Параметры и схемы промежуточного перегрева пара

Параметры и схемы промежуточного перегрева пара [c.38]

ПАРАМЕТРЫ И СХЕМЫ ПРОМЕЖУТОЧНОГО ПЕРЕГРЕВА ПАРА [c.50]

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]

Принятые начальные и конечные параметры цикла из-за недопустимо высокой влажности пара в последних ступенях турбины не позволяют использовать наиболее простой цикл турбоустановки (без промежуточной сепарации влаги и без промежуточного перегрева пара), поскольку еще не разработаны эффективные устройства для удаления влаги из проточной части турбины. Применение промежуточного перегрева пара с использованием в качестве греющего острого пара или пара из отборов турбины оказывает двоякое воздействие на экономичность турбоустановки с одной стороны, происходит уменьшение влажности в ступенях турбины, расположенных после промперегрева, и уменьшение потерь от влажности пара, с другой стороны, снижается к.п.д. термодинамического цикла турбоустановки. Чтобы отдельно рассмотреть влияние схемы и параметров промежуточного перегрева пара на экономичность термодинамического цикла установки, были проведены расчеты для цикла с идеальной турбиной, в которой отсутствуют потери, связанные с влажностью пара, и ограничения по предельной влажности. Результаты расчетов даны на рис. 4.2. [c.84]

Результаты комплексной технико-экономической оптимизации представлены в табл. 4.2. Для оптимистического варианта исходных данных оптимальной является схема с двукратной промежуточной сепарацией и однократным промежуточным перегревом пара после второго сепаратора (до температуры 212° С) в одной ступени паром, отбираемым из первого сепаратора. В этом случае первый сепаратор может быть встроен в корпус турбины для исключения дополнительной арматуры и трубопроводов. Для остальных вариантов исходных данных оптимальной является схема турбоустановки с двукратной промежуточной сепарацией и двукратным перегревом. Различие исходных данных сказывается на значениях параметров промежуточного перегрева и регенеративного подогрева пита- [c.92]

Задача оптимального распределения регенеративного подогрева по ступеням на установках с промежуточным перегревом пара разрешима математически в тех же случаях, что и без промежуточного перегрева пара, т. е. для схем со смешивающими подогревателями или для схем с поверхностными подогревателями, приводимых к смешивающим, при условии прямолинейного протекания величины дг = — г (2т . Последнее обстоятельство имеет место со значительной степенью точности в большой области параметров пара, в которой применяют промежуточный перегрев (см. рис. 6-10,а и б). [c.79]

Для повышения экономичности работы паротурбинных установок, помимо использования пара высоких параметров и его вторичного перегрева, широко применяют так называемый регенеративный цикл, в котором питательная вода до ее поступления в котельный агрегат подвергается предварительному нагреву паром, отбираемым из промежуточных ступеней паровой турбины. На рис. 10-21 представлена принципиальная схема паросиловой установки с регенеративным подо- [c.122]

Для простых схем АЭС термодинамические исследования и оптимизация параметров выполняются вручную аналитическими методами [731 для сложных реальных схем АЭС (с промежуточным перегревом пара, с сепарацией влаги из проточной части и т. д.) оптимальные решения могут быть получены лишь путем многократных расчетов технологических процессов и тепловых схем. Для сложных схем с большим числом оптимизируемых параметров необходимо применение математических методов направленного поиска максимума к.п.д. [c.78]

По заданным значениям определяющих параметров формируется таблица давлений отборов пара из турбины, т. е. определяются границы звеньев тепловой схемы. В таблицу заносятся начальное и конечное давления турбины, давления отборов греющего пара на промежуточный перегрев, давление в верхнем отборе пара на регенеративный подогрев питательной воды, давления пара на входе в промежуточные сепараторы и перегреватели. Одновременно проверкой термодинамических ограничений на теплообмен выявляется схема промежуточного перегрева, соответствующая заданным значениям определяющих параметров. Чтобы не увеличивать чрезмерно количество отборов, близкие по давлению отборы объединяются. [c.82]

Термодинамические исследования. Основное внимание при термодинамических исследованиях уделено анализу возможных схем и параметров промежуточного перегрева пара и промежуточной сепарации влаги, по- [c.83]

