Паровой промежуточный перегрев пара

Паровой промежуточный перегрев пара производится (рис. 5-8) в специальных пароперегревателях 1, располагаемых около турбинных агрегатов в машинном зале, посредством свежего пара (вариант а) или пара, отбираемого из турбин (вариант б). Газовый промежуточный перегрев пара значительно экономичнее парового перегрева, который не дает возможности поднять температуру перегреваемого пара до начальной. Поэтому на современных теп- ловых электростанциях со сверхвысокими начальными параметрами пара применяется только газовый промежуточный перегрев пара. [c.93]

Паровой промежуточный перегрев пара производится (фиг. 5-8) в специальных пароперегревателях 1, располагаемых около турбинных агрегатов в машинном зале, посредством свежего пара (вариант а) или пара, отбираемого из турбин (вариант б). Газовый промежуточный перегрев пара значительно экономичнее парового перегрева. [c.118]

В установках с паровыми турбинами степень влажности пара при выходе из турбины составляет обычно 13—14 % (в некоторых случаях она может быть больше). Наиболее простым способом уменьшения конечной влажности пара является повышение степени перегрева острого пара. Однако при давлениях более (10 —1,2-10 ) Па перегрев пара даже до 773—823 К не обеспечивает допустимого значения конечной влажности пара. В этих условиях необходимо осуществлять промежуточный перегрев пара после расширения его в начальной части турбины (рис. 8.33). Температуру промежуточного перегрева следует выбирать так, чтобы КПД установки был максимальным. [c.544]

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]

Паротурбинные энергоблоки мощностью 150 МВт и выше в Советском Союзе выполняют с промежуточным газовым перегревом пара температуры свежего пара и промежуточного перегрева обычно равны to = t-n.n. Промежуточный перегрев пара применяется на паротурбинных электростанциях с целью повышения их КПД, а также для ограничения конечной влажности пара в турбине при высоком его начальном давлении, когда повышение начальной температуры ограничено по технологическим или экономическим причинам. При газовом перегреве пар, проработавший в ряде ступеней (обычно в части высокого давления — ЧВД) турбины, отводится в промежуточный перегреватель, использующий в паровом котле теплоту топлива (газов) после промежуточного перегрева пар возвращается к следующим ступеням (части среднего давления — ЧСД) турбины. [c.18]

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]

Переход в ПГУ к более сложной тепловой схеме паровой ступени позволяет повысить ее экономичность (см. 8.1 и рис. 8.14). Для этого увеличивают число контуров генерации пара в КУ до двух-трех, вводят промежуточный перегрев пара и др. Такие технические решения выполняют параллельно [c.349]

В настоящее время на электростанциях наиболее распространены ПГУ с двухконтурным КУ, в котором иногда применяется промежуточный перегрев пара. Оптимизация параметров паровой ступени такой установки применительно к выбранному типу ГТУ — более сложная задача по сравнению с оптимизацией параметров ПГУ с одноконтурным КУ Для этого используют Q, Г-диаграмму теплообмена в котле (см. рис. 8.10). [c.350]

Подведем некоторые итоги. В тепловой схеме конденсационной ПГУ существует определенная связь между элементами. Энергетическая ГТУ в соответствии с режимом работы (нагрузка, параметры окружающего воздуха, вид сжигаемого топлива и др.) служит определяющим звеном технологического процесса, отдавая КУ и ПТУ теплоту своих выходных газов. Как было показано ранее, в зависимости от потенциала этих газов можно реализовать паровой цикл с одним, двумя или тремя контурами, включая промежуточный перегрев пара. После КУ генерируемый пар поступает в ПТ, которая, со своей стороны, вместе с конденсатором оказывает определенное влияние на котел. В обычных паросиловых установках путем подачи топлива и воды можно изменять паропроизводительность котла и мощность ПТУ в определенных пределах. В схеме ПГУ такой возможности нет. При определенной нагрузке ГТУ между КУ и ПТ осуществляется своего рода консенсус по параметрам пара и мощности паровой ступени, а паровая турбина служит некой сетью , на которую работает котел. В этом случае основная цель — получение максимальной мощности ПТУ, а следовательно, и наибольшего значения электрического КПД ПГУ [c.358]

