Турбины паровые части

Область практического применения метода моделирования, конечно, не ограничивается гидромеханикой и теплообменом. В настоящее время она значительно расширена. Разработаны условия моделирования процесса движения и гидравлического сопротивления, процессов теплопроводности и конвективного теплообмена, процессов теплообмена при изменении агрегатного состояния, процессов уноса влаги и ее сепарации, процессов материального обмена и сушки, процессов движения запыленных потоков и сепарации пыли, процессов вентиляции помещений, проточной части паровых турбин, паровых машин, топочных устройств, циркуляции расплавленной стекломассы в печах, процессов, протекающих в электрических машинах и системах, процессов физико-химического превращения и т. д. [c.262]

Такая конструкция была создана довольно быстро. Уже в 1893 году на выставке в Чикаго Лаваль демонстрирует турбину мощностью 5 лошадиных сил, работающую при 30 000 оборотов в минуту. В 1900 году мощность турбины Лаваля, представленной на выставке в Париже, достигла уже 350 лошадиных сил. Множество вопросов решил изобретатель при работе над конструкцией паровой турбины, немалая часть его достижений используется и сегодня. [c.141]

В современных паровых турбинах в части высокого давления диафрагмы помещаются, как правило, в обойму, которая закрепляется в цилиндре турбины. [c.49]

Во всех рассмотренных до сих пор схемах (за исключением схемы по рис. 1-3, е) основная выработка механической энергии приходится на паровую часть цикла. Поэтому применение комбинированных парогазовых циклов с раздельными контурами рабочих тел следует рассматривать в качестве метода улучшения характеристик обычных паросиловых установок. Иное положение складывается при непосредственном смешении продуктов сгорания с пароводяным рабочим телом. Здесь, как правило, в основных чертах сохраняются все особенности обычных ГТУ. Больше того, как будет выяснено в дальнейшем, ввод пара в газовую турбину уже действующих ГТУ можно осуществить в ряде случаев, не внося в имеющееся оборудование сколько-нибудь существенных изменений. [c.24]

К- п. д. схемы можно улучшить ценой определенных усложнений. Так, возможно, что при малом числе ступеней в турбине значительную часть парового потока удастся выводить из нее лишь с небольшой примесью продуктов сгорания. Это открывает возможность использования мятого пара для целей теплофикации или же в дополнительной конденсационной турбине. [c.121]

Последовательное расположение турбин возможно паровыми частями к постоянной (фиг. 196,а) или к временной торцевой стене (фиг. 196,6). [c.321]

На рис. 14 изображены некоторые характерные тепловые схемы ПГУ с ВПГ. В ПГУ с простой ГТУ (рис. 14, а) часть тепла выхлопных газов ГТУ (площадь 7" 788"7") утилизируется паровой частью цикла в экономайзере 5 без вытеснения паровой регенерации. В ПГУ с напорным экономайзером (рис. 14, б) нагрев питательной воды по выходе ее из регенеративных подогревателей происходит в экономайзере 5, обогреваемом газами из турбины высокого давления перед их поступлением в турбину низкого давления ГТУ. Промежуточное охлаждение газов перед турбиной низкого давления (площадь 7" 5 28" 7") приводит к уменьшению полезной работы газовой ступени. [c.24]

Тепловая схема ПГУ со сбросом газов из газовой турбины в котел в паровой части полностью повторяет тепловую схему ПТУ с соответствующей турбиной. Однако расход пара турбиной уменьшается на величину, зависящую от степени вытеснения паровой регенерации, поскольку подогрев питательной воды частично осуществляется в экономайзерах. [c.79]

По расчету температура в средней части охлаждаемого ротора снижается менее чем на 100 К за трое суток, и температурные напряжения при последующем пуске не превосходят 300 МПа, тогда как предел текучести Оо.а = 650 МПа. В указанных условиях ротор не ограничивает скорости пуска турбины. Паровое охлаждение экранированной стенки [c.89]

При низкой температуре перед газовой турбиной 11б < Лп- В этих условиях целесообразно развивать паровую часть. В ПГУ на нее приходится 80—90% общей выработки механической энергии при относительном расходе пара d = 0,5- 0,7 от расхода воздуха. [c.254]

Наибольщая концентрация кислорода наблюдается в конденсате турбин, по тракту ПНД происходит уменьшение концентрации Ог. Предельное содержание кислорода в обессоленном конденсате не должно превышать 20 мкг/кг Ог. Для достижения этого на электростанциях производятся работы по уплотнению вакуумной части блока, осуществлению подвода подпитки блока и дренажей в паровую часть конденсатора через гидрозатвор и т. д. [c.115]

У турбины К-200-130 каждый из двух корпусов конденсатора являегся однопоточным и может отдельно отключаться по воде. Паровая часть этих конденсаторов 58 [c.58]

