Работа и типы паровых турбин

РАБОТА И ТИПЫ ПАРОВЫХ ТУРБИН [c.134]

ПРИНЦИП РАБОТЫ И ТИПЫ ПАРОВЫХ ТУРБИН [c.118]

Подшипники качения. В ГТД авиационного типа и вспомогательных паровых турбинах обычно применяют подшипники качения (шариковые и роликовые). По сравнению с подшипниками скольжения они имеют меньший коэффициент трения, меньшие осевые размеры и надежно работают при большой частоте вращения и умеренных нагрузках. [c.304]

На Харьковском турбинном заводе имени С. М. Кирова (ХТЗ) в десятой пятилетке были проведены работы по реконструкции, в частности, в механосборочном производстве было установлено более 35 единиц прогрессивного станочного оборудования, в том числе 17 станков с числовым программным управлением (ЧПУ). Заводом были изготовлены и поставлены на АЭС и ТЭС паровые турбины типов К-500-65/3000, К-500-60/1500, К-220-44, К-500-240-2, К-300-240, К-100-130/3600. [c.247]

П сегодняшней большой энергетике основную работу выполняют двигатели двух типов паровые турбины и турбины гидравлические. Гидроэлектростанции — их коротко называют ГЭС — вырабатывают в нашей стране примерно одну пятую часть всей электроэнергии. Мы уже говорили, что остальные четыре пятых вырабатывают тепловые электростанции — ТЭС. [c.116]

Основные типы паровых турбин. Паровые турбины можно классифицировать по принципу работы, по числу ступеней, способу подвода пара, параметрам пара, назначению установки и по другим признакам. [c.136]

Оценка несущей способности элементов паровых тур ин и разработка рекомендаций по повышению их надежности требует знания действительных величин напряжений и температур, возникающих в условиях эксплуатации. В связи с этим Институтом машиноведения и Ленинградским металлическим заводом прот веден комплекс работ по изучению напряженного состояния корпусов ЦВД и ЦСД паровой турбины типа К-200-130 [9, 10]. [c.115]

Турбина рассчитана на работу с температурой газа 600° С при давлении 4,6 ата, причем для опытных целей предусмотрена первоначальная работа турбины при 550° С и давле. НИИ 3,4 ата. Экономичная работа турбины при пониженных начальных параметрах обеспечивается пятью реактивными ступенями (как показано на фиг. 9-11) для работы турбины при 600° С в начале проточной части устанавливается дополнительная ступень. Лопатки имеют такие же профили, как и в паровых турбинах, и крепятся на барабане 2 с помощью хво. ста зубчатого типа. Для предотвращения аварийного задевания лопаток о корпус их вершины утонены радиальный зазор между корпусом и лопатками составляет 1 мм. Пять рядов направляющих лопаток укреплены в обойме 3 путем завода их в прямоугольные выточки с выступающим внутри кольцевым поясом. Применение обоймы упрощает конструкцию корпуса турбины и улучшает условия ее прогрева. [c.485]

Кроме того, ЛМЗ разрабатывает технический проект одновальной паровой турбины К-800-130 с частотой вра-щения 3000 об/мин, которая предназначается для работы на АЭС в блоке с реактором на быстрых нейтронах типов БН-800 и БН-1600 на перегретом паре с параметрами 13 МПа, температурой 485°С. Турбина с внешней промежуточной сепарацией пара перед ЦНД и перегревом его отборным паром в сепараторе-перегревателе. Турбина состоит из ЦВД и в зависимости от давления в конденсаторе из двух или трех ЦНД. Во всех вариантах применяется ЦНД от турбины К-1200-240-3. [c.245]