Почему применяют промежуточный перегрев пара в тепловой схеме парового цикла ПГУ с КУ [c.381]

Промежуточный перегрев пара на новых советских паровых электростанциях с повышенными или высокими начальными пара- [c.118]

В настоящее время при переходе на сверхвысокие начальные параметры пара (ро > ЮО ama, Iq > 500° С) применяется промежуточный перегрев пара, предпочтительно газовый, как значительно более экономичный, чем паровой, и в то же время достаточно надежный. Газовый перегрев применяется также для надстроек ступенью с высокими начальными параметрами действующих электростанций с низкими и средними начальными параметрами, в том числе — промышленных. [c.119]

При паровом промежуточном перегреве можно получить значительное-сокращение длины паропроводов перегрева, что даст как общее удешевление установки, так и уменьшение падения давления в контуре промежуточного перегрева и снижение опасности разгона турбогенератора. Однако при паровом промежуточном перегреве температура перегрева вторичного пара ограничена и даже при использовании теплоты перегрева греющего-пара обычно не превышает 400° С. Вследствие этого паровой промежуточный перегрев оказывается, как правило, менее экономичным, чем газовый, и потому не получил большого, распространения.. [c.207]

При паровом промежуточном перегре-в е конденсирующимся свежим паром или паром из отбора турбины основное количество тепла передается гре- [c.53]

По технологической схеме паропроводов ТЭС делятся на блочные и с поперечными связями. Блочные ТЭС состоят из отдельных, как правило, однотипных установок - энергоблоков. В энергоблоке каждый котел подает пар только для своей турбины, из которой он возвращается после конденсации только в свой котел. По блочной схеме строят все мощные ГРЭС и ТЭЦ, которые имеют так называемый промежуточный перегрев пара. Работа котлов и турбин на ТЭС с поперечными связями обеспечивается по-другому все котлы ТЭС подают пар в один общий паропровод (коллектор) и от него питаются все паровые турбины ТЭС. По такой схеме строятся КЭС без промежуточного перегрева и почти все ТЭЦ на докритические начальные параметры пара. [c.46]

Широкое распространение на крупных электрических станциях получили паровые турбины мощностью ЭОО МВт (обозначение типоразмера К-300-240), работающие при параметрах р = 25,3 МПа (240 кгс/см ), /=565°С. Турбина имеет промежуточный перегрев пара также до температуры /=565° С. Это —одновальная трехцилиндровая турбина (рис. 6-27). Как видно на схеме, пар после ЦВД я промежуточного перегрева пар направляется в ЦСД, [c.124]

Впрочем, практический оптимум лежит при несколько более низком давлении промежуточного перегрева, что имеет следующие основания. Кроме термодинамических преимуществ промежуточный перегрев уменьшает влажность пара в конце процесса расширения, в чем можно убедиться, построив процесс расширения в энтропийной диаграмме. Благодаря этому к. п. д. последних ступеней паровых турбоагрегатов повышается, так как уменьшаются потери торможения потока, обусловленные наличием в паровой среде капель влаги. При снижении давления промежуточного перегрева уменьшается конечная влажность пара, отчего действительный оптимум давления промежуточного перегрева несколько сдвигается вниз по сравнению с теоретическим оптимумом. [c.109]

Применяются два способа повторного перегрева газовый и паровой. В первом случае перегрев пара, отводимого из промежуточной ступени турбины, производится за счет тепла газов в газовом перегревателе, обычно размещаемом в газоходе котла после первичного пароперегревателя. Во втором случае перегрев пара производится свежим конденсирующимся паром и, следовательно, перегрев возможен приблизительно до температуры насыщения, соответствующей давлению пара в котле. [c.158]

Температура поступающего в ЦСД пара обычно выбирается такой же, как температура перед ЦВД, или близкой к ней. В однокорпусных ЦСД максимальная температура корпуса близка к температуре свежего пара, а ротора — на несколько десятков градусов ниже. Промежуточный перегрев поставил ЦСД в столь же, а в некоторых случаях из-за больших размеров даже в более трудные условия, чем те, в которых работает ЦВД мощных паровых турбин. [c.40]

