Блок парогенератор — турбина

Парогенератор устанавливается в блоке с газовой турбиной ГТ-700-4-1, компрессор которой создает давление порядка 5 ama. [c.47]

Объединение парогенератора и турбины в одном агрегате усиливает взаимосвязь между их статическими и, особенно, динамическими характеристиками. Поэтому при проектировании каждого из элементов блока необходимо учитывать особенности характеристик других элементов. [c.26]

Связь между турбиной и котлом. Главная отличительная особенность динамики современных блоков— непосредственная связь между системами регулирования парогенератора и турбины. Эта связь предназначена для смягчения основного недостатка несвязанного регулирования котла и турбины — запаздывания изменения импульса по давлению за котлом после начала движения клапанов турбины, что ухудшает приемистость блока. Для ускорения перевода котла на новый режим вводится дополнительный импульс по нагрузке турбины или, что практически то же,— по расходу свежего пара. [c.57]

На маневренные характеристики турбины большее, чем номинальное давление, оказывает влияние температура первичного пара. Она пока не превосходит 783—793 К, хотя за рубежом имеется тенденция ее повышать (например, в Японии — до 830 К). Для давления 13 МПа и выше обычно применяется промежуточный прогрев пара также до температуры 783—793 К. При выборе начальной температуры необходимо учитывать как главный фактор — отсутствие аустенитных сталей в основных деталях парогенератора и турбины, особенно же — сочетания сталей перлитного и аустенитного классов, имеющих различные коэффициенты теплового расширения только при соблюдении этого условия можно ожидать хороших маневренных характеристик блока, если, конечно, применяются надлежащие конструкции сильно нагретых частей. [c.85]

При блочной структуре электростанции в отличие от централизованной одновременно пускают парогенератор и турбину еще до достижения номинальных параметров пара. При этом различают пуск блока из холодного и неостывшего состояния. Ниже рассматривается пусковая схема блока, в которой комплексно решены вопросы растопки парогенератора, прогрева станционных паропроводов, турбины и охлаждения промежуточного пароперегревателя. В качестве примера принят блок 300 Мет с прямоточным парогенератором. [c.187]

Блок парогенератор — турбина 18 Бункер пыли промежуточный 52, 54 [c.237]

При срабатывании защит паровой турбины дается импульс на включение БРОУ, а парогенератор и газовая ступень остаются в работе. ПГУ также может быть остановлена вручную воздействием на кнопки аварийного останова, расположенные на пульте управления и на блоке регулирования газовой турбины. [c.66]

Рассмотрим решение задачи обеспечения надежности технологической части ЭТБ по бесперебойной- подаче очищенных продуктов пиролиза в топку парогенератора на примере энерготехнологического блока с паровой турбиной К-300-240, тепловая схема которого представлена на рис. 1-17. Структурная схема установки показана на рис. 6-9, на котором она условно разбита на две части технологическую, состоящую из технологической топки ТТ, регенератора РГ, блока пиролиза БП, реактора водяного газа РВ, газоохладителя ГО, и энергетическую, состоящую из парогенератора ПГ, паровой турбины ПТ, регенеративных подогревателей РП и электрогенератора ЭГ. [c.165]

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]

По мере совершенствования оборудования тепловых электростанций повышались давление и температура вырабатываемого пара, увеличивалась единичная мощность парогенераторов и турбин и автоматизировалось управление тепловыми процессами. При этом электростанции строились и строятся по принципу блочных установок, при котором каждая турбина снабжается паром только от одного определенного котла или от определенных двух котлов (такую турбину и питающий ее котел или два котла называют блоком). [c.5]

Для того чтобы блок парогенератор — турбина на ТЭС с. к. д. смог проработать в течение 4 000—6 000 ч без отложений в экранных трубах и в проточной части турбин, необходимо осуществлять весьма совершенные методы обработки добавочной питательной воды, а также очистки загрязненных конденсатов. Все эти мероприятия желательно проводить при минимальных капитальных затратах на сооружение водоподготовительных установок и с минимальными эксплуатационными расходами. [c.7]

На рис. 9 приведена двухконтурная схема первого блока Ново-Воронежской АЭС, состоящего из реактора тепловой мощностью 760 Мет, охлаждаемого водой под давлением 100 ата, шести парогенераторов и трех турбин мощностью по 70 Мет. Каждый парогенератор включен в самостоятельный контур охлаждения [c.11]

