Двухкорпусные турбины

Учитывая огромные преимущества комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, завод задолго до войны перешел к строительству теплофикационных турбин, в которых часть отработавшего пара из промежуточных ступеней отводится для целей отопления, либо для технологических целей. В 11933 г. завод выпустил первую оригинальную теплофикационную турбину мощностью 25 тыс. кет при 3000 об/мин и давлении отбираемого пара 1,2—2,0 ата. Следует отметить, что особенно широкое распространение теплофикационные турбины получили именно в Советском Союзе, где плановое хозяйство позволяет рационально организовать на мощных теплоэлектроцентралях комбинированную выработку электрической и тепловой энергии. Помимо теплофикационных турбин Ленинградский завод имени Сталина разработал и построил оригинальные быстроходные турбины большой мощности однокорпусную турбину в 50 тыс. кет при 3000 об/мин и двухкорпусные турбины в 100 тыс. кет при 3000 об/мин. Турбины такой мощности при такой быстроходности не встречались в практике мирового Построения. [c.199]

Примером другой конструкции может служить двухкорпусная турбина ф. Броун-Бовери мощностью 50 ООО кет с числом оборотов 3000 об/мин (рис. 28—П1). [c.234]

Двухвальные турбины 586 Двухкорпусные турбины 586 Двухпоточные фильтры 528 Двухступенчатое испарение 477 [c.720]

Однокорпусные турбины валов высокого давления первых четырех блоков имеют мощность по 35 Мвт. Соответствующие двухкорпусные турбины низкого давления имеют мощность по 90 Мвт. Промежуточный перегрев осуществляется после корпуса высокого давления турбины при давлении 34 ати. Подогрев питательной воды производится в щести ступенях регенеративных подогревателей, из которых пять питаются [c.224]

Применяются центробежные компрессоры с приводом от паровой турбины. Двухкорпусные компрессорные агрегаты имеют промежуточные и концевые охладители (охлаждение осуществляется морской водой). Мощность привода компрессоров одной установки 80 МВт. [c.184]

Большое влияние на температурное состояние турбины оказывает прогрев фланцевых соединений [И], поэтому во фланцах предусматриваются канавки, а в шпильках — отверстия, к которым подводится обогревающий пар (рис. П1.6). Эти устройства способствуют существенному улучшению маневренных свойств ЦВД, особенно в тех случаях, когда фланцы имеют большие размеры и их напряжения ограничивают время пуска всей турбины. В значительно лучших условиях находятся двухкорпусные конструкции ЦВД с потоком пара между корпусами. [c.39]

Так же, как в ЦВД, двухкорпусная конструкция сильно снижает максимальные температуры корпусов. Например, в турбине К-800-240 на номинальном режиме максимальная температура внутреннего корпуса приблизительно на 20 К, а наружного почти на 90 К ниже, чем температура поступающего пара. Снижен также температурный перепад по ширине фланцев. Значительно меньше, чем в однокорпусных ЦСД, и температура передних опорных лап наружного корпуса. Двухкорпусная конструкция ЦСД весьма прогрессивна. [c.40]

Надежно решив задачу проектирования последних ступеней, завод мог уделить главное внимание принципиально новым конструкциям ЧВД, особенно паровыпускной части цилиндра. Здесь впервые в практике завода были применены аустенит-ные стали в сочетании с перлитными. Повышенный коэффициент линейного расширения аустенитной стали и плохая теплопроводность ее вызывали большие трудности конструирования при стремлении сохранить высокие эксплуатационные качества турбины. ЦВД был выполнен двухкорпусным. Конструкция внутреннего цилиндра, охватывающего колесо Кертиса и три ступени давления, была аналогична применявшейся заводом в серии турбин повышенного давления, уже проверенных в эксплуатации. Также была использована проверенная ранее схема расположения четырех регулировочных клапанов на внешнем цилиндре. Новое же соединение клапанных коробок с сопловыми, вваренными во внутренний цилиндр, было выполнено подвижным с уплотнением поршневыми кольцами. [c.66]

Двухкорпусные цилиндры, диафрагменные обоймы, конструктивные особенности статора и ротора, а также система подвода и отвода пара в лабиринтовых уплотнениях обеспечивают медленное остывание статора и ротора при небольшом рассогласовании температурных полей и допускают быстрый пуск турбины. В итоге всех мероприятий достигнуты следующие времена пуска (ч), считая от толчка ротора до полной мощности [c.78]

Цилиндр средней длины и среднего диаметра (небольшая одноцилиндровая турбина, один из цилиндров двухкорпусной стационарной или судовой турбины). [c.80]

Рис. 6-17. Схема моноблока с турбиной К-300-240 и двухкорпусным котлом типа ТПП-110.

