Конденсатор паровой турбины паровая нагрузка

Случается, что две паровых турбины одинаковой мощности работают одновременно с одинаковыми нагрузками, однако для поддержания необходимого вакуума в конденсаторе одной из них достаточно одного эжектора, тогда как для другой приходится устанавливать два — вследствие недостаточной плотности установки. [c.54]

На рис. 104 приведены результаты оптимизации давления в конденсаторе паровой турбины ПГУ с ВПГ по данным [74]. Оптимальные величины определены по минимуму приведенных годовых затрат. Влияние относительного расхода пара на характеристики последней ступени турбины незначительно. Удельная нагрузка выходного сечения паровой турбины в составе ПГУ несколько выше, чем в автономной ПТУ. [c.211]

При недостаточной производительности охлаждающих устройств на ТЭС максимальной электрической нагрузки конденсационных паровых турбин принято добиваться увеличением до разрешенного максимума расхода охлаждающей воды через конденсаторы или, чаще, до разрешенной максимальной плотности орошения поверхности охладителей. [c.138]

Давлен не в конденсаторе при заданной температуре охлаждающей воды зависит главным образом от стоимости системы технического водоснабжения (включая конденсатор) и удельной паровой нагрузки выхлопа турбины. По данным [23], опти- [c.352]

В тепловой схеме котла предусмотрены быстродействующие редукционно-охладительные устройства (БРОУ) высокого давления, рассчитанные на номинальный расход пара при работе одной ГТУ и быстродействующем редукционном устройстве (БРУ) низкого давления со сбросом пара в конденсатор паровой турбины. Регулирование температуры перегретого пара ВД и НД не осуществляется. Уровень воды в барабане ВД поддерживается пусковым и основным регулирующими клапанами (РК) за экономайзером ВД, а в барабане НД соответствующими РК, установленными перед ним. Таким образом, экономайзер ВД и ГПК выполнены некипящими. Только при 50 %-ной нагрузке и ниже возможно небольшое кипение воды, что допускается. [c.295]

Подведем некоторые итоги. В тепловой схеме конденсационной ПГУ существует определенная связь между элементами. Энергетическая ГТУ в соответствии с режимом работы (нагрузка, параметры окружающего воздуха, вид сжигаемого топлива и др.) служит определяющим звеном технологического процесса, отдавая КУ и ПТУ теплоту своих выходных газов. Как было показано ранее, в зависимости от потенциала этих газов можно реализовать паровой цикл с одним, двумя или тремя контурами, включая промежуточный перегрев пара. После КУ генерируемый пар поступает в ПТ, которая, со своей стороны, вместе с конденсатором оказывает определенное влияние на котел. В обычных паросиловых установках путем подачи топлива и воды можно изменять паропроизводительность котла и мощность ПТУ в определенных пределах. В схеме ПГУ такой возможности нет. При определенной нагрузке ГТУ между КУ и ПТ осуществляется своего рода консенсус по параметрам пара и мощности паровой ступени, а паровая турбина служит некой сетью , на которую работает котел. В этом случае основная цель — получение максимальной мощности ПТУ, а следовательно, и наибольшего значения электрического КПД ПГУ [c.358]

В качестве компромисса возможно применение системы с параллельной конденсацией теплоты отработавшего в паровых турбинах пара. При параллельной конденсации этот пар направляется одновременно в систему воздушного конденсатора и в поверхностный конденсатор (рис. 8.90). Образовавшийся в них конденсат собирается в общем конденсатосборнике, выполняемом заодно с поверхностным конденсатором. Количество пара, поступающего в каждый из конденсаторов, в любой момент времени зависит от параметров наружного воздуха, нагрузки ТЭС и наличия охлаждающей воды, добавляемой в систему. Оба конденсатора (поверхностный и воздушный) работают постоянно при почти одинаковом давлении конденсации. [c.379]

Увеличение нагрузки паровой турбины до ее максимального значения ограничивается допустимым пропуском пара в ее конденсатор и предельной мощностью ее электрогенератора. [c.489]

При ПОЛНОЙ нагрузке паровой турбины мощностью 60 ООО кет поступающий в нее перегретый пар достигает точки насыщения примерно в 14-ii или 15-й ступени при температуре несколько ниже 150° С на выходе из турбины в конденсатор пар содержит 12—13% влаги. Коррозия деталей турбины в области влажно- [c.96]

Зависимость температурного напора от удельной паровой нагрузки конденсатора для различных конденсаторов к турбинам среднего давления приведена на фиг. 14-55. [c.668]