Результаты термодинамической оптимизации параметров различных схем турбоустановок представлены в табл. 4.1. Наивысшую тепловую экономичность имеет наиболее сложная схема установки с двукратным промежуточным перегревом пара. Принимаемая при расчетах оценка эффективности влагоудаления оказывает на расчетную тепловую экономичность установки существенное влияние, соизмеримое для простых схем с влиянием изменения параметров в схемах промежуточной сепарации и перегрева. Поскольку эффективность влагоудаления повышается с понижением давления пара, расчеты с учетом влагоудаления дают более [c.91]

Методика расчета схемы турбоустановки АЭС с сепарацией влаги и паровым промежуточным перегревом имеет свои особенности, в значительной мере отличающие ее от методики расчета ПТС ТЭС на органическом топливе. Особенность методики расчета АЭС обусловливается вводом дренажей из сепаратора влаги и промежуточных перегревателей в регенеративную схему ПВД и ПНД турбо-установки, процессом работы пара в турбине в области влажного пара. Это существенно осложняет применение обычной методики расчета ПТС и особенно оптимизацию параметров тепловой схемы. Ниже приведена методика расчета ПТС АЭС с использованием в качестве определяющей величины доли расхода рабочего пара через промежуточные перегреватели а .п. [c.165]

Для промышленных ТЭЦ выбирают обычно теплофикационные агрегаты с начальными параметрами ро = = 13 МПа и /о = 555° С без промежуточного перегрева пара. Поэтому обычно на ТЭЦ с производственной нагрузкой применяют схемы с поперечными связями по острому пару и с резервным парогенератором. Для ТЭЦ, расположенных в энергосистеме, правило резерва требует, чтобы при выходе из работы одного самого мощного парогенератора остальные, с учетом пиковых водогрейных, обеспечивали максимальный отпуск теплоты всем производственным потребителям, среднюю нагрузку отопления для наиболее холодного месяца и среднюю за неделю нагрузку горячего водоснабжения и вентиляции, допуская при этом снижение электрической нагр узки на величину самого мощного турбогенератора ТЭЦ. Таким образом, количество парогенераторов на промышленной ТЭЦ определяется прежде всего надежностью снабжения паром и горячей водой промышленных потребителей, для чего устанавливают и резервные парогенераторы. [c.224]

Постоянно совершенствуется паровой цикл ПГУ, осуществляется переход к двухконтурным и трехконтурным котлам-утилизаторам с промежуточным перегревом пара. Для стабилизации параметров и повышения мощности установки используется дожигание топлива. Схемы применяемых ПГУ различаются как по составу, так и по технологическому процессу. В отличие от паросиловых установок ГТУ и ПГУ характеризуются значительной чувствительностью к изменению параметров наружного воздуха, что обнаруживается при анализе их показателей. [c.3]

С увеличением параметров пара и степени совершенствования тепловой схемы электростанции (применение промежуточного перегрева пара, регенеративного подогрева питательной воды и ряда других мероприятий) к. п. д. турбины увеличивается и, например, для [c.306]

Применение промежуточного перегрева пара потребовало перехода к блочной схеме котел — турбина — генератор — трансформатор. При блочной схеме каждый блок в значительной мере является независимым элементом ТЭС, и так как строительство всей электростанции длится несколько лет, часто блоки второй очереди имеют более совершенную конструкцию, более высокие начальные параметры пара и большую мощность. [c.12]

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]

Имеющиеся аналитические методы определения оптимальных параметров регенеративного подогрева воды и промежуточного перегрева пара содержат допущения и упрощения, используются лишь для предварительного подбора исходных параметров схемы и не служат для ее расчета в целом и определения конечных искомых величин. [c.159]

Одним из существенных элементов полной тепловой схемы блока, в особенности с прямоточными котлами и промежуточным перегревом пара, является его пусковая схема. На электростанциях неблочного типа пуск котельных и турбинных агрегатов производится независимо друг от друга. Котельный агрегат присоединяется к общим паровым магистралям после получения в нем пара номинальных параметров. Пуск паровой турбины производят свежим паром из общих магистралей также при номинальных параметрах. Такой метод пуска требует много времени и связан с значительными потерями пара, конденсата и тепла. [c.203]

