > кэс). Объясняется это тем, что среднегодовой внутренний относительный к. п. д. конденсационного потока теплофикационных турбин (т)( ) меньше, чем конденсационных. Кроме того, на ТЭЦ экономически оптимальнее гавление пара в конденсаторе выше, чем на КЭС, и во многих случаях начальное давление пара на ТЭЦ (13 МПа) ниже, чем на КЭС (24 МПа). При начальном давлении пара 13 МПа на ТЭЦ нет промежуточного перегрева. Например, проектный удельный расход теплоты турбиной Т-100г130 при работе на конденсационном режиме примерно на 10% больще, чем у турбины К-200-130, и примерно на 17% больше, чем у турбины К-300-240. [c.26]

В рассматриваемой тепловой схеме паровая турбина 7 принята конденсационной (возможна установка и теплофикационных турбин) с нерегулируемыми отборами пара из промежуточных ступеней для регенеративного подогрева питательной воды. Начальные параметры пара перед турбиной 7—12,8 и 565° С. В установке предусмотрен один промежуточный перегреватель, в котором пар при давлении 2,65 Мн1м перегревается до 565° С. После турбины 7 отработавший пар поступает в конденсатор 8. Конденсат из него насосом 9 подается в подогреватели 10 регенеративного цикла низкого давления (все подогреватели низкого давления на схеме условно показаны в виде одного, обозначенного позицией 10). После подогревателя 10 конденсат поступает в деаэратор //и далее в питательный насос 12, который подает питательную воду в подогреватели 13 высокого давления (эти подогреватели также условно показаны в виде одного обозначенного позицией 13). Для того чтобы иметь возможность регулировать температуру питательной воды, ее поток после насоса 12 разветвляется и часть питательной воды направляется в водяной экономайзер 14, являющийся второй ступенью по ходу уходящих газов из турбины 5. [c.381]

Исследования АН СССР позволили сделать вывод [12] о целесообразности для СССР в перспективе использовать половину мощности реакторов АЭС для электроснабжения и половину для теплоснабжения. На таких АЭС смешанного конденсационно-теплофикационного типа предлагается устанавливать турбины с отборами пара типа ПТ и Т мощностью 500—1000 МВт для реакторов ВВЭР и 750 МВт для реакторов РБМК. При этом привязанная конденсационная мощность, получаемая при максимальном расчетном отборе пара за счет потока в конденсатор, может достигать 50%. Расчетный отпуск теплоты в установках с турбинами типа Т предполагается 400—470 МВт, а с турбинами ПТ — отпуск пара при давлении 1,2— [c.111]

Выигрыш в тепловой экономичности от применения СД для таких турбин достигается исключительно за счет уменьшения удельного расхода теплоты конденсационным потоком, учитываемым первым слагаемым в формуле (Х.З). Коэффициент uiobi при нем, который можно представить в виде aiobi = [1 — Qa — Qo)/Qk] всегда меньше единицы. При этом весь член по абсолютной величине меньше 6<7к- Третье слагаемое 020( 1 — 62)ба, учитывающее перераспределение мощностей, вырабатываемых теплофикационным и конденсационным потоками, для турбин без промежуточного перегрева пара несколько уменьшает общий выигрыш от перехода к КР. Это связано с тем, что с повышением к. п. д. конденсационного потока увеличивается вырабатываемая им мощность, а к. п. д. теплофикационного потока не изменяется. Кроме того, смещение вправо процесса расширения при КР увеличивает при неизменном давлении энтальпию ia отбираемого пара, что при постоянной тепловой нагрузке Qa уменьшает количество отбираемого пара Ga и вырабатываемую им мощность. Вследствие отмеченного общее относительное снижение удельного расхода теплоты 6q теплофикационной ПТУ [c.175]

Здесь ( х.х и — условный расход холостого хода соответственно турбин первого и второго типоразмера, Гкал1час щ я Пт, — число часов работы турбин соответственно первого и второго типоразмера и — частичный удельный расход тепла на производство электроэнергии по теплофикационному режиму, Гкал Мвт-ч и — то же но конденсационному режиму — среднегодовой коэффициент полезного действия энергетических котлов брутто Т]т.ц. — коэффициент теплового потока [c.156]

Для конденсаторных, теплофикационных и других турбин, работающих с регенерацией, паровой поток в проточной ее части не является постоянным, поэтому формула Флюгеля может быть применима только для ряда ступеней, имеющих один и тот же расход пара. [c.201]

Исходные данные. Схема установки ОП показана на рис. 6.13, где указаны параметры потоков и их количества. Поскольку общее количество теплоты, отпускаемой внешним потребителям, не меняется, то рассматриваемая задача относится к структурным изменениям, когда при QK= onst приращения расхода теплоты в свежем паре и теплофикационной мощности одинаковы (AQo=AiV ). [c.188]