Осуществление деаэрации в конденсаторах паровых турбин вполне возможно. Для этого поступающая в конденсатор вода должна иметь температуру на 5—10° С выше температуры насыщения, соответствующей давлению в конденсаторе, и количество деаэрируемой в конденсаторе посторонней воды должно быть ограничено 10-f-15% от нормальной паровой нагрузки конденсатора. [c.122]

Отвод тепла в паровых турбинах определяется температурой конденсации, зависящей от давления пара в конденсаторе. Давление в конденсаторе зависит от температуры и количества охлаждающей воды, температурного напора, удельной паровой нагрузки конденсатора и его эксплуатационного состояния. [c.16]

Важнейшей эксплуатационной задачей является предотвращение загрязнения конденсаторов паровых турбин, а в случае его возникновения—изыскание способов очистки конденсаторов с минимальными затратами труда и по возможности без ограничения нагрузки. Интенсивность загрязнения конденсаторов зависит в основном от качества охлаждающей воды, типа водоснабжения, времени года и условий эксплуатации системы циркуляционного водоснабжения. [c.213]

Питание котлов водой должно быть обеспечено при любых условиях в надлежащем количестве. Поэтому должны быть обеспечены не только высокая надежность работы питательной установки и питательных трубопроводов, подающих воду к котлам, но также бесперебойный подвод воды к питательным насосам в нужном количестве. При колебаниях нагрузки возможно несоответствие количества воды, требуемой для питания котлов и подаваемой из конденсаторов турбин, бойлеров, от потребителей и т. п. ко всасывающим патрубкам питательных насосов. При необходимости усиленного питания котлов вследствие повы-[пенного против нормы размера продувки или аварийной течи трубок котла, а также при выпадении конденсатных насосов необходимо обеспечить подвод воды к питательным насосам из запасного источника. Для обеспечения при любых условиях подвода воды к питательным насосам в количестве, соответствующем потребности паровых котлов в воде, на электростанциях обязательна установка запасных баков питательной воды, называемых питательными. [c.252]

При отсутствии непрерывного контроля за воздушной плотностью вакуумной системы во время работы турбины периодически следует проверять ее по скорости падения вакуума в конденсаторе. Проверка должна производиться I раз в месяц при непрерывной работе турбины, а также при остановке ее на ревизию и ремонт, после капитального ремонта и при резком ухудшении работы конденсационной установки. При нормальной работе турбоагрегата и паровой нагрузке конденсатора около 25—30% от номинальной закрывают задвижку на общем трубопроводе отсоса воздуха из конденсатора в эжектор, затем через 1—2 мин по вакуумметру начинают тщательно наблюдать за скоростью падения вакуума и через каждые 0,5 или 1 мин записывать показания вакуумметра. Во время испытания вакуум в конденсаторе не следует уменьшать ниже 550 мм рт. ст. В период проверки воздушной плотности конденсатора необходимо поддерживать нагрузку турбины (конденсатора) примерно постоянной, нормальную работу циркуляционного и конденсатного насоса и парового или водяного эжектора, так как скорость падения [c.255]

При принятых условиях расчета оптимальное давление в конденсаторе находится в пределах 0,024—0,083, кратность охлаждения 29—73 кг/кг, удельная паровая нагрузка конденсатора 28—101 кг/(м -ч), удельная нагрузка выходного сечения турбины 17—61 кг/(м -ч). [c.211]

Производится запись показаний индикаторов при разных нагрузках и режи.мах работы турбины. Первую запись надо сделать сразу же после пуска циркуляционных насосов и заполнения парового пространства конденсатора конденсатом до рабочего уровня и в дальнейшем делать их при разных электрических нагрузках и вакууме. Разница в показаниях индикаторов после пуска дает линейное смещение осей валов (эксцентриситет е). Расцентровка по торцу в данном случае бывает небольшой, и ей можно пренебречь. Для крепления индикатора вместо стоек можно использовать крюк крана. В этом случае проседания подшипников турбины замеряют в разное время, при разных пусках, но записи делают при одних и тех же вакуумах, электрической нагрузке и т. д. [c.85]

Большая вместимость паропроводов промежуточного перегрева и перегревателя вызывает опасность разгона турбины при сбросе нагрузки и требует применения специальных защитных устройств. Для этого перед выпуском пара в турбину после промен<уточного перегрева, кроме регулирующих клапанов, применяют защитно-отсечные клапаны, из которых пар из системы промежуточного перегрева отводится через редукционно-охладительное устройство (РОУ) в конденсатор турбины. Наличие газового промежуточного перегревателя усложняет схему регулирования парового котла из-за необходимости дополнительно регулировать температуру пара после промежуточного перегрева. [c.42]