Греющий углекислый газ из реактора поступает в парогенератор сверху при температуре 675° С и выходит из него при температуре 320° С. В блоке с реактором и парогенератором устанавливается одна типовая турбина мощностью 660 Мет. Коэффициент полезного действия станции составит 41,5%. [c.79]

Парогазовый блок мощностью 225 МВт при давлении воздуха за компрессором 9,5 ата и температуре газа перед турбиной 800° С может иметь к. п. д. 40%. При температуре греющих газов 1000/125° С, температуре перед парогенератором 750° С и расходе воздуха в ГТУ 720 т/ч производительность энерготехнологической ПГУ по отпуску азотной кислоты получается 15 т/ч. [c.66]

Парогенератор ВПГ-450 может также применяться в составе теплофикационного блока мощностью 150 МВт с паровой турбиной Т-100-130 и газовой турбиной ГТ-35/50-770 рис. 42). При использовании турбины Т-100-130 без изменения ее тепловой схемы в экономайзерах второй и третьей ступеней придется нагревать сетевую воду, что несколько снизит экономичность ПГУ. При нагреве в этих экономайзерах питательной воды увеличивается пропуск пара в последние ступени части среднего давления, а при работе по электрическому графику увеличивается на 50—60 т/ч и пропуск пара в часть низкого давления, поскольку этот пар не используется в регенеративных подогревателях. [c.75]

При закритическом давлении пара неизбежен прямоточный тип парогенератора. Для блока ПГУ мощностью 400 МВт (расход пара на турбину К-300-240 800 т/ч) выполнены эскизные проработки ВПГ-850-250-570/570 паропроизводительностью в одном корпусе 450—500 т/ч. В схемах ПГУ с ВПГ типовые паровые турбины расходуют пара на 15—18% меньше номинала за счет уменьшения отборов на регенерацию. Поэтому в ПГУ с турбинами К-300-240, К-500-240 и К-800-240 расход пара составляет 800, 1300 и 2100 т/ч. При паропроизводительности одного корпуса ВПГ 400—500 т/ч число корпусов ВПГ для этих турбин должно быть равно соответственно двум, трем и четырем [70]. [c.132]

Главное техническое средство для предупреждения и восстановления нарушений теплового состояния турбины — организация местных потоков пара различных параметров для нагрева или охлаждения элементов турбины. Задача состоит в подборе для этой цели оптимальных параметров пара и способов прогрева или охлаждения деталей паровых коробок, корпусов и роторов. Если парогенератор, включая и промежуточный перегреватель, не может обеспечить пар требуемой температуры, то используются другие источники соседние блоки, стационарный коллектор собственных нужд (резервный пар) и, в крайнем случае, редукционная охлаждающая установка (РОУ). [c.51]

Принципиальное значение имеет пуск блока на скользящих, постепенно повышающихся параметрах пара. Методы такого пуска были разработаны Южным отделением ОРГРЭС совместно с ЛМЗ и ЦКТИ еще применительно к блоку К-150-170 и серии турбин для ро=8,8 МПа ЛМЗ. Было доказано, что при пуске блока на СД условия прогрева парогенератора, турбины и паропроводов наиболее благоприятны. Этот способ значительно сокращает потери теплоты и времени, затрачиваемых на разворот блока, так как при пониженных параметрах пара можно раньше приступить к выработке электроэнергии. Кроме того, при пуске и последующей работе турбины на пониженном давлении уменьшаются напряжения в клапанных коробках и в корпусе ЦВД, а также упрощаются пусковые операции. Сейчас этот способ пуска широко применяется даже в тех установках, в которых нормальная работа агрегата протекает при постоянных начальных параметрах пара. [c.51]

Пусковая схема. Условия пуска меняются в зависимости от типа парогенератора (моноблок, дубль-блок), топлива и особенностей турбины. Здесь рассмотрим лишь основные пусковые устройства применительно к типовой пусковой схеме,, рекомендованной ВТИ (рис. HI.13) [3, 34]. [c.53]

Программа пуска. Режимы пуска зависят от теплового состояния всех элементов блока к моменту пуска. Быстрее всего остывает парогенератор, значительно медленнее — главный паропровод и дольше всего — турбина. Темпы остывания узлов каждого из этих элементов также различны. [c.54]

