Паротурбинный цикл

Рис. У1-3. Цикл простейшей паротурбинной установки.

Дяя энерготехнологической установки с паротурбинным циклом совместное решение уравнений (9.25) и (9.26) дает следующее выражение для определения расхода топлива /Х02] [c.300]

Расчетные значения расхода топлива (в пересчете на условное) 227-215 г/(кВт-ч). Основные потери энергии,% в паротурбинном цикле - 25,6 на собственные нужды ЭЭС (включая нагрев воздуха) 9, с отходящими газами - 4,6, на излучение тепла в окружающую среду - 4,4 на преобразование постоянного тока в переменный - 2. При использовании тепла ЭЭС для теплоснабжения и теплофикации суммарный КПД ЭЭС превышает 80%. [c.124]

Очищенные продукты газификации угля в теплообменнике нагреваются до 700°С и поступают в ЭХГ, непрореагировавшее топливо дожигается в дожигателе ДГ, продукты горения поступают в парогенератор ПГ, экономайзер ЭМ, теплообменники и сбрасывается в атмосферу. Подогретый воздух подается в дожигатель и в ЭХГ, а затем после отдачи тепла в теплообменниках ТО сбрасывается в атмосферу. Вода из системы водоподготовки поступает в паротурбинный цикл, в котором генерируется электроэнергия, а в случае необходимости и тепло. В схеме предусмотрена горелка Г для запуска ЭЭС. [c.125]

Паротурбинный цикл Ренкина (см. рис. 3.36) реализуется и на атомных станциях (АЭС), где нагревание и испарение воды, а также перегрев пара происходят за счет теплоты, выделяющейся при реакции ядерного распада изотопа урана. Разумеется, все, что указано ранее о КПД производства электроэнергии, относится также и к АЭС. [c.292]

В том случае, когда единичная мощность газотурбинного агрегата не превышает 30 МВт, ряд зарубежных исследователей [1, 40] полагают, что наиболее целесообразно использовать ПГУ третьего типа (см. рис. 1, в). Как видно из диаграммы 5—Т, тепло отходящих газов ГТУ в таких ПГУ используется в УК для генерации пара, сбрасываемого в конденсационную паровую турбину. Тем самым в ПГУ с УК путем совмещения газового и парового циклов удается одновременно использовать преимущества газотурбинного цикла (высокую среднюю температуру подвода тепла) и паротурбинного цикла (низкую температуру отвода тепла). [c.28]

Сравнение /—5 " диаграмм рис. 102 и 106, б показывает принципиальную невозможность использовать в паротурбинном цикле весь располагаемый перепад энтальпий. Изотерма отвода тепла 5—1 в паровом цикле должна соответствовать температуре конца охлаждения Ге в дополнительных ступенях ГТУ. Перепад энтальпий в этом процессе составит [c.247]

Цикл Ренкина. Круговой процесс изменения состояния рабочего тела в паротурбинной установке описывается циклом Ренкина. Упрощенная схема такой установки приведена на рис. VI-2. [c.135]

Рис. 3-59. Схема последовательного соединения центробежных машин в регенеративном цикле паротурбинной установки.

Цифры даны при соответствующих оптимальных степенях сжатия. Заметим, что при осуществлении незначительной степени повышения давления в цикле требования к полноте регенерации тепла велики, а степени регенерации, меньшие 60— 70%, практически не интересны. для ГТУ, претендующих на сближение по экономичности с паротурбинными установками. Простейшими типами воздухоподогревателей являются так называемые рекуперативные теплообменники, в которых теплообмен осуществляется через разделяющую два потока стенку — сюда относятся трубчатые и пластинчатые воздухоподогреватели. При высоких степенях регенерации такие теплообменники имеют очень большие габариты и большой вес по сравнению с самой турбиной. Естественно, возникает задача найти лучшие решения, заложив другой принцип в организацию теплообмена между продуктами сгорания и сжатым воздухом. Одним из возможных решений является применение РВП. В отношении компактности особенно перспективными представляются воздухоподогреватели с вращающейся поверхностью нагрева. Вращающийся воздухоподогреватель значительно меньше трубчатого и пластинчатого по объему и весу. [c.140]