Повышение нагрузки ГТУ сопровождается увеличением паропроизво-дительности КУ и достижением рабочих параметров. При этом соблюдаются соответствующие температурные ограничения. До достижения параметров сопряжения с основным паросиловым блоком генерируемый в КУ пар отводится через байпасную систему СД в конденсатор паровой турбины. Паровые клапаны к паропроводу горячего пара промежуточного перегрева открываются, когда давление дополнительного пара несколько выше, а его температура несколько ниже, чем в основном потоке. После открытия паровых клапанов байпасная система закрывается. [c.504]

Помимо РОУ и БРОУ применяются редукционные установки РУ и быст-ровключающиеся редукционные установки БРУ. БРОУ и ВРУ открываются в 2 раза быстрее, чем обычные (15 с против 30 с). В особо важных случаях скорость включения составляет 2—4 с. В АЭС с турбинами на насыщенном паре используются только редукционные установки. Они применяются, например, для сброса пара из парогенератора в основной конденсатор, минуя турбину. Необходимость в этом появляется, когда турбина сбросила нагрузку по каким-либо причинам или пар еще в пусковом режиме и не должен направляться в турбину, или ведется расхолаживание реакторной установки. Линия БРУ отводится от соединительной паровой магистрали и при внезапном закрытии клапанов турбины острый пар сбрасывается в конденсатор. Используется БРУ и для получения пара требуемых параметров для станционных нужд. РУ (БРУ) снижают давление и уменьшают температуру пара. Как правило, эти установ ки периодического действия и работают обычно сравнительно непродолжитель ное время, но при включенной РУ дроссельная арматура работает непрерывно [c.56]

Фиг. 14-54. Зависимость величины нагрева охлаждающей воды Ы от удельной паровой нагрузки для различных конденсаторов к турбинам АП-25-1, АТ-25-1, АК-50-1 (ЛМЗ) и АК-50-1 (ХТГЗ) (по данным типовых энергетических характеристик).

ТХ — топливное хозяйство ПТ — подготовка топлива ПК — паровой котел ТД—тепловой двигатель (паровая турбина) ЭГ— электрический генератор ЗУ — золоуловитель ЛС —дымосос ДТ р —дымовая труба ДВ — дутьевой вентилятор ГДУ—тягодутьевая установка Д/5У — шлакозолоудаление /Я — шлак 3 —- зола К — конденсатор ИОВ ЩИ) — насос охлаждающей воды (циркуляционный насос) ТВ — техническое водоснабжение ПНД и ПВД — регенеративные подогреватели низкого и высокою давлений КН и ЯЯ — конденсатный и питательный насосы ТП — тепловой потребитель НОК — насос обратного конденсата JfBO — химводоочистка —расход теплоты топлива на станцию Dq— расход пара на турбину — паровая нагрузка парового котла — потеря пара прн транспорте [c.14]

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]

С увеличением температуры воды для получения нужного конечного давления в конденсаторе при заданной паровой нагрузке турбины требуется повышение кратности охлаждения W, т. е. подаваемого в конденсатор расхода охлаждающей воды. Ввиду сезонного изменения температуры воды <в, кратность охлаждения т летом должна быть значительно выше, чем зимой. Поэтому расчетный расход воды Gb принимают по летнему режиму работы турбоустановок с учетом типа во-доохладителя. [c.234]

Расчет проточной части паровой турбины (и системы регенерации при ее наличии) проводят одновременно с расчетом сетевой подогревательной установки. При проведении предварительного расчета тепловой схемы ПГУ-ТЭЦ задают график отопительной нагрузки, расхода и температуры сетевой воды. В зависимости от коэффициента теплофикации и схемы ТЭЦ принимают нужное количество ступеней подогрева сетевой воды (обычно не более 4). Необходимую тепловую нагрузку распределяют между подогревателями сетевой воды, определяют температуры на выходе из каждого подогревателя. С учетом недогрева в подогревателях и потерь давления в паропроводах рассчитывают значения давления пара в отборах ПТ для тех ступеней, которые питаются отборным паром. При необходимости находят расход пара через редукционноохладительное устройство и количество впрыскиваемой воды. После этого рассчитывают и строят процесс расширения пара (в h, j-координатах) для каждого отсека (под отсеком подразумевают группу ступеней с одинаковым расходом пара). При этом начальные параметры пара берут из расчета КУ с учетом потерь в трубопроводах, а давление в конденсаторе принимают или рассчитывают (см. гл. 8). Дальнейший расчет процесса хорошо известен и описан 404 [c.404]