Применение наиболее производительных и экономичных способов изготовления лопаток для стационарных паровых турбин резко осложняется тем, что номенклатура рабочих лопаток состоит из 400 типо-размеров, входящих в 30 типов. Так, например, по рабочей части многие лопатки раз- личаются по ширине, типу профиля, высоте рабочей части, хвостовой частью (типом и типо-размером профиля), видом хвоста (профильный или плоский хвост), толщиной хвостовой части (шагом лопатки), высотой и т. д. Лопатки различаются также конструкцией головной части. Кроме того, многообразие типов и типо-размеров лопаток предопределя ,тся также и характером сочетания их конструктивных элементов, например, положением рабочей части относительно хвостовой и головной части относительно рабочей. Следует подчеркнуть, что до настоящего времени нет ни одной конструкции лопатки во всей номенклатуре лопаток, которая была бы унифицирована для различных турбин, изготовляемых по проектам различных турбинных заводов. Это положение объясняется в основном отсутствием унифицированного метода расчета паровых турбин. Задача унификации лопаток требует большого комплекса научно-исследовательских и экспериментальных работ. Это, однако, не исключает возможности осуществления отраслевой унификации элементов лопаток по ширине и длине рабочей части, профилей рабочей части, профилей хвостовой части, шагов лопаток, головной части и т. д. [c.362]

За последние годы на кафедрах Турбостроение и Теоретические основы теплотехники Ленинградского политехнического института проводились работы по исследованию основных свойств ПГУ. Эти работы обнаружили несущественное различие между термическими эффективностями двух основных схем ПГУ. Поэтому для характеристики возможностей этих установок при современном техническом уровне показателен итоговый график, отражающий результаты исследований схем ПГУ сбросного типа с турбинным оборудованием ЛМЗ им. XXП съезда КПСС (рис. 1). Здесь по оси ординат отложена экономия топлива А<7 % ПГУ по сравнению с ПСУ, оборудованной теми же паровыми турбинами. На оси абсцисс указаны рабочие давления пара. [c.204]

Первые синхронные генераторы, приводимые в действие паровыми машинами или двигателями внутреннего сгорания через ременную передачу, работали с малым числом оборотов окружная скорость ротора для таких машин составляла не более 15—25 м/с. С ростом мощности электрических генераторов повышалось требование равномерности вращения, что не обеспечивалось ни паровой машиной, ни двигателями внутреннего сгорания с их пульсирующим движением поршня и кривошипно-шатунным механизмом. В связи с этим в начале 90-х годов были разработаны специальные генераторы маховикового типа, в которых для уменьшения неравномерности хода была увеличена инерция вращающихся частей. В этих генераторах вращающиеся индукторы одновременно играли роль маховиков для первичного двигателя. Первичные поршневые двигатели накладывали определенные ограничения на конструкции синхронных генераторов их приходилось строить с большим числом полюсов, что, в свою очередь, увеличивало расход активных материалов и потери энергии в машине. Таким образом, хотя паровая машина к концу XIX в. достигла высокой степени совершенства, она не годилась для привода мощных электрических генераторов, так как не позволяла сконцентрировать большие мощности в одном агрегате и создать требуемые высокие скорости вращения. На смену паровым машинам пришли паровые турбины. Первоначально использовали сравнительно тихоходные турбины конструкции шведского инженера Г. П. Лаваля [35]. [c.81]

Распространенным типом повреждений корпусных деталей паровых турбин, которые связывают с нестационарными тепловыми процессами, являются трещины. Причиной образования трещин могут являться температурные напряжения, возникающие при пусках турбины и других переходных режимах. Например, в США и Англии было отмечено заметное увеличение числа трещин в связи с переводом турбин на ряде электростанций на работу в режиме частых остановов и пусков [3]. Так, у турбин, выпущенных в 50-е годы, число поврежденных корпусов достигло 50—60%, в 60-е годы — 20%, в 70-е годы — 10% [2]. Зависимость повреждаемости трещинами барабанов котлов, выполненных из различных сталей, от числа пусков — остановов турбины [1] приведена на рис. 3.6, [c.52]

Конструкторские отделы завода работают сейчас над созданием новых типов паровых, газовых и гидравлических турбин с максимальной единичной мощностью, высокоэкономичных и надежных в эксплуатации, соответствующих лучшим мировым образцам. [c.10]

Паровые турбины первых двух типов были освоены в серийном производстве в 1957—1958 гт. и к 1959 г. Об их эксплуатационной надежности в течение длительной работы еще нельзя было судить. [c.485]