Отметим, прежде всего, что рассматриваемая турбина не производит впечатления совсем устаревшей и ее конструкция радикально не отличается от современной, что говорит о высокой степени отработки конструкции паровых турбин уже в то время. Отличие современных турбин состоит главным образом в более высоком к. п. Д. проточной части, в применении новых технологических процессов изготовления (например, сварки), в усложнении схемы (регенерация, регулируемые отборы, промежуточный перегрев) и конструкции (увеличение числа автоматических и защитных устройств и пр.). И, конечно, накладывает свой отпечаток на конструкцию повышение единичной мощности агрегата и начальных параметров пара, а также предъявление к турбине некоторых специфических требований. [c.267]

Важным новым элементом паросилового цикла явился промежуточный (или вторичный, а иногда и третичный) перегрев пара. Он играет существенную роль в повышении экономичности паротурбинных установок и в увеличении надежности работы паровых турбин. Последнее особенно важно при резком повышении начального давления пара, когда пар без промежуточного перегрева доходит до лопаток последних ступеней турбин весьма влажным. В силу этого применение промежуточного перегрева пара становится неизбежным при росте начального давления цикла, особенно при отсутствии соответствующего роста температуры. [c.5]

В мировой практике имеется многолетний опыт применения парового вторичного перегрева пара. При схеме, в которой промежуточный перегрев осуществляется 208 [c.208]

Поверхности нагрева регулировочных ступеней вторичных перегревателей в вариантах 3 и 3-1 определялись из условия обеспечения номинальной температуры промежуточного перегрева пара при нагрузке 70%, Нерегулируемый байпас, т. е. пропуск пара через байпасную линию при закрытии ее регулирующим клапаном, принят равным 10% от общего расхода пара, отводимого на вторичный перегрев. Это не выше опытных данных, полученных авторами и другими исследователями для типовых конструкций клапанов паровых байпасов. [c.276]

Как видно, регулирование температуры пара в котлах, имеющих двукратный промежуточный перегрев, осуществляется различными методами парового и газового регулирования. При этом поддержание расчетного перегрева пара за всеми перегревателями на одном котле требует применения нескольких способов регулирования и усложнения конструкции котла. [c.155]

Для облегчения условий работы металла зону парообразования 12, в которой выпадает накипь, обычно выносят из топочной камеры и располагают в конвективном газоходе, где интенсивность обогрева в десятки раз слабее. Эту поверхность нагрева называют переходной зоной. В переходной зоне завершается парообразование и достигается небольшой (на 10—15° С) перегрев пара. Слабо перегретый пар далее поступает в расположенную на стенах топочной камеры поверхность нагрева, также получающую тепло излучением, — радиационный пароперегреватель 8. Окончательный перегрев пара до необходимой температуры достигается в поверхности нагрева 9, которая расположена в конвективном газоходе и называется конвективным пароперегревателем отсюда пар при заданных давлении и температуре направляют в паровую турбину. Как и любая конвективная поверхность нагрева, пароперегреватель 9 состоит из большого числа параллельно включенных змеевиковых труб. Температура продуктов сгорания за пароперегревателем 550—650° С. Так как на конденсационных электростанциях частично отработавший в турбине пар подвергают промежуточному (вторичному) перегреву, перед переходной зоной располагают так называемый промежуточный пароперегреватель (на рис. 1-2 не показан). [c.16]

Указанные недостатки отсутствуют при паровом промежуточном перегреве конденсирующимся паром (рис. 4.11). Паровой перегрев можно выполнить, используя для этого некоторую часть свежего пара или пара из отбора турбины. Теплообмен в этом случае происходит при температуре не выше критической (около 647 К) или немного выше (при сверх-критическом начальном давлении свежего пара). Это определяет невысокую возможную температуру промежуточного перегрева пара, соответственно пониженное его давление и малый энергетический эффект. Теоретически при низком давлении промежуточного перегрева возможно даже снижение термического КПД теоретического цикла. Однако повышение внутреннего относительного КПД ступеней турбины в связи с уменьшением конечной влажности пара приводит в конечном счете к повышению КПД турбоустановки на 2—3% благодаря паровому промежуточному перегреву. [c.42]