Нельзя разбирать неостывшую (до 60—80° С) паровую часть турбины, иначе из-за коробления деталей турбина будет выведена из строя. [c.48]

Измеряются осевые зазоры а и б, определяющие взаимное положение элементов паровой разгрузки, по положению вала в корпусе подшипника. Сдвинув роторы в противоположные стороны (к паровой части), по разности зазоров а в обоих положениях определяют разбег в каждом из упорных подшипников р. Для новейших турбин с многопоточными роторами оптимальная величина р = 0,70 мм. Разбег в упорных подшипниках доводят до нормы изменением толщины бумажной прокладки под крышкой упорного подшипника. Прокладка утолщается при малом разбеге, и наоборот. [c.210]

Только после доведения разбега до нормы регулируют установку роторов до оси. Для этого сравнивают величину зазоров а и б с нормативом (а =1,6 мм 6 = 0,40 мм при роторах, раздвинутых в сторону упорных подшипников, и а = 0,90 мм, 6=1,10 мм при сдвиге в сторону паровой части для упомянутых многопоточных турбин). На сколько размер а отличается от нормы, на столько следует изменить толщину стальной шайбы 7 под ступицей упорного диска (размер а больше нормы — шайба должна быть толще, и наоборот). [c.210]

Использование парогазовых установок улучшает тепловую схему электростанции и значительно снижает капитальные затраты при ее строительстве. Наиболее эффективными парога-ювыми установками являются установки с высоконапорш.тш парогенераторами и со сбросом отходящих газов газовой турбины в топки котельных агрегатов. В паровой части таких установок можно применять пар с давлением до 240 бар и температурой до 580 ° С с промежуточным перегревом до 565° С. Применение паровой и газовой регенерации значительно повышает экономичность установок, при этом к. п. д. электростанции может быть равен 0,4—0,45 и выше. [c.324]

Установка с высоконапорными парогенераторами имеет ряд преимуществ по сравнению с котельными обычного типа уменьн1ен габарит установки, снижен расход металла и др. Эти установки обеспечивают большую экономию топлива по сравнению с чисто паровыми и газотурбинными установками. Уже в насгоя цее время парогазовые установки позволяют получить к. и. д. до 0,33—0,36, что дает им возможность конкурировать с паротурбинными установками на давление 130 бар и температуру пара 565° С. Увеличив же начальную температуру газа в газотурбинных установках до 800— 900° С, применив многоступенчатое сжатие воздуха, промежуточный подвод тепла, регенерацию в газовой и паровой частях п усовер-ше 1ствование проточных каналов компрессоров и газовых турбин, можно получить к. п. д. парогазовой турбинной установки до 0,48 и вьпне. [c.324]

На рис. 20-9 представлена схема магнитогидродинамической установки, работающей на нылеугольном топливе по разомкнутой схеме. На рисунке условио показан одновальный турбоагрегат. Для эффективного использования теплоты топлива в установку включена паросиловая часть, утилизирующая теплоту отработавших в МГД генераторе газов. Паровая часть включает турбину, состоящую из трех цилиндров. [c.326]

Осевая многоступенчатая турбина (рис. 4.3, а) состоит из вращающегося ротора 1 и неподвижного корпуса 3 Ротор несет ряды закрепленных на не 1 рабочих лопаток 8. Перед каждым рядом рабочих лопаток в корпусе устанавливаются сопловые лопатки 9 (в паровы> турбинах их часто называют направляющими). Для уплотнения зазоров междз ротором и корпусом применяются кон- [c.180]

Перегрев пара не только несколько увеличивает термический КПД, но также помогает бороться с основной проблемой эксплуатации паровых турбин — паровой эрозией. Пароводяная смесь в хвостовой части турбины, соответствующей участку h—f Т, s-диаграммы цикла (рис. 4.17), обладает сильными эрози- [c.74]

Питание котла стало в основном производиться конденсатом, возвращаемым из конденсаторов паровых турбин. Небольшая часть добавочной сырой воды, компенсирующая утечку пара из-за неплотности арматуры или потери котловой воды из-за каких-либо других причин, предварител1.но подвергается специальной химической обработке. [c.42]

Для того чтобы достигнуть в газовых турбинах значения коэффициента полезного действия того же порядка, что и в паровых, начальная температура газа должна быть на 100—150° выше, чем температура пара. Высокая температура, низкие давления, большие расходы и малое число ступеней придают конструкциям газовых турбин специфический характер. Как правило, облопачивание первых ступеней газовых турбин выполняется из жаропрочной стали аустенитного класса. Это относится как к рабочим, так и к направляющим лопаткам, так как при температуре 650—750°, характерной для современных газовых турбин, даже при сравнительно невысоких напряжениях в направляющих лопатках приходится выбирать окалиностойкие материалы. По тем же соображениям горячие газовпускные патрубки турбин, внутренние части камер сгорания и внутренние обечайки горячих газопроводов выполняются из жаростойкой аустенитной стали. [c.16]