Проведенные эксперименты позволили провести весьма подробную апробацию методики расчета температурных полей (включая методы задания граничных условий) роторов и корпусов основных типов современных мощных паровых турбин. Некоторые результаты этой работы приведены ниже. [c.129]

Анализ результатов обследования мощных паровых турбин блоков СКД, у которых в процессе эксплуатации были обнаружены затрудненные перемещения корпусов подшипников, отрывы лап цилиндров от поперечных шпонок, повышенные вибрация и температура колодок опорных и упорных подшипников, показывает, что на маневренные характеристики мощных паровых турбин трубопроводы оказывают влияние не только в зависимости от их теплового состояния, зависящего от режима работы, типа турбин, но и от качества монтажных (ремонтных) работ, несовершенства расчетных методик, отклонений в весовых характеристиках трубопроводов, изоляции, отклонений от проекта длин трубопроводов, их защемления и т.п. [c.191]

Универсальным типом схемы можно считать секционную, так как она позволяет работать и по блочной, и по централизованной схеме. На неблочных ТЭС, например на теплоэлектроцентралях, предпочтительнее применение секционных схем. Установка одинаковых паровых котлов в таких схемах приводит к унификации турбин по пропуску свежего пара. [c.204]

Расчеты с целью упрощения проводились при закрытых отборах Т. Это также не изменяет полученных выводов. Как уже отмечалось ранее, при наблюдаемых соотношениях отопительных и промышленных паровых нагрузок на ТЭЦ, как правило, устанавливаются турбины обоих типов — Т и ПТ. У турбин Т удельная выработка электроэнергии на единицу отпущенной теплоты Зт, а следовательно, и экономия топлива больше, чем на такую же единицу теплоты пара, отпущенного из отопительного отбора турбины ПТ. Кроме того, удельная стоимость турбоустановок Т с котлом (180—200 руб/кВт) меньше стоимости турбоустановок типа ПТ (220—240 руб/кВт). Поэтому вытеснять отопительные отборы турбин Т отборами турбин ПТ, как правило, не экономично. Только часть зимнего времени, повысив давление в отборе Т турбин ПТ до возможно высокого предела (а это уменьшает Эт), можно им несколько догревать сетевую воду после турбин Т при ступенчатом ее подогреве. Как показали расчеты, при наличии турбин Т на ТЭЦ и оптимальном их количестве отопительный отбор турбин ПТ может использоваться только в ограниченном количестве в зимнее время. Но зимой и отборы турбин П работают с весьма высокой и даже предельной загрузкой (см. рис. 4.6). В итоге возможная дополнительная экономия топлива, которую может дать использование отопительных отборов турбин ПТ, относительно невелика, С учетом перерасхода топлива и приведенных затрат, которые получаются из-за излишнего числа турбин ПТ на ТЭЦ, суммарная экономия как топлива, так и приведенных затрат по ТЭЦ в целом будет снижена. [c.107]

Для надежной работы в неблагоприятных условиях, часто в агрессивных средах, как, например, на морских нефтяных платформах, требуются специальные турбины с ресурсом более 100000 ч, способные работать на самых разных видах топлива. Применение таких мощных газовых турбин вместе с паровыми турбинами в режиме комбинированных циклов позволило значительно повысить полный тепловой к.п.д. центральных электростанций. В настоящее время подобные парогазовые системы получили широкое распространение. Газовые турбины такого типа применяются и на угольных электростанциях, работающих при прямом сжигании угля в кипящем слое. [c.327]

Энергетический модуль ГТУ — КУ можно использовать при модернизации существующих паросиловых ТЭЦ, применяя при этом дожигание топлива. Наиболее перспективно, по мнению авторов, получение в этом модуле пара с параметрами 10 МПа, 500—535 °С или 14 МПа, 535—560 С для обеспечения работы теплофикационных паровых турбин типа Т и ПТ мощностью 25—100 МВт и выше. [c.429]