Простейший и широко используемый в эксплуатационной практике метод определения воздушной плотности вакуумной системы заключается в определении скорости падения вакуума при отключении воздухоудаляющего устройства и при определенной нагрузке турбины. Для этой цели при нагрузке 80—100% от номинальной, отключив полностью отсос воздуха, записывают через каждые полминуты значение вакуума в конденсаторе в течение 5—7 мин., следя чтобы вакуум не падал ниже допустимой для данной турбины величины. Опыты показывают, что при стабильной нагрузке скорость падения вакуума постоянная и поэтому может быть использована для оценки воздушной плотности. Гарантии заводов-изготовителей на величину расходов пара и тепла для паровых турбин могут быть выдержаны при наличии надлежащей воздушной плотности вакуумной системы. Так, например, гарантии ЛМЗ на мощные (25 ООО— 100 ООО кет) конденсационные турбины высокого давления могут быть выдержаны при наличии воздушной плотности вакуумной системы, соответствующей падению вакуума не более, чем на [c.208]

Для примера на фиг. 105 представлена такая зависимость для конденсаторов ряда турбин. Как видно из графика, с уменьшением паровой нагрузки d величина At вначале падает (это соответствует к = onst), а затем устанавливается неизменной (горизонтальные участки кривых) при [c.241]

Опыт эксплуатац ш свидетельствует о том, что деаэрирующая способность как конденсаторов турбин, так п деаэраторов может обеспечить глубокую, соответствующую нормам ПТЭ деаэрацию конденсата и питательной воды по удалению кислорода в широком диапазоне паровых нагрузок. Повышенное содержание кислорода в конденсате может быть следствием присосов воздуха в вакуумной системе конденсатора или сливных насосов. Особенно неблагоприятным с точки зрения присосов воздуха и деаэрации является режим работы конденсатора при низких паровых нагрузках (ниже 50% ). [c.194]

Пример 1-45. Паровая турбина мощностью N — = 25 000 квт, работает при начальных параметрах пара / i= 29 ama и tizr400 . Давление в конденсаторе / а = 0,04 ama. Определить часовой расход тепла при полной нагрузке турбины, рассматривая ее как идеальный двигатель. [c.86]

В конденсаторах современных мощных паровых турбин обычно применяют тесные горизонтальные пучки латунных труб или труб из сплавов с й=26- -28 мм и шахматным расположением. Относительные нтаги лежат в пределах <5 1 = 1.24-1.3, Л з=0.9+1.1. Для расчета локального теплообмена в трубных пучках необходимо знать локальное поле скоростей пара и концентрации воздуха в объеме конденсатора, что практически трудно выполнимо. Разработанные в настоящее время позонные методы расчета еще несовершенны, и в практических инженерных расчетах пока применяют эмпирические зависимости коэффициента теплопередачи от основных режимных факторов. Тем не менее даже применение несовершенных позонных методов расчета позволяет путем учета локальности уменьшить поверхность охлаждения конденсатора примерно на 10 % при заданных тепловых нагрузках. [c.77]

Соединение в парогазовых установках пароводяного цикла обычной ТЭЦ с газовым циклом газотурбинной установки позволяет увеличить выработку электроэнергии на тепловом потреблении, т. е. с наименьшими потерями, благодаря использованию тепла отработавших газов газовой турбины в регенеративном цикле паровых турбин. Другими словами, при одной и той же тепловой нагрузке ТЭЦ с парогазовым циклом вырабатывает электроэнегии больше, чем ТЭЦ с пароводяным циклом, при одинаковых потерях тепла в конденсаторах паровых турбин. [c.50]

Простейшая схема КЭС в таком условном изображении агрегатов показана на рис. 3-4. На этой схеме 1 — паровой котел с пароперегревателем 2, из которого перегретый пар направляется в паровую турбину 3. Произведенная в турбине механическая энергия передается электрическому генератору 4, расположенному на одном валу с паровой турбиной. После расширения в турбине пар поступает в конденсатор 5, где конденсируется. Полученный конденсат насосом 6 направляется в питательный бак 7. Из питательного бака вода питательным насосом 8 направляется в лодо-греватель 10, где она подогревается паром, отобранным из турбины, а затем насосом 9 подается в котел. Давление отбираемого пара в зависимости от нагрузки турбины несколько изхменяется и специально не регулируется. Устанавливаемые на КЭС турбины называются конденсационными турбинами с нерегулируемым отбором пара. [c.62]

Тепловая схема турбоустанонки К-200-130 ЛМЗ. Конденсационная паровая турбина К-200-130 мощностью 200 МВт рассчитана на начальные параметры пара р = = 12,75 МПа, I = 565 °С с промежуточным перегревом до пп = 565 °С при давлении р = 2,45 МПа. При номинальной нагрузке турбины и температуре охлаждающей воды на входе в конденсатор = Ю °С давление пара [c.29]