Ранее были приведены основные данные по вторичным пароперегревателям несимметричных двухкорпусных котельных агрегатов завода Красный котельщик типа ТПП-110, предназначенных для работы в моноблоках с турбинами мощностью 300 Мет. [c.100]

Конденсатор-испаритель ртутнопаровой турбины запроектирован двухкорпусным, с вертикальным расположением корпусов рядом с турбиной. Испарительно-охлаждающая поверхность состоит из гнутых труб, приваренных к верхнему и нижнему барабанам, из которых верхний имеет паровое пространство, сепарирующее и питательное устройства, как обычные вертикально-водотрубные двухбарабанные котлы. [c.238]

Наиболее мощной из них является одновальная четырехцилиндровая турбина Т-250/300-240-3, выпускаемая ПО Турбомоторный завод (ПО ТМЗ) [14]. Проточная часть турбины состоит из 40 ступеней, ЦВД и ЦНД - двухкорпусные, ЧСД разделен на два цилиндра для размещения трубопроводов теплофикационного отбора, 10 отборов турбины используются в системе регенерации, на питательный турбонасос и на нужды теплофикации. [c.14]

Как отмечалось выше, конструктивным отличием турбоустановки К-800-240-3 от предыдущих модификаций турбин К-800-240 является двухкорпусное исполнение подвального конденсатора с продольным расположением труб и последовательным включением корпусов по охлаждающей воде. Это вызывает целый ряд особенностей как с точки зрения надежности, так и с точки зрения экономичности турбоустановки в целом. [c.81]

Для Назаровской ГРЭС ХТЗ им. С. М. Кирова изготовил турбину мощностью 500 тыс. кет на 240 ата. Двухкорпусный котел для блока с такой турбиной производительностью 1600 т/ч выпустил ЗиО. [c.16]

Турбина имеет пять цилиндров. Свежий пар с параметрами 23,5 МПа, 540 °С через группу стопорных и регулирующих клапанов поступает в двухкорпусный ЦВД, после чего направляется в промежуточный перегреватель парового котла при давлении /7п.п = =3,8 МПа и температуре примерно 290 С. После промежуточного перегрева пар (3,34 МПа, 540 °С) подводится через стопорные и регулирующие клапаны в середину двухпоточного ЦСД, из ЦСД отводится в три двухпоточных цилиндра низкого давления. Конечное давление в двухсекционном конденсаторе составляет рк,ср —3,6 кПа (рк1 = = 3,2 кПа, Эк2 = 4 кПа). Номинальная расчетная электрическая мощность турбогенератора энергоблока принята 800 МВт. [c.149]

Типовые конструкции цилиндров высокого давлении турбин перегретого пара. ЦВД с прямым потоком пара (типовая конструкция Турбоатома ) выполняется двухкорпусным, применяется для турбин К-300-23,5 и К-500-23,5 (рис, 3.6). Продолжением фланцев в передней и задних частях цилиндра являются лапы, с помощью которых корпус опирается на стулья подшипников. Наружный корпус ЦВД имеет входные и выходные патрубки. К входному патрубку присоединяется (сваркой) перепускной паропровод, идущий от колонки клапанов. На конце паропровода имеется штуцер, входящий в горловину входного патрубка внутреннего корпуса Штуцер уплотнен компрессионными разрезными кольцами. [c.234]

Типовые конструкции цилиндров низкого давлении. ЦНД, как правило, двухпоточные. Типовой ЦНД конструкции ЛМЗ (см. рис. 3.8) применяется для турбин К-300-23,5, К-500-23,5 и К-800-23,5. Цилиндр состоит из средней части и двух выходных патрубков, соединенных вертикальными технологическими фланцами. Средняя часть цилиндра имеет двухкорпусную конструкцию. [c.238]

Типовой ЦНД (рис. 3 10) конструкции ЛМЗ предназначен для использования в турбинах перегретого и влажного пара К-1200-23,5 и К-1000-5,9/50. Двухпоточный ЦНД имеет двухкорпусную конструкцию. Внутренний сварной корпус (обойма) несет диафрагмы первых четырех ступеней и подвешивается в наружном корпусе. Стенки внутреннего корпуса образуют три камеры регенеративных отборов пара. [c.238]