При работе ПГУ с параллельной схемой должны быть соблюдены некоторые ограничения, связанные с паросиловым энергоблоком. Целесообразно выбирать тип энергетической ГТУ таким образом, чтобы как можно полнее использовать теплоту ее выходных газов, охладив их до обычной для КУ температуры (80—100 °С). Это потребует в определенных случаях снизить нагрузку энергетического парового котла и максимально загрузить паром паровую турбину. [c.489]

Многоступенчатые турбины строят со ступенями скорости (в стационарных паровых турбинах вместо термина ступень скорости применяют термин двухвенечная или трехвенечная ступень ) и ступенями давления. В турбинах со ступенями скорости почти весь теплоперепад срабатывается в сопловом аппарате, и кинетическая энергия, приобретенная рабочим телом, преобразуется затем в работу в двух-трех венцах рабочих лопаток активного типа, между которыми устанавливаются венцы направляющих аппаратов (рис. 4.9). В современных стационарных паровых турбинах применяют, как правило, двухвенечные ступени. В рабочих колесах и направляющих аппаратах срабатывается лишь небольшая доля теплоперепада. Первая [c.187]

Применение турбин в качестве главного судового двигателя связано с именем талантливого изобретателя инженера-механика русского флота П. Д. Кузьминского, который в 1892 г. начал постройку опытной турбинной установки для быстроходного катера. Однако эта инициатива не была поддержана царским правительством. Через два года после первых опытов П. Д. Кузьминского подобные работы были начаты Парсонсом, который в 1894—1896 гг. на яхте Турбиния установил трехвальную турбинную установку. Испытания показали ряд преимуществ турбинного двигателя перед паровой поршневой машиной. Первым судном в России, оборудованным паровыми турбинами, была военная яхта Ласточка , построенная в 1904 г. Установка была трехвальной бортовые валы работали от паровых турбин активного типа моищостью по 740 кВт. На средний вал работала паровая поршневая машина мощностью 184 кВт, она же обеспечивала задний ход судна. Ласточка имела водоизмещенйе 140 т и развивала скорость 27 уз. [c.23]

Основное оборудование Чигиринской ГРЭС состоит из новейших типов машин, выпускаемых отечественными предприятиями. Например, паровая турбина 800 МВт Ленинградского металлического завода высокого давления. Котлоагрегаты паропроизводительно-стью 2650 т/ч, газоплотные работают под наддувом от воздуходувок, поэтому могут работать без дымососов. Коэффициент полезного действия (брутто) котла при работе на мазуте равен 94,1% и на природном газе — 94,66%. [c.129]

В 1980 г. изготовлена первая в СССР паровая турбина К-1000-60/1500 единичной мощностью. 1 млн. кВт с боковыми конденсаторами, предназначенная для работы в блоке с реактором ВВЭР-1000 на Южно-Украинской АЭС, а затем такая турбина будет установлена на Калининской АЭС. В дальнейшем завод переходит на производство турбин типа К-1000-60/1500-2, которые отличаются подвальным располол<ением конденсаторов и отсутствием цилиндра среднего давления (ЦСД), что позволит снизить удельную металлоемкость агрегата. Рабочий проек турбины К-1000-60/1500-2 закончен в 1980 г., и предусматривается изготовление в 1982 г. головного образца для поставки на Запорожскую АЭС. [c.247]

У установки наряду с преимуществами есть недостатки. Первый из них состоит в том, что, как и у электростанций, использующих температурный перепад тропических морей, паровые турбины их очень громоздки при сравиительно евысокой мощности отдельного агрегата. Ко второму относится непостоянство температуры наружного воздуха. Ведь летом она поднимется выше —10 градусов, то есть предела, при котором установка перестанет работать или, во всяком случае, выработка энергии ею в значительной степени снизится. Защитники проекта предлагают на такие периоды запасать холод. в сильно охлажденных складах соленого льда. Достоинством ее по сравнению с тропической установкой является то, что она не нуждается ни в километровой длины трубах для подсоса воды, ни в выборе особых географических условий, ни в круто подающем в глубь океана береговом откосе и т. д. Постройка электростанции такого типа будет стоить значительно дешевле, чем строительство гидроэлектростанции такой же мош.ности. [c.245]