Кроме того, имеются двухконтурные АЭС, в которых применяется огневой перегрев пара за счет теплоты от сжигания органического горючего (рис. 4.22, б). В этом случае возможна практически любая допустимая для паровой турбины температура перегрева пара (точка 7), а также любые параметры, включая сверхкритические с промежуточным перегревом пара. Доля мощности, приходящейся на огневой пароперегреватель, может выбираться в широких пределах (0 23—0,84) в зависимости от fg и х [c.122]

Применяемые в настоящее время на АЭС параметры пара ограничены они ниже, чем на КЭС. Давление пара не превышает 6 МПа, а температура пара либо немного превышает температуру насыщения, либо равна ей, т. е. перегрев вообще отсутствует. В ближайшие годы будет сооружен энергоблок на быстрых нейтронах (блок реактор — промежуточный теплообменник — парогенератор — паровая турбина). Параметры пара третьего контура этого блока 14 МПа и 505 °С, пара промежуточного перегрева 2,5 МПа и 505 °С. Единичные мощности КЭС и АЭС примерно одинаковы. [c.26]

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]

Применяется газовый, паровой и комбинированный промежуточный перегрев пара (в зависимости от источника тепла, используемого для промежуточного перегрева). В первом случае используется тепло продуктов сгорания топлива, во втором — тепло острого пара в тракте первичного лерегрева, а при комбинированном перегреве — тепло обоих источников. [c.46]

Из-за малой экономии топлива и удорожания оборудования, преледе всего парового котла, паровой промежуточный перегрев не получил распространения. В настоящее время паровой перегрев свежим и отборным паром применяют на АЭС с турбинами насыщенного пара с целью ограничения влажности пара в ступенях этих турбин. При использовании греющего пара низкого давления происходит лишь снижение влажности, т. е. подсушка (без перегрева) рабочего пара турбины. [c.42]

Анализ простых тепловых схем АЭС позволяет выявить основные закономерности оптимизации их параметров. Простые тепловые схемы АЭС с ограниченной (например, двухступенчатой) регенерацией отражают основные особенности паротурбинных установок на насыщенном паре внешняя сепарация влаги, паровой промежуточный перегрев свежим и отборным naipoM (рис. 5.19). Приняты подогреватели регенерации смешивающего типа. Сложность расчета такой схемы обусловлена вводом в систему регенерации влаги из сепаратора и конденсата греющего пара (дренажа) из паровых промежуточных перегревателей. Расчет такой схемы следует производить, используя в качестве определяющей долю расхода пара через промежуточные перегреватели Оп.п. Из уравнений теплового баланса подо-гревателей получают выражение для расходов пара на них в виде линейных функций ашм-Подставляя эти выражения в уравнение для Оп.п, определяют значение ап.п в зависимости от параметров схемы, после чего находят доли отборов пара, отводимой из сепаратора влаги, пропуска пара в конденсатор ак. [c.68]

Схема паросиловой установки с промежуточным перегревом пара теплом отходящих газов представлена на рис. 13-27. Пар из перегревателя 1 с температурой и давлением р поступает в начальную часть (ступень высокого давления) турбины 2, где в процессе 1 — Ь (рис. 13-25) адиабатически расширяется до некоторого давления р. После этого пар в промежуточном перегревателе 3 нагревается при постоянном давлении р/ до температуры ta, процесс Ь — а называется промежуточным перегрево М пара. Далее пар поступает во вторую ступень турбины 4, где происходит адиабатическое расширение а—2 до конечного давления рг в конденсаторе 5. Вместо перегрева пара теплом отходящих газов (газовый промежуточный перегрев) иногда применяется перегрев острым паром из котла. Однако при этом термический к. п. д. цикла снижается, вследствие чего паровой промежуточный перегрев большого распространения не получил. [c.255]