Регулирование [ [двигателей объемного вытеснения В 25/(00-14) (паросиловых К 7/(04, 08, 14, 20, 28) паротурбинных К 7/(20, 24, 28)> установок-, распределителышх клапанов двигателей с изменяемым распределением L 31/(20, 24) турбин путем изменения расхода рабочего тела D 17/(00-26)] F 01 движения изделий на металлорежущих станках, устройства В 23 Q 16/(00-12) F 04 [диффузионных насосов F 9/08 компрессоров и вентиляторов D 27/(00-02) насосов <В 49/(00-10) необъемного вытеснения D 15/(00-02)) и насосных установок (поршневых В 1/(06, 26) струйных F 5/48-5/52) насосов] F 02 [забора воздуха в газотурбинных установках С 7/057 зажигания ДВС Р 5/00-9/00 подогрева рабочего тела в турбореактивных двигателях К 3/08 реверсивных двигателей D 27/(00-02) (теплового расширения поршней F 3/02-3/08 топливных насосов М 59/(20-36), D 1/00) ДВС] зазоров [в зубчатых передачах Н 55/(18-20, 24, 28) в муфтах сцепления D 13/75 в опорных устройствах С 29/12 в подшипниках <С 25/(00-08) коленчатых валов и шатунов С 9/(03, 06))] F 16 (клепальных машин 15/28 ковочных (молотов 7/46 прессов 9/20)) В 21 J количества (отпускаемой жидкости при ее переливании из складских резервуаров в переносные сосуды В 67 D 5/08-5/30 подаваемого материала в тару при упаковке В 65 В 3/26-3/36) конденсаторов F 28 В 11/00 G 05 D [.Mex t-нических (колебаний 19/(00-02) усилий 15/00) температуры 23/(00-32) химических н физико-химических переменных величин 21/(00-02)] нагрузки на колеса или рессоры ж.-д. транспортных средств В 61 F 5/36 параметров осушающего воздуха и газов в устройствах для сушки F 26 В 21/(00-14) парогенераторов F 22 В 35/(00-18) подачи <воздуха и газа в горелках для газообразного топлива F 23 D 14/60 изделий к машинам или станкам В 65 Н 7/00-7/20 питательной воды в паровых котлах F 22 D 5/00-5/36 текучих веществ в разбрызгивающих системах В 05 В 12/(00-14)) [c.162]

При отсутствии непрерывного контроля за Воздушной плотностью вакуумной системы во время работы, турбн< ны периодически следует проверять ее по скорости падения вакуума в конденсаторе. Прове.рка должна производиться один раз в месяц при непрерывной работе турбины, а также при остановке ее на ревизию и ремонт, после капитального ремонта и при резком ухудшении работы конденсационной установки, следующим образом. При нормальной работе турбоагрегата и паровой нагрузке конденсатора около 30—50% номинальной закрывают задвижку на общем трубопроводе отсоса воздуха из конденсатора в эжектор, затем через 1—2 мин по вакуумметру начинают тщательно наблюдать за скоростью падения вакуума. Наблюдение должно произво-226 [c.226]

При еще более коротком простое турбины (6—8 ч) в котле сохраняется давление ( 25—35 ат), паропровод и элементы пароперегревателя остывают больше, чем массивные, хорошо изолированные детали паровпускной части турбины. В таких случаях при пуске блока главная паровая задвижка перед турбиной, peгyлиpyющиe И стопорные клапаны турбины в течение 20—30 мин оставались закрытыми, а пар из котла, пройдя перегреватель и главный паропровод, направлялся в конденсатор. После повышения температуры пара до уровня, обеспечивающего отсутствие большой температурной разности при прогреве паровпускных элементов турбины, подача пара в иее (и повышение числа оборотов) производятся через пусковой обвод. Нагрузка турбины сначала noAHnMaeT H благодаря открытию регулирующих клапанов при почти по- стоянном давлении пара в котле. Когда же клапаны откроются полностью, [c.186]

Пускосбросные устройства предназначены для сброса пара из паропроводов свежего пара (до главной паровой задвижки) в конденсатор турбины при пусках и остановах блока, сбросах нагрузки и холостом ходе турбины, когда потребление пара турбиной меньше паропроизводительности котла. Пропуск воды и пароводяной смеси через ПСУ допускается только при промывках котла с расходом 30% номинального при полностью открытом положении клапанов. Схема автоматического управления ПСУ показана на рис. 7-11. [c.199]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...