Собственно, так работают все тепловые машины без исключения, будь то бензиновые моторы, газовые или паровые турбины, дизели, ротативные двигатели типа Ванкеля, прямоточки (ПВРД), паровые поршневые машины, стирлинги и эриксоны и всякие другие — несть им числа. [c.270]

Для крупногабаритных изделий типа тонкостенных внутренних цилиндров и экранов газовых турбин, цилиндров низкого давления паровых турбин и других подобных узлов применение подогрева при сварке значительно усложняет работу. В этих случаях стараются в качестве материала конструкции подбирать стали, малочувствительные к закалке при сварке (малоуглеродистые и аустенитные), и сварку производить без подогрева. При необходимости использования 12-процентных хромистых сталей для внутренних экранов газовых турбин выбирают обычно сталь марки 0X13, имеющую содержание углерода менее 0,12% и не закаливающуюся при сварке. Для выхлопных частей цилиндров газовых турбин, работающих при температурах 450—500°, также обычно выбирают сталь марки 12МХ, которую в малых толщинах можно сваривать без подогрева. [c.88]

Таким образом, упорный подшипник является одним из самых ответственных узлов турбины, который должен удовлетворять высоким требованиям обеспечения надежности ее работы. В паровых турбинах обычно применяют упорные подшипники с сегментовыми колодками и упорные подшипники гребенчатого типа. [c.187]

Для покрытия чисто пиковой нагрузки (в зоне 1—4 час работы в сутки) целесообразно использование ПГУ, выполненных но простейшим схемам (варианты S и Р в табл. 6.1). Технологическая схема ПГУ этого вида включает один подвод тепла, один компрессор, одну газовую турбину и газоводяной (паровой) регенератор. Предвключенная паровая турбина отсутствует. ПГУ данного типа являются аналогом простейшей ГТУ. [c.142]

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]

В каждом отдельном случае необходимо делать сравнительные технико-экономические расчеты для различных типов энергетических установок. Характерным примером обоснованного выбора типа энергетической установки для покрытия пиковых нагрузок является выбор агрегатов для газотурбинной электростанции близ Бэр-Поинт на о. Ванкувер в Британской Колумбии. Изучение нагрузок гидроэнергосистемы Британской Колумбии показало, что необходимая мощность пиковых станций была равна 20 000—40 000 кет к концу лета 1957 г. и около 80 000 кет к концу 1957 г. Коэффициент нагрузки для новой станции при работе ее на номинальной нагрузке будет около 25%. Были произведены сравнения трех типов установок паротурбинной, газотурбинной и дизельной. Поскольку расход топлива не играет решающей роли для пиковой станции, то паровая турбина была признана непригодной для такого графика нагрузки. Поэтому основное сравнение производилось для дизельных установок и газотурбинных без регенерации и с регенерацией. Для сравнительных расчетов были приняты следующие показатели установок (табл. 1-1). [c.8]

На первом Брненском машиностроительном заводе имени Клемента Готвальда работы по созданию газовых турбин начались в 1953— 1955 гг. Вначале встречались большие затруднения из-за недостатка теоретических и экспериментальных данных в этой области, отсутствия необходимых жаропрочных и жароупорных материалов, а также некоторых металлообрабатывающих станков, необходимых для новой технологии производства. Отрицательное влияние на развитие производства ГТУ оказало также и состояние топливного и энергетического базиса страны. Из-за недостатка жидкого или газообразного топлива вначале большое внимание уделялось установкам для работы на угольной пыли. Так как до сих пор в этой области, даже в мировом масштабе, не достигнуто практически удовлетворительных результатов, то была создана экспериментальная ГТУ, работающая на жидком топливе, мощностью 1000 кет. Эта ГТУ явилась первой ступенью в серии установок различных мощностей, подлежащих освоению заводом в будущем. Используя ранее полученный опыт в области производства паровых турбин, работы по созданию экспериментальной ГТУ вели таким образом, чтобы методика решения отдельных расчетных конструктивных и производственных вопросов могла быть перенесена и на другие типы ГТУ. Таким образом, был разработан проект целой серии ГТУ, включающей следующие мощности 1600, 12 000, 25 000 и 50 000 кет. При создании ГТУ более высоких мощностей использовались конструктивные элементы, а в некоторых случаях даже целые узлы ГТУ более низких мощностей этой серии. [c.155]