Выбор давления 12,8 МПа на первый взгляд воспринимается как шаг назад по сравнению с ранее выпущенной турбиной мощностью 150 МВт. На самом деле это не так. Опыт эксплуатации турбин ЛМЗ при давлении 16,7 МПа вскрыл их некоторые недостатки в маневренности из-за медленного прогрева ЦВД. Кроме того, были трудности в изготовлении и эксплуатации парогенераторов. В связи с этим теплоэнергетика Советского Союза стала развиваться в двух направлениях мощные блоки, работавшие при давлении 12,8 МПа, выпускались до шестидесятых годов как ведущие агрегаты на электростанциях, а затем сохранились в этом качестве для мощностей, меньших или равных 200 МВт, и как маневренные установки мощностью до 500 МВт для работы же на сверхкритических параметрах пара стали создаваться высокоэкономичные блоки все возрастающей мощности, предназначенные в основном для базовой нагрузки. [c.67]

Повышение мощности турбин до 1600 МВт и даже до 2000 МВт [27] предусматривалось в унифицированном ряду, в котором головная турбина К-1200-240. Эта турбина при определенных условиях может развивать мощность до 1400 МВт. При повышенной температуре охлаждающей воды и /Ок 4,5 кПа на базе имеющегося ЦНД мощность турбины может быть увеличена до 1600 МВт. Решается и проблема парогенератора в форме моноблока или, возможно, дубль-блока (на базе имеющегося котла для блока К-800-240). Следует также иметь в виду, что температура охлаждающей воды для большинства ГРЭС будет постепенно нарастать и что со временем найдут применение турбины для рк = 6,5 кПа, а это позволит значительно повысить их мощность. [c.79]

Пиковая нагрузка. Иные условия необходимы при эксплуатации для покрытия пиковой части графика нагрузки. Такие пики возникают дважды в сутки, и продолжительность их 2—3 ч. За 8—10 ч простоя турбина при надлежащих ее конструкции, изоляции и пусковых устройств остывает незначительно и может сравнительно быстро пускаться в ход. Однако парогенератор и трубопроводы остывают гораздо быстрее. Расходы топлива на пуск крупного высокотемпературного паротурбинного блока весьма велики (на уровне 200 г/кВт). Кроме того, достаточно быстрый пуск даже из горячего состояния сопряжен с местными повышенными напряжениями в корпусах и роторах как из-за их теплового состояния, так и вследствие работы лопаточного аппарата и ротора в целом в условиях меняющейся частоты вращения. [c.86]

Результаты исследований, выполненных в ЛПИ и других организациях [4, 10, 19, 22] для блоков различного типа мощностью 150—1200 МВт, показывают, что при выполнении определенных условий мощные энергоблоки могут достаточно эффективно участвовать в аварийном регулировании энергосистем. Для удовлетворения современным требованиям недостаточно ограничиваться в процессе проектирования изолированным рассмотрением САР турбины. Необходимо учитывать взаимное влияние процессов регулирования турбины, парогенератора и энергосистемы. [c.156]

После нахождения первого приближения величины б .с осуществляется итерационный расчет МГД-генератора (операторы 4—6) таким образом, чтобы значение с необходимой точностью соответствовало заданному значению за счет изменения величины давления перед каналом р- . Для этого используется метод Ньютона, модифицированный для условий наличия погрешности при вычислении рассматриваемой функции (оператор 6). Затем следует расчет сопла (оператор 7). Параметры перед соплом рассматриваются как характерные для камеры сгорания, и в соответствии с ними определяются ее геометрические размеры, тепловые потери и недостающий параметр окислителя. Такой расчет (операторы 8—13) производится итерационно, также с использованием модифицированного метода Ньютона (операторы 11, 13). После этого находится количество регенеративных подогревателей турбины, рассчитывается компрессор с его системой охлаждения (оператор И) ж делается проверка достаточности приближения по Gn. (оператор 15). Если приближение недостаточно, расчет повторяется вновь по уточненным параметрам, необходимым при вычислении Ga. - В случае выхода из цикла определяются температурные напоры в парогенераторе, позволяющие уточнить последовательность размещения в нем поверхностей нагрева рассчитывается мощность установки в цепом и ее к.п.д. (оператор 16). На этом расчет технологической схемы заканчивается. Таким образом, итерационный цикл вычисления Gn. является внешним. Как видно из рис. 5.4, в алгоритме имеются внутренние циклы при расчете МГД-генератора и камеры сгорания. Кроме того, большое количество внутренних циклов содержится почти в каждом из указанных обобщенных вычислительных операторов, но они опущены, чтобы не усложнять блок-схему. [c.124]

