Оптимальные параметры промежуточного перегрева пара

ОПТИМАЛЬНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ПРОМЕЖУТОЧНОГО ПЕРЕГРЕВА ПАРА [c.29]

Более благоприятно применение промежуточного перегрева на ТЭЦ с отопительным отбором, имеющим давление пара 1—2 ат и ниже. В этом случае оптимальные параметры промежуточного перегрева пара и выигрыш от него приближаются к значениям, соответствующим конденсационным турбоагрегатам. Так, для теплофикационной турбоустановки Т-250-240 мощностью 250 Мет, с начальным давлением пара 240 ат, создаваемой на базе конденсационного блока 300 Мет, 240 ат, давление промежуточного перегрева пара, по условиям унификации с конденсационным блоком, выбрано равным 40/36 ат. Снижение экономичности по сравнению с оптимальным для этой турбоустановки давлением промежуточного перегрева пара (около 60 ат) составляет около одного процента. [c.60]

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]

Значение оптимальных параметров промежуточного перегрева зависит от начальных параметров пара, конечной (верхней) температуры промежуточного перегрева, вида цикла (идеальный или действительный), значений к. П.Д. т]ог ступеней турбины, от степени развития регенеративного подогрева конденсата турбин. [c.52]

Вторичный перегрев пара. Оптимальное давление для промежуточного перегрева пара выше, чем для конденсационных турбин. Эффект от него тем больше, чем выше начальные параметры пара и чем ниже уровень давления, до которого происходит расширение. [c.97]

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]

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]

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]

Если для турбин большой единичной мощности ориентировались на начальное давление от 100 am и до критического давления, с применением промежуточного перегрева пара, то для турбин малой мощности оптимальные параметры пара будут другие. [c.230]

Оптимальные параметры регенеративного подогрева воды на конденсационной электростанции без промежуточного перегрева пара [c.58]

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]

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]

Рис. 12-14. Энергетически оптимальное начальное давление пара и соответствующий к. п. д. мощного конденсационного блока сверхкритических параметров с двухступенчатым промежуточным перегревом пара.

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]

Зависимость оптимальной величины давления промежуточного перегрева от начальных параметров пара Pi и Ц пока- [c.213]

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]

Выбор начальных параметров пара, параметров и числа ступеней промежуточного перегрева является частью общей задачи комплексной оптимизации термодинамических и конструктивных характеристик энергоблока. Результаты такой разработки, выполненной Сибирским энергетическим институтом (СЭИ) АН СССР применительно к энергоблоку 800 МВт в европейской части Советского Союза при базовой его нагрузке, показаны на рис. 4.18. На этом рисунке показан перерасход расчетных затрат в вариантах с начальным давлением пара, равным примерно 16 24 и 30 МПа, по сравнению с оптимальным вариантом 24,0 МПа и 560 °С в зависимости от начальной температуры пара в пределах 520—640 °С. Из рисунка видно, что варианты с начальным давлением 24,0 МПа во всей области начальных температур экономически выгоднее вариантов 16 и 30 МПа. [c.51]

Первые три этапа расчета ПТС выполняют аналогично расчету ПТС КЭС (см. 11.2). Основной исходной величиной расчета является мощность генератора N3. Начальное давление пара и температуру питательной воды, так же как и конечное давление пара определяют по данным технико-экономиче-ских расчетов. Для современных АЭС эти параметры находятся в пределах ро= 6- 7 МПа, Рк=44-6 кПа, = 220- 230 °С (двухконтурные АЭС с ВВЭР и АЭС с реакторами на быстрых нейтронах). Разделительное давление перед сепарацией влаги и промежуточным перегревом зависит от начального давления. Его оптимальное значение, МПа, можно определить из выражения р,=0,6754-0,12 (ро-4,5). [c.165]

Если в предыдущие годы наблюдалось непрерывное повышение параметров пара, то в 1981 —1986 гг. произошла их стабилизация на уровне 23,5 МПа и 540/540° С для мощных энергоблоков. Эти параметры оказались близкими к оптимальным. Определенный, пока не использованный резерв, не требующий разработки новых сталей для поверхности перегрева, представляет возможность повышения температуры промежуточного перегрева до 560—570° С. [c.5]

Применение промежуточного перегрева пара на ТЭЦ приводит к увеличению теплопадения пара в турбине. Однако одновременно по-выщается температура отработавшего пара, используемого для внешних потребителей, что замедляет рост удельной выработки электроэнергии. Энергетическая эффективность промежуточного перегрева на ТЭЦ ниже, чем на конденсационных электростанциях. На крупных ТЭЦ с высоким начальным давлением пара применение промежуточного перегрева может быть оправдано экономией топливу, в особенности при высокой его стоимости. Оптимальные параметры промежуточного перегрева пара на ТЭЦ отличаются от конденсационных электростанций. [c.60]

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]

Пример расчета. Эффективность разработанной программы выбора оптимальной компоновки поверхностей нагрева котпоагрегата исследована на примере решения задачи для однокорпусного котлоагрегата паротурбинного блока мощностью 1200 Мет с двумя промежуточными перегревами пара [55]. Была поставлена задача выбора оптимального взаимного размещения по ходу продуктов сгорания пакетов основного пароперегревателя и пароперегревателей первого и второго промежуточных перегревов пара. В диапазоне температур продуктов сгорания (1500 -ь 470) °С, отвечающем теплосъему между экранами верхней радиационной части и конвективным экономайзером, необходимо разместить 10 поверхностей нагрева с различными величинами теп-ловосприятий 6 пакетов основного и по 2 пакета вторичных пароперегревателей. При этом учитываются все технические требования и ограничения, перечисленные выше. В диапазоне температур (1500 -f- Т ) °С любая поверхность нагрева рассматривается как ширмовая, а при температурах ниже — как конвективная. Учитывалось, что при температуре нише 7pj, = 760 °С конвективный газоход раздваивается по условиям регулирования параметров котпоагрегата при частичных нагрузках. [c.50]

Выбор места промежуточного перегрева пара зависит от уровня новых и старых начальных параметров пара, и давление его должно быть оптимальным. Очевидно, промежуточный перегрев пара между цилиндрами предвключенной турбины отвечает особенно высоким начальным параметрам пред-включенных турбин. [c.49]

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]

Построение процесса работы пара в турбине в h, S-диаграмме (рис. 11.9) и составление табл. 11.2 осуществляются одновременно. В первую очередь строят процесс работы пара в ЦВД и ЦСД, Учитывают значения t]oi цилиндров, потери давления на тракте промежуточного перегрева (табл. 11.1). Для построения процесса в ЦСД предварительно задаются значением давления за ним р сд te0,l МПа, заведомо меньшим оптимального значения р"цсд=рб, которое будет определено позднее. По известной температуре воды за последним ПВД (П1) определяют параметры пара в первом отборе турбины, по давлению пара до промежуточного перегрева — параметры воды за предпоследним ПВД (П2). Недоохлаждение дренажа греющего пара в охладителях принимают в зависимости от ви- [c.152]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...