Применение промежуточного перегрева на ТЭЦ

При промежуточном перегреве паром из отбора турбины этот пар совершает в турбине дополнительную работу. Однако параметры греющего и соответственно перегреваемого пара настолько снижаются, что повышение экономичности от промежуточного перегрева получается очень незначительным — около 1%. При низком давлении перегреваемого пара происходит лишь его подсушка. На одной из электростанций ФРГ применен промежуточный перегрев свежим паром без конденсации с использованием тепла перегрева. Такая схема не получила распространения. [c.54]

Простейшая одноконтурная тепловая схема паросиловой установки с кипением теплоносителя в реакторе представлена на рис. 1. Охлаждение реактора производится при естественной циркуляции теплоносителя внутри корпуса реактора, где происходит и сепарация пара. Возможны видоизменения схемы, например, циркуляция может быть принудительной, а сепарация пара осуществляться в отдельном сепараторе. В турбине насыщенного пара находят применение промежуточная сепарация и перегрев пара. [c.6]

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]

Первая ступень промежуточного перегрева увеличивает положительный эффект от применения СД. Это определяется тем, что при сходственных режимах вследствие меньшей влажности в ЦВД турбины, работающей на СД, для первой ступени промежуточного перегрева требуется меньшее количество отбираемого пара. Если бы турбина имела многократный промежуточный перегрев паром, отобранным из ЦВД, без использования свежего пара, то ее перевод на СД принес бы существенное повышение тепловой экономичности. [c.151]

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 отличие от американской энергетики, на электростанциях Франции и Великобритании двукратный промежуточный перегрев пара практически не нашел применения, а температура вторичного перегрева обычно составляет 565° С. [c.12]

Отсюда ясно, что существуют параметры пара, отводимого на промежуточный перегрев, при которых эффект от применения промежуточного перегрева равен нулю, и параметры, при которых величина положительного эффекта достигает максимума. На рис. 1-5 это иллюстрируется графиком зависимости термического к. п. д. цикла от температуры пара, отводимого на промежуточный перегрев. [c.27]

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

В отечественной практике частичный паровой промежуточный перегрев впервые был применен на котлах завода им. Орджоникидзе. Завод разработал конструкцию паропарового теплообменника, вынесенного из газоходов котла. [c.209]

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]

Из изложенных в этом параграфе данных о роли холодного отсека следует вывод о применении приводных турбин питательных насосов, работающих на холодном паре, как источников пара для теплоснабжения и регенеративного подогрева питательной воды. В отличие от КЭС, где приводные турбины частично решают задачу разгрузки хвостовой части турбоустановки и тем самым повышают ее мощность, на ТЭЦ эта функция приводных турбин отпадает. Включение приводной турбины по схеме, принятой для блока К-300-240 и затем Т-250-240 параллельно ЦСД, не приводит к повышению экономичности в сравнении с вариантом привода от главного вала, который при сравнении схем часто принимают за объективный оценочный стандарт (эталон). Повышение экономичности на крупных теплофикационных блоках с промежуточным перегревом может быть достигнуто применением приводной турбины, работающей на паре из ЦВД (не проходившем промежуточный перегрев) с отборами для целей регенеративного подогрева или отпуска теплоты внешним потребителям при давлении выше предельно допустимого рг или давлении pi, как это было установлено для холодного отсека. [c.190]

Обычно применяется одноступенчатый промежуточный перегрев пара. Для особенно крупных энергоблоков при дорогом используемом топливе возможно применение двухступенчатого промежуточного перегрева пара. Такая схема применена на некоторых крупных энергоблоках в США. [c.33]

Промежуточный перегрев пара, сильно усложняющий установку, практически дает экономию только в случаях его применения при достаточно высоких значениях давления и температуры промежуточного перегрева. Поэтому он должен применяться в установках с очень высокими начальными параметрами, в которых отсутствие промежуточного перегрева вызывало бы недопустимо большую конечную влажность пара в турбине, а дальнейшее [c.91]