Циклонные топки. Циклонный метод сжигания топлива позволяет в значительной мере повысить энерговыделение в топке, обеспечить гибкое и глубокое регулирование нагрузки, что особенно важно для парогенераторов, работающих в блоке с турбиной. В этих топках циклоны располагают горизонтально (или со слабым наклоном) и вертикально. [c.88]

Проблема определения динамических свойств энергетических блоков парогенератор — турбина в настоящее Время находится в центре виимания научно-исследовательских, проектно-конструкторских и наладочных организаций, специализирующихся в области теплоэнергетики. [c.62]

Для полного описания блока парогенератор—турбина к уравнениям, описывающим взатоосвязанную систему теплообменников, необходимо добавить соотношения между расходом и давлением на входе и выходе парогенератора, определяющие граничные условия уравнений гидродинамики. К ним относятся линеаризованные уравнения, описывающие питательный насос, регулирующий питательный клалан, регулирующий клапан турбины и уравнения частей высокого и среднего давления турбины. Кроме того, необходимо описать условия смешения потоков рабочей среды (например, при впрысках и байнасировании). Возможны разнообразные варианты задания граничных условий. [c.353]

Прямоточный парогенератор в блоке с турбиной Питания и топлива Поддержание давления пара и температуры пара в промежуточной точке пароводяного тракта 13-66 Применяются при включении на турбине регулятора, переставляющего ее клапаны пропорционально заданному значению нагрузки блока. Если на турбине включен нзо-дромный регулятор давления пара перед турбиной, то схемы регулирования питания и топлива сохраняются такими же, как и для параллельной работы агрегатов (при этом заданное значение нагрузки подается на регулятор нагрузки парогенератора) [c.849]

Тепловая схема паротурбинного энерготехнологического блока мощностью 300 МВт с пиролизом мазута приведена на рис. 1-17. Здесь энергетическая часть блока представлена паровой турбиной К-300-240 ЛМЗ и низконапорным парогенератором типа ПК-41. Технологическая часть включает блок пиролиза БП, фиксатор ФК, газоохлади-тель ГО, систему сероочистки СО с испарителем ИС и газовый компрессор ГК она работает по схеме, показанной на рис. 1-15 и 1-16. Расход мазута в блоке 23,2 кг/с, выход химической продукций (НК-230) — 2,97 кг/с. Расход острого пара на турбину составляет 252 кг/с, ее электрическая мощность — 277 МВт, пропуск пара в конденсатор — 120 кг/с. В регенеративном воздухоподогревателе, производится подогрев воздуха как для энергетического парогенератора, [c.34]

МПа с перегревом до 565 °С, промежуточным перегревом пара до 570 С и к. п. д. 92—94%. Такой парогенератор обеспечивает паром турбину мощностью 300 МВт. Паро-тенератор и турбина образуют энергоблок (блок парогенератора с паровой турбиной). Различают моноблоки, когда работает один парогенератор в блоке с турбиной, и дубль-блоки, когда турбина получает пар от двух парогенераторов. На электростанциях работают энергоблоки мощностью 500 и 800 МВт на давление 25,5 МПа. Находится в эксплуатации парогенератор 700 т/ч на давление 31,5 МПа с перегревом пара до 655 С и промежуточным перегревом до 570 ° С. К концу текущего десятилетия будет введен в эксплуатацию моноблок 1200 МВт. [c.26]

На рис. 3-6 и 3-7 изображены примерные схемы устройств для предпусковой кислотной промывки барабанного и прямоточного парогенераторов с принудительной циркуляцией раствора ингибированной кислоты, подогретого вне парогенератора до заданной гемнера-туры. На рис. 3-8 изображена двухконтурная схема предпусковой кислотной промывки блока парогенератор— турбина, предусматривающая принудительную циркуляцию промывочных растворов из деаэратора через п. в. д., тракт питательной воды, экономайзер с одной стороны, с другой стороны — в барабан парогенератора, а оттуда через первичный и промежуточный пароперегреватели по временной линии в тракт основного конденсата и деаэратор. Для проведения предпусковой очистки энергоблока 300 Мет и выше требуются установка мощных насосов и монтаж сложной схемы временных трубопроводов. [c.99]