Ири расширении И. п. происходит его частичная конденсация с образоваппем мельчайших капелек, что приводит, панр., к снижению кнд паровых турбин п к эрозии их лонаток. Одип пз аффективных способов сокращения влажности пара и повышения кпд турбин — промежуточный перегрев пара. И. п. в MnoruKOMHOueHTiLbix системах — см. Парциальное давление, Растворы. [c.363]

Были проведены расчеты бинарного цикла с использованием калия в качестве рабочего тела цикла МГДП с ликвидацией паровой фазы перед входом в МГД-генератор конденсацией смешением. В качестве ПТУ принимался конденсационный блок К-500-240. Начальные параметры пара 240 ата и 560° С, конечное давление 0,035 ата. Промежуточный перегрев пара до 565° С производится при давлении 40/36 ата (от 320° С прп номинальной мощности), температура питательной воды 270° С, число подогревателей 8. К.п.д. устаповки по машинному залу т]° = 0,442 [7]. [c.40]

Для осуществления парового промежуточного перегрева нужно располагать достаточной разницей температур греющей и нагреваемой сред. Если исходить из нежелательности применения в котельном агрегате аусте-нитной стали, то при температуре первичного перегрева 565° С вторичный перегрев может быть доведен до 550° С, считая наименьший технически целесообразный температурный напор в паропаровом перегревателе М=15°С. Например, в установке на 140 ат (за котлом) при соотношении расходов вторичного и первичного пара 0,85 даже при пропуске через паропаровой перегреватель всего первичного пара конечная температура последнего составит лишь 415° С температурный напор на холодном конце противоточного паропарового перегревателя при этом будет составлять около 100° С. Несколько более благоприятные соотношения получаются в установках сверхкритического давления благодаря высоким значениям теплоемкости первичного пара при приближении 46 [c.46]

Следует отметить., что в случ-ае применения пара высоких и сверхвысоких параметров одновременно применяется и так называемый промежуточный (вторичный) перегрев пара, необходимый во избежание чрезмерного увлажнения пара в последних ступенях паровой турбины и обеспечивающий при правильном выборе места отбора и темшературы вторичного перегрева некоторое повышение экономичности установки (сокращение расхода топлива на 2—3%). Наиболее часто промежуточный оерегрев пара осуществляется при помощи дымовых газов. [c.328]

Паровое регулирование получило наиболее широкое применение для парогенераторов отечественного производства и осуществляется главным образом в двух вариантах охлаждение пара в поверхностных пароохладителях— теплообменниках и впрыскивание в поток перегретого пара чистого конденсата — впрыскивающие пароохлад и-т е л и. При этом поверхность пароперегревателя выбирают с запасом, а излишний перегрев пара при нагрузке в интервале (0,7— 1,0)Dhom снимают в пароохладителе. Впрыскивающие и поверхностные пароохладители применяют для регулирования температуры первичного пара. Для промежуточного перегрева паровое регулирование осуществляют в пар о паровых и парогазовых теплообменниках и байпасированием (пропуском) пара мимо части поверхности нагрева пароперегревателя. Впрыск конденсата в поток пара промежуточного перегрева экономически не оправдан, так как образующееся дополнительное количество перегретого пара вместе с основным потоком пара поступает в турбину, минуя ее ЦВД. [c.137]

Первой в мире АЭС с ядерны> перегревом острого иара являетсг Белоярская атомная станция, на которой применены два типа схем ке полностью двухконтурная и одноконтурная [Л. 83]. В не полностью двухконтурной схеме этой АЭС (рис. 9-7) насыщенный пар производится в парогенераторе за счет тепла первого контура. После парогенератора насыщенный пар под давлением =110 KZ j Afi направляется в пароперегревательный канал, который расположен в паровой части реактора. Ядерный перегрев позволяет получить перегретый пар, который направляется в обычную турбину К-100-90 с начальными параметрами / о = 90 KZ j M и / = 500 С, т. е. турбину без выносного сепаратора и промежуточного перегрева пара. При этом влажность в конце процесса расширения пара в ЦНД не превышает 9%. В результате эксплуатации АЭС с ядерным аере- [c.202]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...