На рис. 2-10 в соответствии с вышеизложенным методом построены диаграммы значений к. п. д. использования тепловых потоков в парогазовых циклах. Во всех случаях принимались одинаковыми политронические к. п. д. газовых турбин и компрессоров (rij-, т = Лк = 0.9) степени повышения давления (а = 6,5) температуры уходящих газов = 130° С) параметры паровой части установки (только для случаев п и б) pi = 10G ama, = = 540° С. [c.44]

Иногда указывают, что паровая часть подобной комбинированной установки могла бы работать при остановленной предвклю-ченной ГТУ. Это имело бы смысл, например, в условиях, когда вероятны длительные перерывы в подаче газообразного топлива для предвключенной ГТУ. Однако работа паровой части комбинированной установки при уменьшенной регенерации и отсутствии воздухоподогревателя отличалась бы весьма низким к. п. д. А использование твердых топлив, обладающих малым выходом летучих или повышенной влажностью, делало бы работу топки котла при подаче холодного воздуха вообще невозможной. Поэтому упомянутое выше преимущество действительно лишь в отдельных случаях, при использовании установок с предвключенной ГТУ в качестве аварийного резерва. Естественно, что работать без газовой турбины котел сможет лишь при наличии резервной дутьевой установки. [c.51]

Конкурентоспособность бинарных газопаровых установок резко возрастает в случае применения высокотемпературных газовых турбин. Термодинамический анализ, результаты которого иллюстрировались рис. 2-10, свидетельствует о нецелесообразности затраты тепла высокого потенциала на парообразование в установках большой термической эффективности. С другой стороны, кривые, показанные на рис. 2-18, свидетельствуют о том, что при достаточно высокой температуре за газовой турбиной отпадают ограничения в выборе рабочего давления в паровой части БГПУ. В итоге увеличение рабочих температур перед газовой турбиной на 150—200° С против современных пределов создает для этих установок бесспорные преимущества перед ПГУ. [c.59]

Паропровод высокого давления одинарный, причем из-за неравенства числа котлов и турбин часть котлов непосредственно соединена с турбинами, а часть—через паровую магистраль. Между водоотделителями турбин № I н № 2 имеется перемычка, к которой присоединены 2 турбонасоса. От паровой магистрали питаются также 3 редукционно-охллдительных установки, из которых одна резервирует и дополняет регулируемый отбор пара 10.5 ата, одна резервирует отбор пара [c.141]

В конденсирующем инжекторе повышение давления потока осуществляется в результате его последовательного торможения в скачке конденсации, располагающемся в горловине диффузора, и в самом диффузоре. При этом скачки конденсации оказываются практически изотермными [102], что дает основание принять температуры точек S, 9, 10, 11, 17 и 16 одинаковыми. Процессы 1Г—11 и 14—15 также являются изотермными. Поэтому в действительности обратный цикл 11—14—15—16—17—10—11 —11 вырождается в линию — изобару подвода и отвода теплоты. При этом важно отметить, что первый из этих процессов протекает при давлении конденсации прямого цикла р,, а второй — при максимальном давлении этого цикла рц. В настоящее время известна ПТУ, содержащая как конденсирующий инжектор, так и поверхностный конденсатор [12]. Термодинамические циклы и струк-турно-поточная схема этой установки приведены на рис. 2.3. В этой ПТУ в отличие от предыдущей после первого регенератора поток рабочего тела раздваивается. Одна его часть расширяется в паровом сопле конденсирующего инжектора (процесс 3—4), а другая — в ступени низкого давления турбины (процесс 3 — 9). После турбины эта часть потока охлаждается во втором регенераторе(процесс Р—10), конденсируется и охлаждается в поверхностном конденсаторе-холодильнике (процесс 10—11—12) и поступает на вход жидкостного сопла конденсирующего инжектора. Остальные процессы ПТУ аналогичны ранее рассмотренным. [c.27]