На повышение экономичности турбины положительно влияет рост мощности агрегата благодаря увеличению высоты лопаток, уменьшению относительных механических потерь и от утечек, рентабельности более развитой схемы регенерации. Только при увеличении мощности оказываются практически выгодными такие меры по повышению экономичности цикла, как дальнейшее повышение начальных параметров пара, введение многократного промежуточного перегрева, расширение регенерации. Выгода от проведения этих мероприятий падает с уменьшением мощности агрегата и при некоторой ее величине уже не оправдывает усложнение установки и ее эксплуатации. Поэтому нижний предел рентабельной мощности турбины с ростом начальных параметров пара все время повышается. [c.30]

Ввиду того что при проведении испытаний всегда могут иметь место отклонения от номинальных условий работы, а именно от номинальных параметров пара (начальные параметры, температура промежуточного перегрева, конечное давление), проектных тепловой схемы и режимов работы, то результаты испытаний должны быть приведены к номинальным (или другим специально оговоренным в технических условиях) условиям. [c.71]

Для давлений свежего пара до 10 МПа значения рассчитанные по формуле (1.2), близко совпадали с теми, которые можно рассчитать для изучаемых схем с помощью тепловых балансов. При более высоких параметрах отклонения возрастали. Для схем с промежуточным перегревом можно было приближенно оценить значение g лишь для ступеней подогрева, снабжаемых паром из ЧСД и ЧНД, т. е. ниже отбора на промежуточный перегрев. [c.9]

Находя по формулам (1.9) или (1.15а) значение еь можно далее определять последовательно е2, ез, , по формулам (1.8) либо (1.13) — (1.15) в зависимости от типа ступени. Из приведенных формул следует, что для схемы без промежуточного перегрева коэффициент изменения мощности е для любой ступени является функцией параметров этой ступени, а также параметров нижестоящих ступеней подогрева и энтальпии пара, поступающего в конденсатор. Изменения, происходящие в схеме выше ступени /, если они не вызывают изменения процесса расширения пара в турбине, не влияют на б/. [c.29]

Если изобразить теплофикационную мощность в виде площадки под ступенчатой линией е=ф(А1в), то график для схемы без промежуточного перегрева будет аналогичным графику рис. 6.5, и оптимальная разбивка подогрева приведет к тем же параметрам пара в отборах, что и для системы регенеративного подогрева. Этот вывод был известен и ранее [35]. [c.180]

Решение задачи рассмотрим на примере схемы паротурбинной установки с одним промежуточным перегревом. Пусть давление промежуточного перегрева рх (рис. 7.5) выбрано независимо от оптимальной разбивки, т. е. считается заданным. Кроме Рх, известна также структура тепловой схемы, т. е. число подогревателей и их типы. Для одного из вариантов разбивки подогрева питательной воды (исходного) выполнен расчет схемы, найдены вх и Г) и по формуле (3.20) определены параметры нейтральной точки т. Требуется найти оптимальные параметры пара Б отборах с первого по(х—1)-й. [c.204]

Изменением определяющих параметров, являющихся непрерывными по своей природе, можно задавать изменение структуры тепловой схемы. Так, изменение величины подогрева питательной воды в одной ступени приводит к изменению количества ступеней подогрева воды при этом все подогреватели высокого и низкого давления, за исключением первых по ходу воды, будут иметь примерно равные поверхности. Возможно также задание закона изменения величины подогрева в ступени в зависимости от параметров греющего пара и схемы установки [76]. Непрерывное изменение значений параметров, определяющих схему промежуточного перегрева пара, позволяет получить все возможные схемы промежуточного перегрева. Например, для схемы, изображенной на рис. 4.1, повышение давления пара на входе в промежуточный перегреватель при сохранении постоянными давлений отборного греющего пара и начального давления Ро приводит сначала к уменьшению числа ступеней перегрева (при Ро > Рз > Pi перегрев может осуществляться только острым паром), а затем к исключению из схемы промежуточного перегрева (при Рз>Ра). Аналогично можно подобрать определяющде параметры для любых других видов структурных изменений тепловой схемы паротурбинной установки АЭС. [c.81]