При одинаковом докритическом начальном давлении пара 13,0 МПа различие КЭС и ТЭЦ заключается в применении промежуточного перегрева пара. При этом начальном давлении промежуточный перегрев пара применяется до настоящего времени только на конденсационных электростанциях. Применение для теплофикационных турбин промежуточного перегрева для ограничения конечной влажности пара не столь необходимо, как на КЭС, так как основной поток пара отбирается. из теплофикационной турбины для внешнего потребителя с перегревом или с небольшой влажностью. Конденсационный сквозной поток пара невелик, работает в последних ступенях турбины с малым КПД и имеет допустимую конечную влажность. Промежуточный перегрев пара на ТЭЦ дает меньший выигрыш в тепловой экономичности, чем на КЭС. Однако для крупных теплофикационных турбоустановок давлением 13,0 МПа с отопительной нагрузкой созданы варианты турбоустаиоБОк с промежуточным перегревом пара (Т-180-130 ЛМЗ). [c.43]

Конечное давление теплофикационного потока пара оказывает большое влияние иа энергетическую эффективность теплофикационных тур боустановок для ее повышения необходимо стрем иться к всемерному снижению давления пара, отпускаемого внешним потребителям. [c.45]

Вторая особенность применения промежуточного перегрева на ТЭЦ заключается в повышении оптимального его давления. Целесообразность повышения давления промежуточного перегрева пара на ТЭЦ по сравнению с КЭС ясна из расомотрення теплофикационного потока пара. Очевидно, чем выше конечное давление пара этого потока, тем ныше должно быть давление промежуточного перегрева пара по сравнению с оптимальным давлением конденсационного потока. [c.46]

Здесь Мчвд — внутренняя мощность ЧВД Рт2 давление в верхнем теплофикационном отборе ЛчвТ — поток пара на выходе из ЧВД, т. е. за вычетом расходов лара на протечки через уплотнения и на регенеративные отборы. [c.111]

Лирокое применение получает реконструкция конденсационных энергоблоков в теплофикационные путем организации регулируемых отопител1,ных отборов. В качестве примера можно привести реконструкцию энергоблока К-160 первой очереди Приднепровской ГРЭС в ТЭЦ для теплоснабжения г. Днепропетровска. Такая реконструкция позволяет ликвидировать сотни мелких котельных, снизить загазованность города и сэкономить топливо за счет выработки электроэнергии на тепловом потреблении. При организации регулируемого отбора из-за стесненной компоновки не удается получить предельный отбор при минимальном пропуске пара в ЦНД. В результате теплофикационный режим осуществляется при значительном конденсационном потоке пара. Пиковая отопительная нагрузка частично покрывается паром после промежуточного перегрева и частично за счет пиковых котельных в городе, [c.115]

Электропитание сетевых и подпи-точных насосов производят от двух независимых источников. Для летнего режима работы тепловых сетей обычно устанавливают сетевой насос с меньшим расходом и малым напором, обеспечивающим только горячее водоснабжение. Подпиточную воду теплосети пропускают через трубный пучок конденсатора теплофикационных турбин типов Т-100-130, Т-50-130, чтобы повысить ее температуру на 10—30 С, используя для этого вентиляционный поток пара, поступающий в конденсатор. [c.222]

Теплофикационная турбина с одним сетевым по-дофевателем представляет собой как бы две турбины с двумя конденсаторами конденсационный поток пара проходит всю турбину и поступает в конденсатор, а теплофикационный — только через часть турбины и поступает в подофеватель, который ифает роль конденсатора. Отсюда и следует роль подогревателя она зависит от соотношения конденсационного и теплофикационного потоков пара и от изменения теплоперепада теплофикационного потока. Поскольку теплоперепад теплофикационного потока существенно меньше, чем конденсационного, то даже небольшое изменение давления в камере отбора турбины приводит к существенному изменению теплоперепада, мощности и экономичности теплофикационного потока. Особенно велико влияние давления в отборе при работе в чисто теплофикационном режиме, когда теплофикационная турбина работает как турбина с противодавлением. [c.210]

По числу валопроводов различают турбины од-новальные (имеющие один валопровод — соединенные муфтами роторы отдельных цилиндров и генератора) и двухвальные (имеющие два вало-провода каждый со своим генератором и связанные только потоком пара). Все теплофикационные турбины — одновальные. [c.243]

Введение промежуточного перегрева пара в теплофикационных турбинах дает меньший выигрыш, чем в конденсационных. Действительно, введение промежуточного перегрева повышает термический КПД цикла (см. гл. 1) за счет присоединения к основному циклу дополнительного, имеющего больший термический КПД, и за счет снижения потерь от влажности. Для конденсационного потока пара введение промежуточного перегрева столь же выгодно в теплофикационной турбине, как и в конденсационной. Однако для потока отбора термический КПД близок к единице, поэтому введение промежуточного перегрева для этого потока не дает выгры-ша. Отсюда следует, что чем больше доля отбора по [c.272]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...