ГТЗА состоит из двухкорпусной турбины, трехступенчатого редуктора и конденсационной установки. [c.73]

Пример изображения турбоагрегата, состоящего из двухкорпусной турбины с двумя регенеративными и одиим регулируемым отборами и с электрическим генератором [c.635]

Конденсационные турбины мощностью до 50 МВт, как правило, выполняются одноцилиндровыми. При больших мощностях турбины включают цилиндр высокого давления (ЦВД), цилиндр среднего давления (ЦСД) и один или несколько цилиндров низкого давления (ЦНД). Цилиндры турбины могут быть одностенными (однокорпусными) и двухстенными (двухкорпусными). [c.189]

Турбинные установки с электропередачами обычно выполняют однокорпусными, а турбозубчатые агрегаты — двухкорпусными, встречаются также турбозубчатые агрегаты из трех и более корпусов. В двухкорпусном агрегате пар из парогенератора поступает в турбину высокого давления (ТВД), из нее — в турбину низкого давления (ТНД), затем направляется в конденсатор. В трехкорпусном агрегате между ТВД и ТНД расположена промежуточная турбина среднего давления (ТСД). Пар поступает из ТВД в ТСД либо непосредственно, либо после промежуточного перегрева и уходит из нее в ТНД. В настоящее время ТСД часто располагают в одном корпусе с ТВД (например, ГТЗА танкера Крым ТС-3). [c.16]

Фирма Фостер—Уиллер (США) выполнила проект ПГУ с ВПГ мощностью 480 МВт в двух вариантах. В варианте для сжигания мазута продукты сгорания выходят из парогенератора при температуре, предотвращающей высокотемпературную коррозию и занос проточной части. При сжигании газа и дистиллятов (рис. 45) температура газа в камере сгорания повышается до 880° С. При этой температуре газовая турбина развивает мощность 80 МВт. Мощность паровой турбины в этом варианте 400 МВт. Парогенератор двухкорпусный, П-образной компоновки. Ширина парогенератора 20,6 м, высота 51,6 м. [c.80]

Двухкорпусный ВПГ суммарной паропроизводительностью 800—900 т/ч с паровой турбиной К-300-240 и газовой турбиной ГТ-70/100-750 мощностью 70—100 МВт позволяет создать паро- [c.132]

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]

На ЛМЗ применялись однопоточные ЦСД для турбин К-300-240 и К-500-130, а на ХТГЗ — также для турбин К-500-240. Одновальные турбины ЛМЗ К-500-166, К-800-240 и К-1200-240 имели двухкорпусные двухпоточные ЦСД. На ХТГЗ при модернизации турбины К-300-240 также применили двухкорпусную конструкцию ЦСД. Обычно внутренний корпус охватывает три ступени. [c.40]

Для высоких параметров пара (12,7 МПа) широко применяются однокорпусные ЦСД, но при особых требованиях к их маневренности также следует предпочесть более совершенную двухкорпусную конструкцию, несмотря на ее высокую стоимость. Одностенные ЦСД фирма ВВС применяет лишь в турбинах мощностью менее 200 МВт [44]. [c.40]

В однокорпусных и в задней части двухкорпусных ЦСД диафрагмы, как правило, размещаются в обоймах. Стенки обойм и корпуса образуют камеры отбора пара в систему РППВ. В мощных турбинах во внутреннем корпусе в ЦСД образуется до трех камер отбора. Такая конструкция ЦСД способствует хорошей организации отборов пара, достаточно быстрому прогреву корпуса и упрощению технологического процесса. [c.40]

Имеются следующие технические средства для снижения относительных удлинений выбор оптимальных схем проточной части в каждом цилиндре и взаимного расположения цилиндров применение двухкорпусных цилиндров устройство в цилиндрах камер отбора так, чтобы улучшить процесс прогрева и сблизить тепловое состояние корпуса и ротора подвод пара оптимальной температуры в различные отсеки уплотнений оптимизация соотношения масс корпуса и ротора целесообразное расположение неподвижных точек корпусов и упорных подшипников уменьшение оттока теплоты от корпусов наружу в зоне их опор увеличение жесткости ЦНД и многие другие. Некоторые из указанных средств связаны с глубоко принципиальными вопросами выбора кинематических схем турбинных ступеней, другие — с принципами конструирования деталей турбин, которые были рассмотрены в п. П1.4—III.7. При этом ряд конструктивных решений, как, например, двухкорпусные цилиндры, экраны, опоры цилиндров, конструкции лабиринтовых уплотнений и думмисов и др. должны разрабатываться с учетом особенностей быстрого пуска [c.52]