Перспективность применения неводяных паров в будущем обусловлена тем, что дальнейшее повышение начальных параметров водяного пара [свыше (170ч-240) 10 Па, 540—565° С] и единичной мощности турбоагрегатов (свыше 800—1200 МВт) не обещает существенного расчетного снижения удельного расхода тепла. Фактического же снижения удельного расхода тепла при дальнейшем повышении начальных параметров водяного пара и усложнении тепловой схемы блока (например, введения второго промежуточного перегрева пара) может вообще не быть. Чем выше начальные параметры пара и чем сложнее тепловая схема энергетической установки, тем больше отклонение фактического к. п. д. установки от расчетного. На лучших установках с параметрами пара (90-нЮ0) 10 Па, 520—бЗО" С фактический удельный расход тепла соответствует расчетному. На установках с начальными параметрами пара (140- -170) 10 Па, 540—565° С и промежуточным перегревом пара фактический удельный расход тепла несколько ниже расчетного, хотя и близок к нему. На установках с давлением пара (240ч-257) 10 Па, 540—565° С фактический расход тепла значительно ниже расчетного. Так, на блоках закритического давления в США фактический удельный расход тепла даже при наличии двух промежуточных перегревов не ниже, чем на блоках с давлением (160-н170) 10 Па и одним промежуточным перегревом пара. [c.5]

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]

С начала развития советской теплоэнергетики институты ЦКТИ имени И. И. Ползунова, ВТИ имени Ф. Э. Дзержинского, ЭНИН имени Г. М. Кржижановского, Теплоэлектропроект, конструкторские бюро заводов энергетического машиностроения творчески решали сложные проблемы повышения технического уровня энергооборудования. В период 1931—1933 гг. впервые в стране были введены котлы на ТЭЦ № 8 Мосэнерго мощностью 4 МВт и Березниковской ТЭЦ на Урале мощностью 83 МВт (1931 г.) на повышенное давление пара в 60 кгс/см . Особенностью тепловой схемы Березниковской ТЭЦ было введение промежуточного перегрева пара в отдельно стоящих паро-перегревательных установках. Опыт эксплуатации оборудования давлением 60 кгс/см послужил основой для дальнейшего повышения параметров пара. На ТЭЦ № 9 Мосэнерго было введено оборудование на параметры пара 130 кгс/см и 500°С. Прямоточные котлы системы Леффлера производительностью 150 т пара в час были получены из-за рубежа. Но в 1934 г. на ТЭЦ 9 ввели в действие более мощный прямоточный котел системы проф. Рамзина. Этот котел был рассчитан на нагрузку в 160/200 т пара в час с параметрами пара 130 кгс/см и 500° С. [c.61]

Переход с параметров 90 ата, 500° на 130 ата, 565° дает на каждый 1 ООО ООО кет установленной мощности экономию топлива в 220 тыс. тонн в год переход с параметров 130 атл, 565° на 240 ата, 580° дает дальнейшую экономию в топливе в 195 тыс. тонн. Экономия в топливе указана в условных единицах, исходя из предположения, что, сгорая, 1 кг топлива выделяет 7000 ккал. В действительности же средняя калорийность топлива ниже и цифры, показывающие действительную экономию топлива, будут выше указанных. На фиг. 1 показана принципиальная тепловая схема сравнительно простой паровой электростанции. Современные паротурбинные установки часто выполняются по значительно более сложным схемам число подогревателей питательной воды достигает 8—10, в схему включаются испарители добавочной питательной воды, так как котлы очень высокого давления могут питаться только чистым дестиллятом. Турбины больших мощностей, работающие паром высоких параметров, состоят из нескольких цилиндров, через которые пар проходит последовательно. В наиболее современных установках пар, пройдя через цилиндр высокого давления, возвращается в котельную, где повторно подогревается до начальной температуры или близкой к ней, после чего направляется в цилиндр среднего давления для дальнейшего расширения. Намечаются к строительству паротурбинные установки с двумя промежуточными перегревами пара. [c.8]

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]