Повышение давления по линии подвода теплоты 2-3-4-5 сдерживается ограниченной механической прочностью многочисленных трубопроводов большого диаметра и лопаток быстро вращающейся паровой турбины. Это ограничение тем более существенно, что с возрастанием давления насыщенного пара повышается и его температура, а с увеличением температуры механическая прочность металлов быстро снижается. В настоящее время предельные параметры верхнего уровня энергетического цикла паротурбинных установок на крупных электростанциях не превышают Рз-5 = 24 МПа и 5 = 540 С для перегретого пара перед турбиной. [c.292]

Рис. 14.66. Высокотемпературный цикл паротурбинной установки 1 — штел 2 — паровая турбина

В промышленности, на транспорте и в энергетике ГТУ находят применение как энергоустановки для выработки электроэнергии, как привод машин и механизмов, а также в специальных парогазовых циклах. Наиболее распространенные парогазовые циклы в СССР основаны на размещении парогенератора (котла) между компрессором и газовой турбиной ГТУ, за рубежом — за газовой турбиной (нередко с дополнительным сжиганием топлива за турбиной). За рубежом проходят промышленные испытания ГТУ, работающие при начальной температуре газов 1300 °С. Программа этих работ [46] предусматривает создание ГТУ с температурой газа 1500 °С. При 1300 °С ожидаемый к.п.д. ГТУ 47%, при 1500°С — около 50%, что значительно выше теоретически возможного на паротурбинных установках. [c.491]

Из приведенной схемы технологического процесса паротурбинной установки видно, что вода и пар (рабочее вещество) обращаются по замкнутому циклу котельный агрегат — паровая турбина — конденсатор — котельный агрегат. При этом из цикла выпадает только то количество воды и пара, которое безвозвратно расходуется на нужды потребителей и на собственные нужды электростанции (продувку паровых котлов, обдувку, паровой привод насосов и т.д.), а также теряется из-за неплотностей системы (пропаривания, утечки). Это количество восполняют, добавляя в цикл сырую воду, предварительно прошедшую через установки химводоочистки, в которых ее обрабатывают, чтобы удалить из нее различные примеси. Добавочная химически очищенная вода поступает в деаэратор по трубопроводу 12. [c.99]

Требования к водно-химическим режимам паротурбинных электростанций находят свое выражение в нормировании содержания различных примесей в паре и воде основного цикла ТЭС, в водах тепловой сети и системы охлаждения конденсаторов турбин. Для основного цикла устанавливаются нормы качества пара, поступающего в турбину, конденсата, добавочной и питательной воды котлов. Для теплофикационного цикла устанавливаются нормы добавочной и сетевой воды, для системы охлаждения — нормы охлаждающей воды. Рассмотрение организации водного режима по отдельным участкам пароводяного тракта ТЭС позволяет учесть особенности поведения примесей на всех этих участках, а также выявить влияние и взаимозависимость водных режимов отдельных агрегатов и таким образом установить совокупность всех вопросов, характеризующих водный режим станции в целом. [c.22]

И, тем не менее, применение низкотемпературных теплообменников в последнее время стало рассматриваться более внимательно из-за возможности повьштения термического КПД паротурбинного цикла за счет вытеснения тепла отборов низкого давления теплом уходящих дымовых газов и увеличения выработки электроэнергии. [c.37]

Кругооборот рабочего тела (НгО) в основном цикле современных паротурбинных электростанций совершается очень быстро — всего за 20—30 мин. Возникновение тех или иных нарушений водно-химического режима на одном из участков пароводяного тракта ТЭС неизбежно вызывает нарушение этого режима и на других участках тракта. Чем продолжительнее будет отклонение водно-химического режима от нормы, тем ощутимее будут вредные последствия его нарушений. Установить причины таких нарушений, как отмечалось ранее, позволяет химический контроль в совокупности с другими видами контроля — за [c.296]