В нашей стране первый реактор этого типа был сооружен в 1954 г. в г. Обнинске. В г. Шевченко с 1972 г. эксплуатируется промышленная АЭС с реактором на быстрых нейтронах БН-350, имеющим при тепловой мощности 1000 МВт эквивалентную — 350 МВт. Реактор рассчитан на выработку электроэнергии генератором мощностью 150 МВт и опреснение 120 тыс. т морской воды в сутки. Заканчивается сооружение более совершенного реактора этого же типа БН-600 мощностью 600 МВт для третьего блока Велоярской АЭС. В парогенераторах его вырабатывается пар, давление которого 140 бар и температура 540° С, что позволяет использовать стандартные турбины [103, 104, 110]. [c.162]

Задача, поставленная перед советскими энергомашиностроителями семилетним планом, была успешно выполнена. В одном только 1963 г. введено в действие 33 турбоагрегата, среди которых агрегаты по 300 тыс. кет, установленные на Черепетской и Приднепровской ГРЭС. Наша теплоэнергетика уже пополнилась более чем 80 агрегатами мощностью в 190, 200 и 300 тыс. кет, и число их продолжает расти. В недалеком будущем войдут в строй турбогенераторы мощностью 600 и 800 тыс. кет. Наряду с укрупнением турбогенераторов идет увеличение производительности парогенераторов (свыше 950 т час) и конструируемых головных образцов (1950 т/час). Увеличение паропроизводительности позволяет объединить звенья цепи преобразования энергии (парогенератор — турбина — электрогенератор) в единый энергетический блок с автоматическим регулированием. [c.52]

Большие исследования, проведенные на первой атомной электростанции, позволили решить многие технические задачи и отработать ряд решений для будущих АЭС. В частности, были проведены эксперименты с ядерным перегревом пара, и накопленный опыт позволил создать реакторы, обеспечить строительство и ввод в эксплуатацию первого и второго блоков Белоярской АЭС имени И. В. Курчатова (рис. 4-5). Электрическая мощность блока № 1 этой АЭС равна 100 МВт. В реакторе расположено 1000 рабочих каналов, из них 730 испарительных и 270 пароиерегревательных. Канал состоит из шести твэлов с восходящим потоком теплоносителя. Подача теплоносителя осуществляется через центральную трубку от верха канала до его конца, где имеется распределительный объем на все шесть твэлов. Во втором контуре реактора происходит перегрев пара, поступающего из парогенератора. Перегретый пар давлением 100 кгс/см с температурой 500° С допускает применять серийную паровую турбину. При этом к. п. д. тепловой части АЭС близок к к. п. д. ТЭС равных параметров. Опыт с ядерным перегревом пара показал, что пар, получаемый в реакторе, имеет небольшую активность. [c.180]

Режим. парогенератора в обычных условиях поддерживается системой автоматического регулирования. Однако заложенные в систему регулирования задачи не всегда совпадают с требованиями эксперимента. Действительно, o HOiBHbie возмущения приходят на блок со стороны энергосистемы. Под действием частоты сети, регуляторов нагрузки, а также в силу неравномерностей системы регулирования турбоа(грегата расход -пара на него находится в процессе непрерывных колебаний и изменений. Это в свою очередь передается главному регулятору парогенератора, который приводит в соответствие с выдачей пара расходы топлива и воздуха. Далее возмущение распространяется на тягу, питание водой, систему пылеприготовления и т. д. Для стабилизации процесса по пару необходимо в первую очередь ликвидировать возмущения, вызванные турбиной. На блоке с одним парогенфатором самым простым и эффективным решением бывает отключение регулирования турбоагрегата и заклинивание клапанов. Режим этот получил название работы на скользящих параметрах и широко применяется в эксплуатации. Недостаток его состоит в том, что аварийное отключение турбины при неполной нагрузке не сопровождается срабатыванием настроенных на максимальное давление предохранительных клапанов [c.135]

Дальнейший прогресс в области парогенераторостро-ения, автО Матизация теплоэнергетических установок, улучшение экономических показателей, а также повышение надежности проектируемых и эксплуатирующихся электростанций на органическом и ядерном топливе в значительной мере зависят от возможности получения исчерпывающей и достоверной информации о динамических свойствах парогенераторов, работающих в блоке с турбиной. [c.63]