Промежуточный перегрев пара. Выше было показано, что наряду с увеличением термического к. п. д. цикла паросиловой установки применение пара высокого давления увеличивает влажность пара в конце расширения. Для устранения этого недостатка применяют промежуточный перегрев пара. [c.94]

Принципиальная тепловая схема блока с турбиной Т-250-240 приведена на рис. 11-7. Турбина — четырехцилиндровая, имеет одии ЦВД, два ЦСД и двухпоточный ЦНД. ЦВД — такой же, как у турбины. К-300-240. После ЦВД пар направляется на промежуточный перегрев, после которого поступает в ЦСД-1. Применен паровой привод питатель- [c.159]

За 10 лет, прошедшие со времени выхода в свет второго издания учебника по указанному курсу, техника тепловых электрических станций претерпела существенные изменения. Резко увеличилась мощность электростанций и их агрегатов широкое применение получили повышенные и сверхкритические параметры пара и промежуточный перегрев мощные конденсационные электростанции выполняются блочного типа значительное развитие в СССР получили теплофикация и теплоэлектроцентрали усилились требования к чистоте воздушного бассейна изменилась структура топливного баланса СССР повысились требования к экономичности и надежности тепловых электрических станций большее значение приобрели унификация технических решений, индустриализация сооружения и механизация монтажа, автоматизация работы тепловой электростанции. [c.6]

При начальном давлении пара выше 100 аг для снижения конечной влажности пара в турбине и для повышения к. п. д. ТЭС применяют промежуточный перегрев пара обычно одноступенчатый, на отдельных установках —двухступенчатый. На советских электростанциях промежуточный перегрев пара применяют для конденсационных турбоагрегатов мощностью от 100 тыс. кет и выше запроектировано применение его для наиболее крупных теплофикационных турбоагрегатов (Т-250-240). [c.20]

Снижение расхода пара особенно важно для крупных турбин, у которых трудности конструирования связаны с выпуском большого объема отработавшего пара в конденсатор, а также с впуском свежего пара в турбину. Для малых турбин с малой высотой лопаток первых ступеней высокого давления применение промежуточного перегрева не целесообразно. Промежуточный перегрев пара усложняет систему трубопроводов и схему регулирования установки. В настоящее время промежуточный перегрев пара применяют на всех мощных блочных электростанциях. Обычно применяют газовый промежуточный перегрев пара в котлоагрегате (рис. 3-3). В связи с уменьшением расхода пара и топлива стоимость котлоагрегата и всей электростанции, несмотря па ее усложнение, возрастает незначительно. [c.35]

Возможны различные способы и схемы промежуточного перегрева па-р а. Практическое применение получил лишь газовый промежуточный перегрев, при котором перегреваемый пар из турбины отводится в газовый перегреватель, размещаемый в котлоагрегате, и затем возвращается в последующие ступени турбины (см. рис. 3-3). [c.53]

Тепловая экономичность ТЭЦ благодаря применению промежуточного перегрева возрастает, если к. п. д. дополнительного цикла промежуточного перегрева выше к. п. д. исходного цикла ТЭЦ, т. е. т]д > i] . Так как к. п. д. ТЭЦ по производству электроэнергии у] выше, чем к.п.д. КЭС, то оптимальное давление промежуточного перегрева на ТЭЦ выше, чем на конденсационной электростанции. На рис. 5-14 показана зависимость к.п.д. ТЭЦ по производству электроэнергии г от параметров промежуточного перегрева (доли теплопадения пара до отвода на перегрев). [c.60]

На крупной ТЭЦ Линден (США) применен промежуточный перегрев только конденсационного потока пара, а пар для промышленного потребителя не подвергается промежуточному перегреву. [c.46]

На некоторых зарубежных ТЭЦ в США (промышленная ТЭЦ Линден) и в Европе применен промежуточный перегрев пара. [c.61]