Такие устройства включают паротурбинные агрегаты (циклы Рен-кина и Калина), газотурбинные двигатели, двигатели Стирлинга и топливные элементы. [c.294]

В некоторых случаях необходимость последовательного соединения машин диктуется технологическими соображениями. Так, например, в регенеративном цикле паротурбинной установки поток конденсата проходит последовательно через ряд подогревателей, в результате чего постепенно повышается его температура. Конечная температура подогрева конденсата в современных установках значительна, и это требует постановки водного тракта подогревателей под высокое давление. [c.81]

Применение паротурбинного привода для постоянно действующих (не резервных) центробежных насосов допустимо лишь при условии использования отработавшего пара турбины в регенеративном цикле или для целей теплофикации. В этом случае паротурбинный привод энергетически эффективнее электрического. [c.121]

Насосы различных схем основного энергетического цикла АЭС принадлежат к лопастным машинам. В конденсаторных установках паротурбин большинства АЭС обычно используют и пароструйные эжекторы. [c.49]

Полученный искусственный газообразный энергоноситель является результатом нетрадиционной технологии превращения горючей массы угля. Теплота сгорания искусственного газа существенно ниже, чем природного, однако сжигание любого газообразного энергоносителя экологически менее пагубно, чем угля. Наиболее значительные результаты в этой группе технологий получены при организации на ТЭС газификации угля. В этом случае наряду с паротурбинными блоками на ТЭС можно использовать газотурбинные блоки и реализовывать на них парогазовые термодинамические циклы, энергетический КПД которых в 1,5 раза и более превышает КПД паровых циклов. При [c.50]

Сочетание термодинамических преимуществ газотурбинной и паротурбинной (ПТУ) установок — подвод тепла в цикле на высоком уровне для ГТУ и отвод тепла при низких температурах для ПТУ — позволяет получить к. п. д. более высокий, чем к. п. д. ГТУ и ПТУ при одинаковых параметрах рабочих тел. [c.26]

Из совмещенной диаграммы Т—5 (рис. 106, а) видно, что вследствие наличия в паровом цикле изотермического подвода тепла возможности для передачи его от газотурбинной (ГТУ) к паротурбинной (ПТУ) установке ограниченны. Минимальная температура, до которой еще возможна передача тепла (Г5), должна превышать температуру изотермы кипения 2 —8 ). Поскольку подвод тепла к воде происходит по изотерме, а его отвод от выпускных газов — по изобаре, имеется значительный пере- [c.246]

Паротурбинная установка, вырабатывающая электроэнергию за счет энергии сжигаемого топлива, работает по циклу Ренкина (рис. З.Зб). Согласно этому циклу, питательная вода насосом 5 изоэнтропически (линия [c.290]

Установки, работающие по комбинированному циклу, обычно имеют генератор с приводом от газовой турбины, котел-утилизатор и отдельно паротурбинный генератор. Компрессор принимает воздух, поступающий из атмосферы, и сжимает его до давления 0,84—1,12 МПа. В камере сгорания сжигается топливо, смешанное с воздухом, для обеспечения подачи горячих газов в газовую турбину, вырабатьшающую электроэнергию. В котле-утилизаторе отходящие из газовой турбины газы превращаются в энергшо пара. Из этого котла, который может либо не иметь отопления, либо иметь [c.182]