Свежий пар, поступающий в турбину, не должен содержать механических и химических примесей более, чем предусмотрено ПТЭ. При работе грязным паром сопла и лопатки изнашиваются быстрее, нарушается уравновешенность ротора, что вызывает увеличение вибрации турбины, проточная часть и паровые клапаны забиваются солями, в результате чего экономичность и мощность турбины снижаются, а осевое давление ротора увеличивается настолько, что вызывает повреждение упорного подшипника и аварию турбины. Особенно большую опасность представляет выделение накипи и солей на штоках клапанов, втулках или сальниках, так как при сбросе нагрузки турбины регулирующие и стопорный клапаны при срабатывании автомата безопасности остаются открытыми — зависают в открытом положении. В этом случае турбина и генератор могут пойти вразнос, что может вызвать тяжелую аварию турбины и генератора. Поэтому ни при каких обстоятельствах нельзя допускать длительной работы турбины с большим содержанием солей в свежем паре. Даже неболь шое загрязнение свежего пара солями представляет большую опасность, особенно при длительной работе турбины с постоянной нагрузкой. Необходимо не реже одного раза в смену (во время приемки) при нормальных параметрах свежего пара в присутствии сдающего смену, проверять подвижность штоков стопорных клапанов (свежего и отбо рного пара) кратковременным равномерным закрытием на 3—4 оборота и открытием их в прежнее положение. При этом обычно не происходит снижения числа оборотов турбины. Проверка по движ-ности штоков регулирующих клапанов производится некоторым изменением (перераспределением) нагрузки турбины (при параллельной работе) или незначительным изменением числа оборотов ее (при индивидуальной работе) синхронизатором турбины. [c.93]

Для конденсационных трубин опасна не только работа на беспаровом режиме, но и переход после вращения без пара на нормальный паровой режим работы. В этом случае при пуске свежего nap-i в турбину передняя часть цилиндра быстро нагревается, а задняя выхлопная ее часть быстро остывает. Это может вызвать деформацию цилиндра, задевание подвижных частей ротора за неподвижные части цилиндра и поврел<денпя турбины. Поэтому переход от вращения трубины без пара К работе ее на паровом режиме следует производить медленно, с большой осторожностью. [c.153]

С) и газовой турбины 48 МВт (780° С, степень повышения давления 7,5). В паровой части применен цикл Цезас — подогрев паром из отборов турбины питательной воды и воздуха для сжигания топлива, а также подогрев части питательной воды в экономайзере выхлопными газами турбины. К. п. д. установки [c.82]

Повышение термической эффективности комбинированных установок будет идти прежде всего по пути повышения начальных параметров высокотемпературной части цикла, используемой в газовой турбине или МГД-генераторе. Повышение параметров низкопотенциальной паровой части цикла приводит к уменьшению работы его высокопотенцпаль-ной части. Поэтому для каждой конкретной установки существуют оптимальные параметры парового цикла, превышение которых снижает ее экономичность. Можно ожидать, что для комбинированных установок найдут применение паровые турбины с начальными параметрами, не превышающими их освоенных значений на обычных тепловых электростанциях. [c.253]

Хорошим профилактическим мероприятием для определения неплотностей вакуумной системы является гидравлическая опрессовка этой системы при стоянке турбины. Заполнение паровой части конденсатора, отборов пара и подогревателей низкого давления водой до отметки площадки обслуживания помогает выявить даже мелкие неплотности. Эффективным средством контроля воздушной плотности являются воздухомеры, установленные на выхлопе паровых эжекторов. Следует добиваться, чтобы эти простейшие измерительные устройства всегда были в исправном состоянии. Ориентируясь по их показаниям, обслуживаюш ий персонал может легко установить оптимальный режим работы эжекторов, проверить эффективность устранения найденных присосов и своевременно заметить ухудшение работы эжекторов. [c.78]

Поступающий из котельной по паропроводу 1перегретый пар подводится через водоотделители 18 к паровым турбинам 19. Часть этого пара отбирается из промежуточных ступеней турбин и подводится к устройству 31, служащему для распределения тепловой энергии между потребителями с использованием в качестве теплоносителей пара или воды. Остальная часть пара проходит через конденсаторы 20, из которых конденсат конденсатными насосами 21 через подогреватели низкого давления 22 подается в деаэратор 23. Вода, используемая для охлаждения, забирается из источника водоснабжения 36 (реки, пруда) в водоприемные колодцы 29 и прокачивается циркуляционными насосами 28 через конденсаторы паровых турбин. Нагретая охлаждающая вода сбрасывается в канал 30 и далее в источник водоснабжения. [c.339]

При осуществлении надстройки высокого давления к действующей электростанции или вовдуходувной станции вновь устанавливаются паровые котлы, рассчитанные на производство пара высоких параметров, паровые турбины типа ВР-25, ВР-12, ВР-6, работающие с противодавлением (так называемые предвключенные турбины), и питательные часосы высокого давления. Существующие паровые турбины, предназначенные для работы на паре средних или низких начальных параметров, продолжают работать, получая при этом пар от турбин ВР. Часть котлов со средними или низкими начальными параметрами пара из работы выключается. Недостатком применения надстройки является необходимость выключения из работы котлов среднего или низкого давления. Из этого следует, что особенно эффективной оказывается надстройка в тех случаях, когда имеет место нехватка котлов среднего или низкого давления. [c.343]

Для регулировки паровая часть турбины собирается полностью и валовые наставки половин роторов прибалчиваются к торцам валов генераторов. Собираются упорные подшипники на генераторах, при этом средняя крышка корпуса, за- [c.209]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...