Ввиду того что давление в парогенераторе низкого давления со стороны пара первого контура больше, чем со стороны вторичного контура, не исключена возможность попадания радиоактивного пара или его конденсата из первого контура во второй. Поэтому при опреснении морской воды в цикле АЭС в биологическом отношении и экономически наиболее перспективной является схема двухцелевых АЭС [75], согласно которой ДОУ включается между цилиндрами турбин вместо сепаратора. Расчеты показали, что тепловая экономичность АЭС в этом случае не ухудшается при температурных напорах до 8—9°С [75]. Это объясняется тем, что замена сепаратора испарителем, во-первых, снижает потери в турбине от влажности пара, так как влажность вторичного пара испарителя не превышает 0,05—0,07 %, а влажность пара за сепаратором составляет 1—2%, во-вторых, используется перепад давлений в сепараторе. Таким образом, если включить ДОУ между цилиндрами турбин типа К-500-65/1500 вместо второго сепаратора (рс=0,25 МПа) с температурным перепадом, равным 7—8°С, можно получить с одного блока до 50 тыс. м /сут пресной воды, причем тепловая экономичность блока не будет снижена. [c.96]

К настоящему времени в Советском Союзе уже накоплен значительный опыт в проектировании, изготовлении и монтаже подобных парогазовых установок (ПГУ). Центральным котлотурбинным институтом (ЦКТИ) [1] разработаны комбинированные ПГУ мощностью = 150— 200 Мет. В этих установках давление в газовом тракте Р = 1 ama, мощность газовой турбины 50 Мет, температура газа перед турбиной 1023" К. Установка представляет собой блок, состоящий из паровой турбины и высоконапорного парогенератора с двумя перегревате.лями мощностью 150 Мет. При расчетных параметрах (Р = 130 ата Т = 840° К) к.п.д. комбинированной ПГУ достигает 42%. Затраты металла на 40% меньше, чем для котельного агрегата аналогичной мощности. На такую же величину одновременно сокращаются и капитальные вложения. Установка мощностью 200 Мет будет введена в строй на одной из электростанций СССР. [c.8]

Компоновка ВПГ и газотурбинного агрегата головного блока ПГУ мощностью 200 МВт Невинномысской ГРЭС показана на рис. 101. На рис. 102 дана компоновка машинного зала ТЭЦ с двумя блоками ПТУ мощностью по 150 МВт. Ширина машинного зала (39—42 м) определяется габаритами паровой турбины Т-100-130, входящей в блок ПГУ с ВПГ-450, и газовой турбины ГТ-35/50-770. Парогенератор прямоточного типа, в четырехкорпусном исполнении. В двух корпусах размещены экранированные топки, в остальных двух — конвективные поверхности нагрева. Экономайзер первой ступени расположен в машинном зале, остальные два — на открытой площадке у дымовой трубы. [c.207]

Промежуточный перегреватель обычно размещается в конвективных газоходах в зоне умеренных температур газов, чтобы избежать его перегрева при быстром сбросе нагрузки в случае работы по схеме без быстродействующих редукционноохлаждающих установок (БРОУ) на линиях, обводящих ЧВД турбины. От последних же предпочтительно отказываться, чтобы не усложнять установку. Парогенераторы мощных блоков выполняются двух типов однокорпусные и двухкорпусные с симметричной компоновкой корпусов. [c.26]

Пар из растопочного расширителя поступает по линии греющего пара в деаэратор или через регулировочный клапан в конденсатор. Этот пар можно также подавать в холодную нитку к промперегре-вателю для прогрева паропроводов и ЦВД турбины во время пусков остывшего блока. При обогреве горячей линии (промперегрева), на концах которой имеются задвижки в местах примыкания к парогенератору и к стопорному клапану ЦСД турбины, охлажденный впрыском до температуры около 450 К пар сбрасывается в конденсатор. [c.53]

Давление рп, которое должен при любом режиме работы блока обеспечить питательный насос, равно рн = Po+Ap-fАркл. где ро —давление пара перед стопорными клапанами турбины, определяемое программой регулирования блока Ар —гидравлическое сопротивление водопарового тракта, включающего кроме парогенератора также подогреватели высокого давления и главный паропровод Аркл — потери давления в регулировочных питательных клапанах (РПК) котлоагрегата, определяемые их открытием. Последнее устанавливается регулятором питания котла. [c.145]

Надежная эксплуатация обсспечинается отсутствием образования внутренних отложений в парогенераторе, приводящих к опасному повышению температуры стенки трубы в наиболее теплонапряженных поверхностях нагрева, образования отложений в проточной части турбины, приводящих к ограничению мощности, подавлением процессов внутренней коррозии оборудования блока— тракта низкого и высокого давления и конденсатора, отсутствием эрозионного износа оборудования. [c.126]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...