РППВ. В этой установке были использованы преимущества укрупнения паропроводов и вспомогательного оборудования, поскольку ведущее положение в производстве данной турбины и дальнейший рост мощностей позволяли сузить широту унификации с менее мощными агрегатами. Придерживаясь этого направления, завод вдвое, по сравнению с К-500-240-1, уменьшил число паропроводов свежего и вторичного перегретого пара, выполнил однониточную группу ПВД вместо ранее применявшейся двухниточной и соорудил однокорпусный ПНД-1 вместо двухкорпусного. Были также установлены хорошо проверенные при эксплуатации питательные турбонасосы, благодаря чему можно было отказаться от двух пускорезервных питательных электронасосов. Диаметры клапанов на линии от ПП увеличены с 400 до 500 мм, а число их уменьшено с трех до двух. Эти изменения в проекте упростили эксплуатацию оборудования и позволили уменьшить на ЭС ширину ячейки с 72 до 48 м. [c.78]

Некоторое количество котельных агрегатов изготовлено с ширмовыми вторичными пароперегревателями. Наиболее крупными агрегатами такого типа являются прямоточные двухкорпусные котлы завода Красный котельщик типа ТПП-110 сверхкритического давления, работающие в моноблоках с турбиной мощностью 300 Мет. Котельные агрегаты состоят из двух корпусов паропроизводительностью по 475 т/ч и рассчитаны на давление за агрегатом 255 ат и температуру первичного и вторичного перегрева пара соответственно 585—565 и 570° С. Рабочее топливо—АШ. Завод совместно с ЦКТИ произвел детальный анализ схем вторичного перегревателя при различном расположении его выходной части. В табл. 3-1 приведены результаты расчетов, причем [c.69]

В этих котельных агрегатах ЗиО осуществил так называемую несимметричную компоновку двухкорпусно-го котельного агрегата. (ТКЗ по такой же схеме выполнил котел ТПП-IIО, о чем указывалось выше.) В одном из корпусов размещается первичный пароперегреватель, в другом (корпус № 2)—вторичный. Требуемая величина вторичного перегрева должна достигаться путем перераспределения нагрузок между корпусами. На рис. 3-11 показана паровая схема вторичного иерегрева-теля котла ПК-40, а также его компоновка в корпусе № 2. Из цилиндра высокого давления турбины пар двумя паропроводами подается в ширмовую ступень вторичного перегревателя, а затем — в конвективную. В соединительных паропроводах между ступенями установлены пароохладители аварийных впрысков. После конвективной ступени перегретый пар четырьмя паропроводами направляется в цилиндр среднего давления. Ширмы вторичного пароперегревателя расположены, как обычно, в поворотном газоходе, а конвективная ступень — в верхней части опускного газохода перед переходной зоной котла. Основные характеристики вторичного пароперегревателя котельного агрегата типа ПК-40 приведены в табл. 3-5. [c.87]

На рис. 3-17 показана схема вторичного пароперегревателя котельного агрегата типа ТПП-210, предназначенного для дубль-блоков с турбинами 300 Мет. Этот агрегат, также двухкорпусный, отличается от ранее описанного (типа ТПП-110), в частности, симметричным выполнением корпусов. Как видно из схемы, пар в каждом корпусе котла после цилиндра высокого давления турби- ы поступает через трехходовой байпасный клапан о газопаропаровой теплообменник или проходит мимо него. Затем пар направляется в крайние или средние ширмы, а оттуда в две ступени конвективного вторичного пароперегревателя. При расчетной температуре 570 С пар поступает в цилиндр среднего давления турбины. [c.100]

На фиг. 42 и 43 даны поперечный и продольный разрезы через машинный зал и котельную ртутно-водяной установки Саус-Мидоу. В верхнем эта е размещены ртутнопаровая турбина и двухкорпусный конденсатор-испаритель. Под перекрытием верхнего этажа видны два цилиндрических резервуара, расположенные под углом к горизонту,— аппараты для очистки главного конденсата ртутного пара от окиси и шлама (зумпы). В нижнем этаже расположен ртутный котлоагрегат, хвостовой частью которого является трубчатый воздухоподогреватель. Питательного ртутного насоса установка не имеет. [c.51]