По четвертой схеме твердое топливо сжигается под котлами тепловой электрической станции. Часть химической энергии топлива в результате сложного процесса превращается в электрическую энергию, которая используется в электрической печи. Выработанная электроэнергия многократно трансформируется сначала напряжение повышается для передачи на большое расстояние — до районной понизительной подстанции, затем снова понижается (до 380—500 в и более) и с этим напряжением электроэнергия подводится к электрическим печам. Принципиальные схемы электрических печей рассмотрены ниже. В зависимости от типа печи возможна дополнительная трансформация электрической энергии с сохранением или с повышением частоты тока с 50 до 10 000 гц и более (при индукционном нагреве). При каждой трансформации теряется часть энергии в мощных печах 2—4%, в менее мощных печах 4—5%, в преобразователях до 10—15%. Общие электрические потери могут быть весьма большими. Коэффициент полезного действия сети от электрического генератора до электротермической установки составляет величину лорядка 0,80—0,85. Устройство самой электрической паротурбинной станции довольно сложно. Для повышения тепловой экономичности паровые котлы строятся иа высокие параметры пара (140 бар и 565 °С), а также на сверхкритические параметры пара (300 бар и 580°С). В настоящее время строятся главным образом крупные конденсационные электростанции мощностью 1200—2 400 тыс. кет и выше, имеющие хорошие технико-экономические показатели. Строительство таких станций позволяет снизить расход условного топлива на отпущенный киловатт-час до 310—360 г/квт-ч и повысить к. п. д. до Т1э.с = 0,45. При работе котлов и турбин на сверхвысоких начальных параметрах к. п. д. возрастает до 40% и более. На ТЭЦ, расположенных в городах и при крупных заводах, благодаря применению теплофикационного цикла общее полезное использование топлива повышается до 45—60%. [c.27]

В современных циклах паротурбинных установок (ПТУ) достигнуты параметры пара по температуре 540—565 °С и по давлению 240 ата с одним промпере-гревом с термодинамической эффективностью конденсационного цикла 45—47% и к. п. д. нетто АЭС 40— 41% 2]. [c.6]

Метод расчета плановых удельных расходов топлива (теплоты) в принципе не отличается от принятого для ТЭС на органическом топливе. В этих расчетах должны быть учтены особенности тепловой схемы АЭС. Потери в реакторном отделении состайляют относительно малую величину (без учета потерь при перегрузках топлива). Поэтому удельный расход теплоты на.АЭС по величине почти равен удельному расходу ядерного топлива, выраженному в тепловых единицах. Вместе с тем расход электроэнергии на главные циркуляционные насосы (ГЦН) значителен. Поэтому при нормировании и анализе технико-экономических показателей АЭС особого внимания требует учет расхода электроэнергии, возврата теплоты от насосов и использования его в следующем цикле производства электроэнергии. Задача определения удельного расхода ядерного топлива сводится практически к расчету удельного расхода теплоты нетто АЭС, который почти полностью совпадает с удельным расходом теплоты паротурбинной установкой. [c.176]

Применение паротурбинного нри-юда для постоянно действующих [не резервных) центробежных на- осов допустимо лищь при условии спользования отработавшего пара Урбины в регенеративном цикле 1ли для целей теплофикации. В этом У1учае паротурбинный привод энер- етически эффективнее электричес-<ого для мощности привода более 6 МВт. [c.201]

Авторы показали также, как применение ртутного цикла в паротурбиииых установках малой мощности значительно увеличивает их экономичный к. п. д. Применение ртутного цикла на кораблях может дать экономию топлива 40% и больше по сравнению с обычной паротурбинной установкой. Наконец, авторы показали перспективность применения ртутного цикла в авиационных двигателях. [c.152]

Рис. 7.21. Схемы теплового насоса на верхнем продукте (а), нижнем проду1 (б) и открытого цикла с паротурбинным приводом (в).

Основная особенность схемы состоит в использовании бум делательной машины как конденсатора холодильного цикла то же время конденсатора паротурбинного энергетического щ по нормальной схеме. Следовательно, на рис. 7.35 верхний ко изображает теплонасосный цикл, а нижний контур — энергет ский с двумя котлами, работающими параллельно. Испари теплового насоса использует нагретый воздух или жидкость источник тепла. [c.207]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология