Паровой баланс турбины

Паровой баланс турбины с одним отбором D = D - -D. [c.137]

Паровой баланс турбины с регенеративными отборами [c.80]

Паровой баланс турбины выражается уравнением [c.146]

Паровой баланс турбины [c.503]

Различным режимам электрической и тепловой нагрузки турбоагрегата соответствуют определенные величины пропуска пара через отсеки турбины и различные линии рабочего процесса пара. Паровой баланс турбины с отбором пара и конденсацией выражается уравнением [c.38]

Таким образом, общий паровой баланс турбины имеет вид [c.167]

Найдем величину пропуска пара в конденсатор, исходя из формулы (13-2) парового баланса турбины [c.173]

Уравнение материального (парового) баланса такой турбины имеет вид [c.24]

Уо расхода пара на теплофикационные турбины. Паровой баланс на ТЭЦ с внешними потерями [c.87]

В настоящее время преобладающую роль в топливном балансе страны играют газообразные и жидкие топлива. Их транспортировка осуществляется в основном по магистральным трубопроводам, которые оборудуют современными теплосиловыми установками мощными газовыми турбинами, двигателями внутреннего сгорания, электродвигателями, котельными агрегатами и др. Для нормальной эксплуатации систем транспорта и хранения нефтепродуктов и природных газов необходимо значительное количество электроэнергии, причем с повышением производительности труда и совершенствованием технологических процессов затраты электроэнергии как на одного работающего, так и на единицу вырабатываемой продукции непрерывно увеличиваются. Растущая потребность в электроэнергии будет удовлетворяться сооружением новых (в основном тепловых) электростанций, оборудованных котельными агрегатами паропроизводительностью до 300 т/ч и давлением пара до 300 бар, а также паровыми турбинами мощностью до 1,2 млн. кВт. [c.3]

По аналогичным причинам появление тепловых турбинных двигателей также было связано с использованием парового цикла. До сих пор паровая турбина занимает в энергетике господствующее положение. Однако увеличение рабочих температур или сокращение необратимых потерь в проточной части турбомашин создало бы преимущества для энергетических газотурбинных установок (ГТУ). Это направление весьма перспективно в связи с изменением энергетического баланса СССР и выделением значительного количества жидкого и газообразного топлива для нужд энергетики. [c.11]

Основные соотношения между расходом пара и воды, определяющие пароводяной баланс конденсационной станции с турбиной без отбора пара, учитывающие внутренние потери и продувку котлов без использования последней и без учета расхода пара на уплотнения турбины и паровые эжекторы (фиг. 103), имеют следующий вид. [c.135]

Исследование совершенства тепловых процессов до последнего времени, а зачастую и сейчас, проводится посредством составления теплового баланса, т. е. без учета различия их качества. В тепловом балансе электростанции не учитывается разница между качеством теплоты, отбираемой для потребителя перед турбиной, и качеством теплоты, отдаваемой потребителю из отборов паровой турбины. Практическая пригодность теплоты различная и значение ее тем меньше, чем ближе температура источника теплоты к температуре окружающей среды. [c.88]

Фиг. 14-1. Сопоставление энергетических балансов паровых турбин различных типов.

Паровые турбины сводные балансы 618 [c.724]

Разомкнутый цикл сушки дает экономию топлива, величина которой зависит от рода агента сушки примерно 5% при применении топочных газов, 10% при применении отходящих газов котельного агрегата с температурой 300—350° С, определяемой тепловым балансом процесса сушки. Еще большая экономия (до 15%) может быть получена при использовании в качестве теплоносителя отборного пара турбин, т. е. примене-НИИ паровых сушилок. Однако последние требуют весьма значительных затрат и расхода металла, габариты их велики. Поэтому в настоящее время следует считать наиболее рациональным агентом для глубокой сушки фрезерного торфа отходящие газы котельного агрегата, особенно если учесть и значительное уменьшение поверхности нагрева последнего с повышением температуры отходящих газов до 350° С. [c.348]

Использование парового привода турбовоздуходувок, паровых молотов и прессов (т. е. потребление на силовые нужды), характерное для ряда металлургических и машиностроительных заводов, как это уже было указано выше, методически вряд ли может быть причислено к расходной части баланса тепла низкого и среднего потенциала (ряд специалистов ГДР включает, однако, в расчетные показатели баланса тепла расходы пара котельных промышленных тепловых электростанций, идущие на выработку электроэнергии конденсационными и теплофикационными турбинами). Представляется более правильным учет в балансе тепла только отработавшего в этих установках пара как ресурса для покрытия теплового потребления технологических и отопительных процессов. [c.114]

Имеются ограничения по значениям Dn и От, которые взаимосвязаны балансами потоков пара и мощностей. В типовые характеристики, обобщающие результаты испытаний турбин и заводские расчеты, включены графические характеристики паровых турбин, называемые диаграммами режимов. [c.98]

Определим расходы отборов пара, необходимые для обеспечения такого соотношения ЭуЭ эц- Компенсирование провалов поступления пара от УУ требуется в течение всего года, т. е. 8760 ч. Летом благодаря значительному снижению паровой нагрузки ТЭЦ см. рис. 4.6) провалы поступления пара от УУ могут значительную часть времени покрываться основными турбинами, например двумя турбинами ПТ-60-130, при нагрузках, указанных на рис. 4.6. С учетом этого годовое число часов использования тепловой мощности дополнительной (третьей) турбины, предназначенной для покрытия временных дефицитов отборного пара, будет в среднем меньше переломного значения, следовательно (см. гл. 4), работа дополнительной (третьей) турбины будет приводить к увеличению приведенных годовых затрат и даже перерасходу топлива. Эта замыкающая баланс пара турбина со своим котлом должна постоянно находиться в работе, так как дефициты пара, размеры и длительности которых неуправляемы, могут наступать в любое время. Работа турбины в периоды, когда нет дефицита пара, с сильно пониженной тепловой, а возможно, и электрической мощностью, как известно, неэкономична из-за больших удельных капитальных затрат, приходящихся на единицу годовой продукции. [c.106]

Аналогично записываются уравнения баланса расхода теплоты на паровые турбины приводов доменных воздуходувок ПВС [c.251]

Водные балансы тепловых электростанций зависят от назначения станции, которое в свою очередь определяет тип установленных на ней паровых турбин. Независимо от параметров пара станция может быть предназначена для выработки электрической или преимущественно тепловой энергии. С точки зрения выработки электрической энергии основным агрегатом станции следует считать электрический генератор, в котором механическая энергия преобразуется в электрическую, паровой турбине при этом отводится роль привода электрического генератора. С точки же зрения выработки тепловой энергии паровая турбина является основным агрегатом, поставляющим потребителям эту энергию в виде пара или горячей воды. Соотношение между двумя функциями — служить приводом электрогенератора и быть непосредственным источником тепловой энергии — неодинаково у разных турбин. Если паровая турбина предназначена обеспечивать потребности в тепловой энергии только самой электростанции, которые, как правило, невелики, то потоки пара, идущие через отборы турбины, также невелики у таких турбин, называемых конденсационными, основной поток пара (70%) направляется в конденсатор турбины. Тепловые станции, оборудованные турбинами конденсационного типа, называются конденсационными электростанциями (КЭС). [c.6]

Паровые турбины, устанавливаемые на ТЭЦ, отличаются друг от друга не только мощностью, но и соотношением расходов отборного пара на производство и для теплосети. На ТЭЦ с турбинами, имеющими только теплофикационные отборы, водные балансы основного цикла по количественному соотношению отдельных составляющих менее устойчивы во времени, чем на КЭС, но более устойчивы по сравнению с ТЭЦ, где есть турбины с производственными отборами. В водном балансе основного цикла ТЭЦ только с отопительной нагрузкой турбинный конденсат составляет менее 30, конденсат сетевых подогревателей — 40—70, конденсат регенеративных подогревателей — около 30, добавочная вода—1—2%. По размеру добавка отопительные ТЭЦ очень близки к чисто конденсационным, т. е. к КЭС на станциях таких типов расход добавочной воды в условиях нормальной эксплуатации составляет 1—2 % производительности котлов. [c.10]

Рассмотрим примеры водных балансов современных энергетических блоков, оборудованных паровыми турбинами разных типов. [c.10]

При проектировании паровых турбин и в ряде других случаев удобнее всего рассчитывать тепловую схему, задавшись заранее полным расходом пара на турбину, и после сведения полного теплового баланса определять получаемую от турбогенератора мощность. [c.373]

В процессе парообразования вместе с капельками воды в паровое пространство барабана парогенератора уносятся и соли, растворенные в воде, и соли могут отлагаться в трубах пароперегревателя или уноситься в проточную часть турбины. Для уменьшения солесодержания котловой воды применяют продувку парогенераторов. Различают периодическую и непрерывную продувку. Периодическую продувку производят через определенные промежутки времени из нижних точек (нижний барабан, нижние коллекторы экранов и т. д.). С водой периодической продувки уносятся соли и шлам. Непрерывную продувку осуществляют из точек с большой концентрацией солей (верхний уровень воды, соленый отсек). Иногда предусматривают специальные установки для использования тепла продувочной воды. Применение продувки парогенераторов позволяет установить материальный баланс солей, т. е. осуществить такой режим работы, при котором количество солей, поступивших с питательной водой, равно их уменьшению, обусловленному уносом или продувкой. [c.126]

Тепло, передаваемое воде в экономайзере П1 ступени газовой турбины, учитывается в балансе деаэратора 6 ат, аналогично тому как это делается при расчете тепловой схемы паровой ТЭЦ, с помощью формулы (3-25). Количеством этого тепла предварительно задаются с последующим уточнением по тепловому балансу экономайзеров газовой турбины. [c.85]

Часовой расход пара на паровую турбину при номинальной мощности определяют на основе теплового баланса [c.486]

Параметр формы золоуловгтеля 253, — 255 Параметры промежуточного перегрева пара 38 — 41 Паровая сушка топлива 29 Пароводяной тракт ТЭС 14 Паровой баланс турбины 80, 87 [c.323]

В нижнем квадранте по (7.16) строится линия ОК, связывающая нижний отопительный отбор с дополнительной мощностью АЛ . , и наносится сетка параллельных ей прямых. Кроме того, здесь же наносятся ограничительные линии = onst для теплофикационного отбора. Они изображают максимально возможный расход производственного отбора Gj, акс который определяется из общего парового баланса турбины при условии, чтобы расход пара на выходе из ЧСД не превышал расход теплофикационного отбора на значение, требуемое для охлаждения ступеней ЧНД [c.211]

Для подсчета расходов свежего пара турбинами определенные ранее годовые расходы пара из отборов турбин распределяются между ними пропорционально средней загрузке их за зимний и летний периоды по паровому балансу ТЭЦ. Затем подсчитывается среднегодовая за рабочее время загрузка отбора. Дли этого годовой отбор пара данных параметров от данной турбины надо разделить на время работы ее в течение г(1да. После определения среднегодовой загрузки всех промотборов турбин можно с помощью диаграмм режимов их переходить к подсчету расходов свежего пара на турбины. [c.94]

Годовой расход пара 10 ат пз промотборов турбин распределяем между турбинами пропорционально среднегодовой загрузке пх промотборов (см. паровой баланс). [c.146]

На АЭС установлены одноконтурные кипящие реакторы, производящие пар давлением 65 кгс/см , температурой 284° С. Из реактора пар поступает на две паровые турбины мощностью по 500 МВт. В реакторе этого типа в активной зоне применены циркониевые сплавы, что улучшает баланс нейтронов, тем самым повышая экономическую эффективность использования ядерного топлива. Особенностью РБМК-1000 является возможность замены тепловыделяющих сборок без остановки реактора. Второй блок АЭС был введен в 1975 г. Опыт эксплуатации Ленинградской АЭС (рис. 4-7) позволил принять решение о внедрении блоков с реакторами РБМК-ЮОО на ряде крупнейших АЭС Советского Союза. [c.182]

Переменные режимы Эксплуатация ПГУ с двумя ВПГ паро-производительностью по 45 т/ч (с параметрами 40 ата, 440° С) и двухвальной ГТУ-15 велась при сжигании газообразного топлива— смеси попутного нефтяного и природного газов. Для обеспечения баланса мощности компрессорного вала ГТУ в необходимом диапазоне нагрузок и режимов работы установлена пуско-подкручи-вающая паровая турбина мощностью 200 кВт. [c.162]

Материальные балансы пара и воды. Для энергоблоков с прямоточным котлом полагают, что его паровая нагрузка (в долях) равна ап.к=ап,8= 1,0 [см. (11.9)]. Доля расхода добавочной воды в конденсатор главной турбины ад.в = аут=2авн = 0,015. [c.154]

I. Сравниваемые варианты должны быть приведены к одинаковому энергетическому (производственному) эффекту, т. с. быть сопоставимыми в отношении вида, количества и качества полезно отдаваемой потребителям продукции. Рассматриваемые варианты должны уравниваться по полезному годовому отпуску энергетической продукции и в отношении участия в балансе мощностей (приведение к одинаковому энергетическому эффекту по мощности). При использовании энергогенерирующих установок переменной электрической мощности (паровые турбины с противодавлением, газовые утилизационные бсског -прессорные турбины, установки испарительного охлаждения и др.) для приведения вариантов в сопоставимый вид следует предусматривать необходимое увеличение мощности электростанций (тепло- и парогеиера- [c.728]

Наибольшее развитие, в связи с задачами, вставшими перед создателями паровых турбин, получила газовая гидравлика, предметом изз чения которой явились одномерные течения сжимаемого газа с большими до- и сверхзвуковыми скоростями по трубам и соплам, вопросы истечения газа из резервуаров и тому подобные явления. Это направление механики сжимаемого газа нашло опору в общих теоремах количеств движения, теореме Бернулли, баланса энергии, а также в основных закономерностях термодинамики газа. Наиболее популяр-цым и важным результатом этого направления следует признать классическую формулу Сен-Венана и Ванцеля (1839), связывающую скорость адиабатического истечения газа с давлением и плотностью газа в резервуаре и с противодавлением. [c.29]

Кроме добавка в состав питательной воды ТЭЦ входят многие потоки производственный и турбинный конденсаты конденсаты подогревателей сырой, подниточной и теплофикационной воды вода из дренажных баков и баков низких точек и др. Целесообразно хотя бы периодическое проведение баланса составляющих питательной воды по железу и другим примесям для оценки влияния отдельных потоков на качество питательной воды. Например, конденсат баков нижних точек и дренажных баков в количественном балансе питательной воды может составлять всего несколько процентов. Однако содержание железа в этих конденсатах иногда достигает нескольких миллиграмм на килограмм. Нередко всякого рода изменения в схемах дренажных, конденсатных и других трубопроводов не находят отражения в технической документации, об этих изменениях забывают, что затем затрудняет оперативный поиск источника ухудшения качества питательной воды, О важности учета многих элементов тепловой схемы свидетельствуют, в частности, такие при.меры. На одной ТЭЦ периодически нарушалось качество питательной воды по всем показателям, кроме жесткости, причем персонал не смог своевре.менно выяснить причину такого нарушения. Оказалось, что периодически из-за неисправности регулятора уровня расширитель непрерывной продувки переполнялся и котловая вода поступала в деаэраторы. В другом случае иа заполнение гидрозатвора деаэратора в качестве резерва была подведена сырая вода, что приводило к повышению жесткости питательной воды. Иногда дренажи схем парового отопления заводят только в дренажные баки, так что при опрессовке этих схем сырой водой последняя поступает в цикл питания котлов. В ряде случаев моющие растворы из схемы химической очистки попадали в питательный тракт работающих котлов в результате установки арматуры (вместо видимого разрыва) между промывочной и эксплуатационной схемами. Перечень таких и подобных нарушений, к сожалению, довольно значителен. С учетом причиняемого ущерба недооценивать их нельзя. [c.128]

Внутристанционные потери пара и конденсата могут быть значительно уменьщены путем установки дренажных и сливных баков для сбора конденсата, путем правильного выбора габаритов конденсатных баков, путем применения сварки трубопроводов и обеспечения высокой плотности фланцевых соединений, ликвидации парения предохранительных клапанов, отказа от использования паровых форсунок, паровых приводов и паровых обду-вочных аппаратов, а также путем применения теплообменных аппаратов с приспособлениями для конденсирования и улавливания отработавшего пара. При соблюдении этих условий внутристанционные потери пара и воды составляют незначительную величину, не превышающую 0,5—1,0% общей производительности парогенератора. Следовательно, на КЭС основной составляющей питательной воды является конденсат турбин, что видно из водного баланса КЭС [c.11]

Для наглядности такой баланс представляют обычно графически в виде потоков энергии (рис. 37). За начало принимается поток тепловой энергии, выделившейся при горении топлива. Если В — расход топлива в единицу времени, то jVt = QS — величина этого потока или иначе тепловая мощность топки [вт). После исключения потерь тепла в котельной получают поток энергии, характеризующий тепловую мощность парового котла jVk = D in—г в) = Л т11к-у Если пренебречь потерями тепла в паропроводе, которые при тщательной изоляции и небольшой длине паропровода незначительны, то Л/к будет вместе с тем и потоком тепловой энергии, поступившей в турбину для преобразования в механическую энергию. Напомним, что по второму закону термодинамики только часть тепла (Л о), измеряемая термическим к. п. д., может перейти в механическую энергию остальная часть (1—rjt) — это непревратимое тепло, которое для преобразования в механическую энергию оказывается потерянным. В конденсационных установках (КЭС) эта часть, т. е. jVk(1—r]t), не может быть использована для тепловых целей (отопление зданий и др.), так как температура выходящего из турбин пара составляет примерно 29° С. Но если повысить давление, а следовательно, и температуру пара, выходящего из турбины, то можно [c.188]

III ступени подсчитывается количество питательной воды, которое может быть подогрето от температуры в деаэраторе 6 ат до конечной температуры иодолрева питательной воды, т. е. до 215° С, при /7р=100 ат. Расчетное количество питательной воды, подогреваемой до 215° С в ПВД, будет равно разности между полным расходом ее и указанным выше количеством. Это количество питательной воды меньше принятого при построении диаграмм режимов паровых турбин. Поэтому при определении расхода свежего пара на турбины с помощью диаграмм режимов надо вносить поправку, которая подсчитывается аналогично указаниям в 3-4 по формулам (3-30) и (3-31). Так же как и по экономайзеру III ступени, теплоотдачей экономайзеров II и I ступеней сначала задаются, а затем ее уточняют по балансу газового потока за турбиной. [c.86]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...