Ртутный пар при давлении 10 — 12 аяга поступает из барабана котла к дроссельному клапану, понижающему давление пара до величины, соответствующей противодавлению ртутнопаровой турбины. При этом давлении ртутный пар конденсируется в двухкорпусном конденсаторе-испарителе. На схеме представлен вариант конструкции кондесатора- [c.147]

При установке однокорпусных газомазутных котлов сверхкритического давления было достигнуто сокращение приходящейся на один котел длины здания от 36 до 24 м. Стоимость здания главного корпуса современной газомазутной электростанции сверхкритического давления равна 22—24% стоимости установленных в этом здании паровых котлов, турбин и другого оборудования. Значительное уменьшение длины здания позволило намного снизить стоимость всего строительства. Но в пылеугольных энергоблоках длина ячейки котла определяется условиями размещения углеразмольных мельниц и не могла быть уменьшена. Высота котельного агрегата ТПП-312 превышает на 4,5 м высоту котла ТПП-210А, и стоимость здания для однокорпусных пылеугольных котлов сверхкритического давления не только не сократилась, но оказалась немного выше, чем для двухкорпусных котлов. [c.61]

Газовая турбина. Газовая турбина выполнена двухкорпусной с одним общим составным ротором, со скоростью вращения 3000 об1мин. Корпус высокого давления предназначается для работы в зоне температур от 600 до 700° С. [c.33]

Турбина СКР-100 выполнена в виде двухкорпусного агрегата. Параметры пара за первым цилиндром сверхвысокого давления (ЦСВД) 160 ата, 550° С приняты с учетом возможности выполнения второго ЦВД и труб между ними без использования аустенитных сталей. Вывод пара на промел уточный перегрев и возврат его в турбину осуществлены посередине корпуса ЦВД. [c.32]

Для двухкорпусных цилиндров это решение позволяет выполнить основную часть наружного корпуса, имеющую максимальную рабочую температуру менее 450 °С из менее дефицитной стали 20ХМЛ, чем литой стали ХМФЛ. Небольшой по объему и массе паровпускной участок корпуса может быть выполнен из более дорогой стали и приварен к основной части корпуса. Такой подход может оказаться целесообразным при реализации намеченной, обширной программы по замене корпусов, а также при изготовлении новых турбин. [c.142]

Применение в схеме ПГУ с котлами-ути-лизаторами более мощных серийных паротурбинных установок потребует большего расхода пара высоких параметров. Это возможно при повышении температуры газов на входе в котел до 800—850°С за счет дополнительного сжигания до 25% общего расхода топлива (природного газа) в горелочных устройствах котла. На рис. 20,12 приведена принципиальная тепловая схема ПГУ-800 такого типа по проекту ВТИ и АТЭП. В ее состав включены две газотурбинные установки ГТЭ-150-1100 ПОТ ЛМЗ, двухкорпусный утилизационный паровой котел ЗнО на суммарную паропроизводительность 1150-10 кг/ч и параметры пара 13,5 МПа, 545/545 °С, паровая турбина К-500-166 ПОТ ЛМЗ. Данная схема имеет рЯд особенностей. Регенеративные отборы турбины (кроме последнего) заглушены в системе регенерации имеется только смешивающий ПИД. Применена без-деаэраторпая схема с деаэрацией конденсата турбины в конденсаторе и в смешивающем подогревателе. Конденсат с температурой 60 °С подается двумя питательными насосами ПЭ-720-220 в экономайзер котла. Отсутствие регенеративных отборов пара повышает его пропуск в конденсатор турбины, электрическая мощность которой ограничена в связи с этим до 450 МВт. [c.302]

ВНИПИэнергопромом совместно с НПО ЦКТИ разработан проект теплофикационного парогазового энергоблока мощностью 225 МВт с внутрицикловой газификацией угля. Для этой цели использовано типовое энергетическое оборудование двухкорпусный высоконапорный парогенератор ВПГ-650-140 ТКЗ, газотурбинный агрегат ГТЭ-45-2 ХТЗ, теплофикационная паровая турбина Т-180-130 ЛМЗ, а также два газогенератора с паровоздущным дутьем ГГПВ-100-2 производительностью по 100 т/ч кузнецкого угля. Технико-экономические расчеты показали, что по сравнению с обычным паротурбинным теплофикационным блоком 180 МВт применение парогазового энергоблока позволяет увеличить удельную выработку электроэнергии на тепловом потреблении в 1,5 раза, обеспечить экономию топлива до 8%, значительно снизить вредные выбросы в атмосферу, получить суммарный годовой экономический эффект в 2,6-10 руб. [c.306]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...