При проведении технико-экономической оптимизации параметров теплосиловой части АЭС кроме параметров, участвуюш,их в термодинамической оптимизации, в качестве независимых переменных рассматривались также параметры регенеративного подогрева питательной воды и скорости пара в пароперегревателях. Однако в связи с тем, что параметры регенеративного подогрева слабо влияют на величину функции цели (в представляющем интерес интервале их изменения), оптимизация параметров регенеративного подогрева питательной воды проводилась отдельно, после предварительно проведенной оптимизации параметров промежуточного перегрева пара с последующим уточнением оптимальных параметров промежуточного перегрева. Для определения зоны оптимальных решений по параметрам и схеме теплосиловой части АЭС технико-экономиче-ская оптимизация проводилась для трех вариантов сочетаний исходной информации по внешним условиям сооружения и эксплуатации установки, а также по некоторым характеристикам оборудования. Оптимистический вариант — относительно низкие удельные приведенные затраты по замещаемой станции (40 руб кет-год), эффективное удаление влаги из проточной части турбины и рациональная конструкция проточной части, позволяющая несколько снизить потери от влажности пара в проточной части. Средний вариант — затраты по замещаемой станции соответственно 52 руб кет-год, эффективное влагоудаление, потери от влажности обычные. Пессимистический вариант — затраты по замещаемой станции 65 руб1квтп-год, влагоудаление отсутствует. В качестве исходного варианта принята установка с турбиной К-500-65, разработанная для первых станций рассматриваемого тина. [c.92]

Повышение начальных параметров пара, введение одно- и двукратного промежуточного перегрева ни в какой мере не противопоставляются использованию тепла низкого потенциала. Продолжаются разработки новых схем и конструкций, позволяющих наиболее полно использовать тепло уходящих газов. В этой области нужно считать перспективными схемы, объединяющие хвостовые части котельных агрегатов с общей тепловой схемой электр Остан-ции и позволяющие совместно рассматривать все потери низкопотенци- [c.236]

В реальных регенеративных циклах с конечным числом отборов термодинамически наивыгоднейшая температура вторичного перегрева зависит, кроме параметров исходного цикла и конечной температуры вторичного перегрева, еще и от большого количества других факторов величины механических потерь в проточной части турбины, характера влияния влажности на внутренний относительный к. п. д., падения давления пара в тракте промежуточного перегрева и др. Весьма существенным является то обстоятельство, что отбор пара на вторичный перегрев соьмещается обычно с одним из регенеративных отборов. Температура пара, отбираемого на вторичный, перегрев, определяет (при данном режиме работы турбины) его давление. Последнее в свою очередь определяет температуру насыщения в совмещаемом отборе, т. е. органически связывает параметры схемы промежуточного перегрева и регенеративной схемы. [c.28]

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]

Повь[шение параметров сухого насыщенного пара должно сопровождаться мерами по уменьшению влажности пара в турбине сепарацией и промежуточным перегревом пара. На рис. 2.45, а изображена принципиальная схема турбинной установки с промежуточной сепарацией и двухступенчатым перегревом пара, на рис. 2.45, б — процесс в И, i-диа-грамме, на рис. 2.45, в — цикл в Т, 5-диаграмме. [c.154]

Современная практика конструирования турбин подобной мощности на высокие параметры обычно предусматривает расширение пара в трех последовательно включенных цилиндрах применение такой трехцилиндровой схемы в данном случае привело бы к чрезмерно большому тепло-падению до первого промежуточного перегрева пара и соответственно к значительным размерам цилиндра высокого давления. Так как при сверхвысоких начальных параметрах пара трудно осуществить конструкцию большегабаритного цилиндра сверхвысокого давления, было решено эту часть выполнить по двухцилиндровой схеме, что в результате [c.31]

На современных отечественных конденсационных электростанциях с турбоагрегатами мощностью 100 тыс. кет и выше с начальным давлением пара 130 ат и выше применяют блочную структуру электростанции. За рубежом блочная структура применяется и при меньшей мощности агрегатов (50 Мвт) на установках без промежуточного перегрева пара. Переход от централизованной и секционной к блочной структуре ТЭС явился логическим следствием укрупнения мощности ТЭС и их агрегатов, повышения начальных параметров пара, применения помежуточного перегрева пара, что сопровождалось значительным усложнением тепловой схемы, систем трубопроводов, эксплуатации и автоматического регулирования. [c.191]

Характерными особенностями электростанции, которые в свое время выдвинули ее в число одной из прогрессивных электростанций Европы, явились блочная схема котел—турбина при расположении котлоагрегатов и трансформаторов на открытом воздухе и рекордно низкий, в то время нигде в Европе не достигнутый, удельный расход тепла. После ряда лет эксплуатации в 1954 г. удельный расход тепла при 5 400 ч использования максимума электрической мощности составил 2 325 ккал на отпущенный киловатт-час и в последующие годы сохранился на этом же уровне. Такого низкого удельного расхода тепла удалось достигнуть только благодаря высоким начальным параметрам пара, применению промежуточного перегрева пара, высоким к. п. д. работающих на газе котлоагрегатов, а также применению генераторов с водородным охлаждением. Высокое давление газа (50 ати), имевщее место в первые годы эксплуатации, срабатывалось в газопроточных турбинах, установленных по одной на каждый блок. Эти турбины приводили в движение аси 1- [c.374]

Варианте параметрами пара р = 400—600 кг1см , = 600— 700° С а = 400 С без применения промежуточного перегрева здесь не приводится, так как пока не могут быть приведены достаточные доказательства возможности работы ступени с высоким к. п. д. в области пара большой влажности. Здесь не могут быть конструктивно показаны и методы сепарации пара с наименьшими потерями давления. Следует только отметить, что тепловая экономичность такой схемы близка к экономичности схем с двумя промежуточными перегревами. [c.57]

Основными путями развития и повышения экономичности тепловых электрических станций были и остаются укрупнение агрегатов (котлов и турбин), повышение рабочих параметров пара, применение промежуточного перегрева, регенерации и теплофикации и интенсификация использования металла путем повышения теп-лонапряжения поверхностей нагрева. В последнем десятилетии широко применялось блочное исполнение паровых агрегатов — котлов и турбин, при котором устраняются параллельные связи, упрощается и удешевляется схема трубопроводов и компоновка. станции. [c.4]

На рис. 17 приведена принципиальная схема цикла водо-фре-оновой установки с небольшим начальным перегревом фреонового пара и сверхкритическими параметрами водяного пара роа при наличии промежуточного перегрева р Важнейшими характеристиками таких бинарных циклов являются величина разделительной температуры (или давления водяного пара, поступающего в конденсатор-испаритель) и величина температурного напора в конденсаторе-испарителе. [c.37]

Поэтому в качестве определяющих параметров промежуточного пере-грева пара приняты давление перегреваемого пара, недогревы пара до температуры греющего пара в каждой из ступеней перегрева и давление отборного греющего пара. Поскольку расходы греющего пара могут быть рассчитаны лишь после определения расхода нагреваемого пара, расходы греющего пара определяются итерационно, до совпадения температуры neperj ева, рассчитанной по расходам пара, с заданной температурой перегрева. В зависимости от схемы промперегрева (от одноступенчатой при однократном перегреве до двухступенчатой при двукратном перегреве) время расчета одного варианта возрастает в 2 -f- 10 раз, так как требуется выполнять итерационный расчет по нескольким величинам. При итерациях для сокращения времени счета ведутся только балансовые расчеты теплообменников и агрегатов, без подробных конструктивных расчетов. После определения расходов греющего пара па промперегрев производится полный расчет тепловой схемы с определением мощности электрогенератора, мощности механизмов собственных нужд, конструктивных характеристик и стоимости оборудования. [c.83]

Особое положение в этом случае занимает ступень подогрева питательной воды, которая получает пар из линии, идущей на промежуточный перегрев (так называемая холодная линия промежуточного перегрева , обозначенная на рис. 1.18 буквой х). Структура схемы в части низкого давления (за точкой промежуточного перегрева) не имеет отличий от схемы без промперегре-ва. Изменение теплового баланса, т. е. подвод теплоты извне в ступенях, расположенных ниже ступени х, при неизменном расходе пара, а следовательно, и теплоты на установку вызывает изменение потоков лишь в нижней части схемы. Поэтому значения е этих ступеней не зависят от параметров вышестоящих ступеней, и для них справедливы приведенные ранее формулы (1.8) и (1.13). [c.33]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...