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]

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]

Промежуточный перегрев пара. Наиболее крупные изменения в ПТУ происходят от промежуточного перегрева пара. Его введение весьма полезно с тепловой точки зрения (около 3% уменьшения удельного расхода теплоты) и значительно снижает влажность пара в конце расширения, но при этом существенно усложняется установка и ухудшается динамика регулирования. Тем не менее применение одного промежуточного перегрева вполне оправдано для обеих ступеней начального давления пара, и его целесообразность для крупных конденсационных ПТУ общепризпана. [c.26]

Цикл конденсационного потока ничем не отличается от аналогичного цикла конденсационной ПТУ. Применение КР для этого потока дает те же термодинамические преимущества, что и для конденсационных блоков (см. п. VIII.3). Относительное уменьшение удельного расхода теплоты q этим потоком, определяемое в соответствии с формулами (VIII.2) — (VIII.10) начальными и конечными параметрами пара, тем больше, чем выше номинальное давление свежего пара. Выигрыш в тепловой экономичности увеличивается для турбин, имеющих промежуточный перегрев пара. [c.175]

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]

Первые установки с вторичным перегревом пара (обычно небольшой мощности) не были связаны с блочной компоновкой котлов и турбин. Однако широкое распространение промежуточного перегрева пара началось при повсеместном применении в крупной энергетике моно- и дубль-блоков. Это объясняется тем, что равномерное распределение по котлам пара, направляемого на промежуточный перегрев, представляет собой нелег- [c.5]

По соображениям унификации да Вление, при котором осуществляется промежуточный перегрев пара в блоке с турбиной К-300-240 (40/36 ат), сохранено и для блока с турбиной Т-250-240, хотя в последнем оптимальное давление промежуточного перегрева значительно выше ( 60 ат). Отклопение от оптимума заметно снижает выигрыш в тепловой экономичности (примерно на 1%) от применения промежуточного перегрева пара 300 [c.300]

Б книге изложены основы физико-химических процессов, протекающих в топливном, газовом, воздушном и водопаровом трактах современных мощных парогенераторов электрических станций. Рассматривается влияние этих процессов на компоновку и конструкцию парогенераторных установок и их элементов. Описываются конструкции оборудования, излагаются физические основы его расчета. Приводятся сведения по конструкционны.ч материалам, расчету прочности и контролю их в эксплуатации. Рассматриваются основные направления в производстве пара, обеспечивающие высокую экономичность работы современной электрической станции повышение единичной мощности, применение высоких и сверхкритических параметров пара, промежуточный перегрев пара, использование перспективных топлив, блочность конструкций парогенераторов, повышение эксплуатационной надежности работы оборудования. Дано описание мощных парогенераторов ТЭС. Особое внимание уделяется парогенераторам электрических станций с блочной структурой. Излагаются основы генерации пара на АЭС и описьгваюгся конструкции соответствующих парогенераторов. [c.2]

Промежуточный перегрев пара позволяет осуществить дополнительный подвод теплоты к рабочему телу (водяному пару) и повысить его работоспособность. Тем самым частично компенсируется ограничение начальной температуры свежего пара по указанным выше причинам и повышается КПД цикла. Применение промежуточного перегрева пара на конденсационных паротурбинных установкахспо- [c.33]

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]

Повышение средней температуры подвода теплоты в цикле может быть в определенных условиях достигнуто с помощью введения промежуточного перегрева пара. Введение промежуточного перегрева должно повышать экономичность и снижать конечную влажность пара в турбине до12—14 %. Однако следует иметь в виду, что если снижение конечной влажности достигается всегда, то повышение экономичности цикла достигается при применении промежуточного перегрева только в определенных условиях при оптимальных параметрах. На рис. 3-8 показан график зависимости Г) при введении промежуточного перегрева до той же температуры 4п = = 4 от давления пара, отбираемого на промежуточный перегрев. На графике видно, что имеется оптимальное значение давления промежуточного перегрева рЦ < 0,5 ро- При < < 0,2 Ро промежуточный перегрев приводит к потере экономичности, так как отработавший пар за турбиной будет иметь более высокую энтальпию, а это приведет к увеличению потерь в холодном источнике цикла и к снижению термического к. п. д. [c.40]