Компрессор осевого типа, 10-ступенчатый, скорость вращения 6900 об1мин компрессор рассчитан на производительность 17 м 1сек и степень повышения давления 3,2. Приводом компрессора на стенде служила паровая турбина мощностью 3000 кет (рис. 5-21, а). В процессе испытаний были сняты характеристики компрессора и изучена работа отдельных ступеней. При испытании общий к. п. д. компрессора составил 85—86%, а адиабатический к. п. д. 86—88%. Вертикально расположенная камера сгорания была спроектирована для работы на жидком топливе. Расчетное количество подводимого тепла 8-10 ккал1ч. Топливо подавалось снизу через центробежную форсунку, которая регулировалась обратным сливом. Это позволяло при почти неизменном давлении топлива перед фор- [c.172]

Быстродействующая редукционно-охладительная установка (БРОУ). БРОУ предназначается для удеп жания в работе парогенератора и газовой турбины в случае выхода из строя паровой турбины Р-12-90/18. Производительность БРОУ 150 7-/ /, давление 90/18 3 ага. По пару она включена параллельно с паровой турбиной Р-12-90/18. Впрыск в БРОУ осуществлен питательной водой из напорной линии питательных насосов типа 9Ц-12. [c.45]

О связи с невозможностью использования в данном случае аустенитно-фер-ритных швов была исследована применимость однофазных аустенитных и двухфазных аусте-нитно-карбидных композиций швов в ответственных сварных узлах. В результате совместной работы ХТЗ им. С. М. Кирова и ЦКТИ впервые в отечественной практике был изготовлен в сварном исполнении из высоколегированной стали марки ЭИ612 при толщине элементов 100 мм внутренний цилиндр сверхвысокого давления паровой турбины типа СКР-100 (рис. V. 17). [c.210]

На конденсационных электростанциях об-щая сумма потерь не превышает 1,5%, эти потери восполняются добавочной водой. Требования к качеству этой воды так же высоки, как к воде, служащей для заполнения контура паротурбинной установки. Для того чтобы современный энергоблок работал длительное время без отложений в экранных трубах, пароперегревателе парового котла и проточной части турбины, концентрация отдельных составляющих примесей в питательной и добавочной воде не должна превышать 5—100 мкг/кг, в том числе соединений натрия (в пересчете на Na) не более 5 мкг/кг, кремниевой кислоты (в пересчете на SiOa) не более 15 мкг/кг [11]. Для получения добавочной воды в качестве исходной применяется сырая вода, подвергаемая соответствующей обработке, вид которой зависит от типа электростанции, от характеристик и параметров оборудования, от качества исходной воды. [c.81]

Установка приводных паровых турбин с отопительным отбором типа Т-30 Невского завода может энергетических выгод и не дать, так как вытесняет отборы Т более экономичных турбин ТЭЦ, например турбин Т-100-130 и др. В случае ТГТУ положение принципиально иное, так как ГТУ отпускает пар без дополнительного расхода топлива по сравнению с чисто силовым режимом работы ГТУ, при котором r , = 0,27 0,31, т. е. завод получает так называемый бестопливный пар, как от обычной УУ. При этом, как было показано в гл. 4, всегда имеет место экономия топлива, даже если пар от ГТУ уменьшает отборы турбин ТЭЦ, [c.230]