Принципиально иной тип ПГУ показан на схеме рис. 10-6, в. Пар, получающийся в парогазогенераторе, расширяется в противодавленчес-кой паровой турбине от начального давления (11 —13 МПа) до давления за компрессором (3 МПа). Затем этот пар возвращается в парогенератор, где смешивается с продуктами сгорания, и нри температуре 750 °С поступает в парогазовую турбину, в которой расширяется до 0,6 МПа. При этом давлении осуществляется промежуточный перегрев. Затем рабочее тело поступает в ТНД, где расширяется до атмосферного давления. Уходящая парогазовая смесь охлаждается питательной водой. Коэффициент полезного действия ПГУ со смешением на 6—8% (относительных) ниже, чем паротурбинных установок, ио применение их позволяет снизить капиталовложения примерно на 25%- [c.150]

Для обоих первых турбоагрегатов приняты начальные параметры пара 141,7 ата и 565° С. Для предполагаемых к установке двухвальных турбоагрегатов имеется намерение перейти на начальное давление 170 ата и двойной промежуточный перегрев до температуры 565/537° С. Применение оверхкритичеаких давлений при стоимо сти угля о-коло 18 марок ФРГ за 1 т, по-иидимому, является экономически нецелесообразным. Проведенные расчеты показали, что и повышение температуры свежего пара до 593° С также в данном случае является нерентабельным вследствие высокой стоимости аустенитных сталей. [c.256]

Блок 300 Мвт с турбиной К-300-240 имеет сверхкритические параметры пара. Котел — прямоточного типа. Применен газовый одноступенчатый промежуточный перегрев пара. Предусмотрены девять регенеративных отборов пара первый — из цилиндра высокого давления турбины второй — из линии отработавшего пара этого цилиндра до промежуточного перегрева третий, четвертый и пятый — из цилиндра среднего давления шестой — из линии отработавшего пара этого цилиндра седьмой, восьмой и девятый — из цилиндра низкого давления (рис. 13-1). Имеются три регенеративных ПВД № 1, 2 и 3 (каждый состоит из двух корпусов) деаэратор повышенного давления, присоединенный по схеме предвключенного деаэратора к третьему отбору, к которому присоединен также регенеративный ПВД № 3 шесть регенеративных ПНД № 4, 5, 6, 7, 8 и 9. [c.162]

Из рассмотрения законов развития можло вывести заключение, что н 1960—1965 гг. большинство электростанций будет иметь давление пара в котлоагрегатах 160—250 ати. При этом будут полностью использованы возможности, предоставляемые ферритными сталями в части повышения начальной температуры пара и температуры промежуточного перегрева до 535—565° С. Подогрев питательной воды будет осуществляться в семи — девяти ступенях регенеративных подогревателей до температуры 250—300° С. Для небольшой части новых электростанций будут использованы аустенитные стали, что позволит применить температуру пара 590—650° С. Соответственно будет увеличено давленпе и применен двукратный промежуточный перегрев пара. Все большее количество электростанций будет сооружаться для работы с давлением пара до 250—300 ати вместо наиболее распространенного в настоящее время давления 160—200 ати. [c.48]

Однако в отличие от этих установок турбоагрегат электростанцпи Эвон имеет только один промежуточный перегрев пара до 565° С вместо двух зато начальная темлература пара принята 593° С, т, е, на 28° С выше. Впервые лри применении столь высокой начальной температуры консгрукцня турбоагрегата разработана исключительно из ферритных сталей. [c.96]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...