Для примера рассмотрим опыт эксплуатации ГТУ типа ГТ-100, установленных на ГРЭС-3 в системе ОАО Мосэнерго . Установка типа ГТ-100 (рис. 5.35) является двухвальным агрегатом сложного цикла. Цикловой воздух поступает в восьмиступенчатый осевой компрессор низкого давления (КИД), приводимый пятиступенчатой турбиной низкого давления (ТНД). На этом же валу (частота вращения 3000 об/мин) находится электрогенератор (ЭГ). После КНД цикловой воздух охлаждается водой (G = 3000 т/ч) в двух воздухоохладителях ВО) и поступает в 13-ступенчатый компрессор высокого давления (КВД), приводимый от трехступенчатой турбины высокого давления (ТВД) с частотой вращения 4000—4100 об/мин. Подвод топлива — двухступенчатый, в камеры сгорания высокого (КСВД) и низкого КСНД) давления соответственно перед ТВД и ТНД. Каждая КС состоит из 12 пламенных труб и общего коллектора газов перед турбиной. Разворот вала высокого давления осуществляется пусковой паровой турбиной ПТ). Вал низкого давления трогается с валоповоротного устройства (3—4 об/мин) от газового потока. Начальная температура газов перед турбинами 750 °С, максимальное давление воздуха в цикле 2,5 МПа, расход воздуха в цикле 450 кг/с, расход газотурбинного топлива 30 т/ч. Работа элементов проточной части связана с высокими термическими напряжениями (особенно в пиковом режиме эксплуагации), а также с воздействием коррозионно-активной среды. Установленные на ГРЭС № 3 ГТУ интенсивно эксплуатируются в пиковом режиме. [c.158]

Аналогичные результаты получены в работе Р. Кельхофера (R. Kehlhofer), они приведены на рис. 8.55. Принята тепловая схема, соответствующая рис. 8.46, в, с дополнительной установкой деаэратора на отборном паре паровой турбины. Исследование показало, что дожигание топлива и повышение температуры газов перед одноконтурным КУ Т у до 750 °С повышают экономичность ПГУ, хотя дальнейший рост температуры существенно уменьшает экономичность установки. Происходят постоянное увеличение мощности паровой ступени и всей парогазовой установки, снижение коэффициента относительной мощности ПГУ [см. (8.60)]. Из Q, Т -диаграммы теплообмена, построенной для трех значений температуры газов, видно, что имеет место переход минимального температурного напора с холодного конца испарителя к холодному концу экономайзера котла. Вариант, при котором температура газов после дожигания превышает 1500 °С, переводит схему ПГУ с КУ в ПГУ сбросного типа, для которой требуется соответствующая реконструкция котла. [c.348]

Для пылеугольного энергоблока с ПТУ типа К-210-130 (ОАО ЛМЗ ) было выполнено аналитическое исследование экономичности при его переводе в режим работы по парогазовому циклу. В тепловой схеме (рис. 11.8) для сравнения использованы два типа энергетических ГТУ V64.3A (Siemens) и GT8 (АВВ — Невский , Санкт-Петербург). В головную часть паровой турбины поступает неизменное количество пара 168 кг/с. Электрическая мощность ГТУ и всей ПГУ зависит от параметров окружающего воздуха. [c.498]

Парогазовые установки сбросного типа на газомазутном топливе продолжительное время находятся в эксплуатации на ГРЭС в Республике Молдова. В их создании активное участие принимали сотрудники ЦКТИ (г. Санкт-Петербург). На электростанции установлены два парогазовых энергоблока мощностью по 250 МВт, в которых использованы ГТУ типа ГТУ-35 (АО Турбоатом ), паровые котлы типа ТМЕ-215 (АО ТКЗ ) и паровые турбины типа К-200-130-3 (АО ЛМЗ ). Котлы работают на мазуте, а ГТУ — на предварительно промытом и обработанном присадками газотурбинном топливе. [c.527]

Интересное техническое решение по газотурбинной надстройке энергоблока мощностью 300 МВт Костромской ГРЭС было разработано в ВТИ (П.А. Березинец и др.). Был предусмотрен сброс выходных газов ГТУ типа ГТЭ-110 в энергетический паровой котел с частичным вытеснением регенеративного подогрева питательной воды в тепловой схеме ПТУ. Основное оборудование энергоблока газомазутный паровой котел типа ПП-1000/255 ГМ (ТГМП-314) (изготовитель Таганрогский котельный завод) и ПТУ с турбиной типа К-300-240 (ЛМЗ). Автономный режим работы при номинальной нагрузке имеет следующие показатели [c.527]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...