Теплофикационные установки ТЭЦ с турбинами мощностью 50—250 МВт

На современных ТЭЦ более 70 % суммарной мощности приходится на теплофикационные установки турбин 50/60—250/300 МВт с двумя основными подогревателями, пиковым водогрейным котлом и двухступенчатой перекачкой сетевой воды (см. рис. 3.80,6). На рис. 3.84 представлены схемы теплофикационных установок (ТУ) для ПТУ с начальными параметрами пара 12,8 МПа и 540 °С и способ их включения в регенеративную систему низкого давления, при этом показаны только ПНД, предшествующие смесителям основного конденсата с дренажем сетевых подогревателей. [c.337]

Аналогичная схема использования конденсаторного пучка разработана и для теплофикационной установки Т-250-240 этого же завода. Турбо установка мощностью 250 Мвт с начальным давлением пара 240 ат создается на базе конденсационной турбины К-300-240. Она будет первой IB СССР теплофикационной турбиной с промежуточным перегревом пара. [c.300]

Высоконапорные парогенераторы средней производительности (120—230 т1ч), которые компонуются с теплофикационными турбинами с промышленным отбором пара, вследствие потерь больших количеств конденсата, а также трудности получения хорошего качества питательной воды для обеспечения высокой надежности должны иметь принудительную циркуляцию от циркуляционного насоса. Благодаря принудительной циркуляции с барабаном-сепаратором компоновка поверхностей нагрева может быть свободной, что дает возможность создать парогенератор малых размеров по высоте, соответствующих габаритам паровых турбин. При этом облегчается также автоматизация рабочего процесса парогенератора и обеспечивается большая эксплуатационная надежность и маневренность установки. Малая кратность циркуляции, равная 4—5, и высокое давление пара (100—130 ата) в установках средней мощности дают возможность создать надежно работающий циркуляционный насос с небольшими затратами мощности на его привод. [c.219]

Для нагрева сетевой воды в теплофикационных установках ГРЭС и ТЭЦ с турбинами небольшой мощности используются вертикальные сетевые подогреватели (см. рис. 3.82) диаметром около [c.333]

Снабжение теплотой систем отопления, вентиляции и горячего водоснабжения объектов ГРЭС и ее жилого поселка осуществляется теплофикационными установками конденсационных турбин по схеме, приведенной на рис. 3.81, работающими по температурному графику систем отопления /р //р = 130/70 °С (табл. 3.28). Для вновь создаваемых турбин номинальной электрической мощностью, МВт, отпуск теплоты целесообразно ограничить значением [c.334]

Мощность турбины, МВт Тепловая мощность теплофикационной установки, МВт (Г кал/ч) Давление отборного пара на подогреватели, МПа (кгс/см ) [c.334]

ТЕПЛОФИКАЦИОННЫЕ УСТАНОВКИ ТЭЦ С ТУРБИНАМИ МОЩНОСТЬЮ 6-25 МВт [c.334]

Рис. 3.83. Теплофикационная установка ТЭЦ с турбинами мощностью 6—25 МВт

Котел-утилизатор двухконтурный контур ВД генерирует пар с параметрами 7,8 МПа, 510 °С, контур НД — пар с параметрами 0,62 МПа, 195 °С. Паропроизводительность каждого КУ по контуру ВД в зависимости от температуры наружного воздуха составляет 220—240 т/ч и по контуру НД 50— 64 т/ч. Пар этих параметров по отдельным паропроводам подается в паровую теплофикационную турбину мощностью 150 МВт с конденсатором, двухступенчатой теплофикационной установкой и пиковыми сетевыми подогревателями для подогрева сетевой воды. Отработавший пар поступает в конденсатор, конденсируется и после деаэрации направляется к двум КУ. [c.402]

Расход пара через ЦНД может изменяться от нуля (например, при полностью закрытой задвижке, установленной на ресивере ЦНД турбины Т-250/300-23,5 ТМЗ) до конденсационного, когда обеспечивается максимальная мощность турбины. При этом ЦНД работает со скользящими начальными параметрами на входе, когда давление и температура перед регулирующей диафрагмой, т.е. в камере нижнего теплофикационного отбора изменяется в соответствии с работой теплофикационной установки. [c.335]

Универсальные проекты предусматривают установку конденсационных турбин мощностью 100, 150, 200 и 300 тыс. кет, теплофикационных турбин всех типов мощностью 50 и 100 тыс. кет и паровых котлов, работающих на всех видах топлива (газ, мазут, угольная пыль), паропроизводительностью от 210 до 950 т1ч. [c.300]

Теплофикационные установки с тепловой схемой, подобной схеме на рис. 2-7,6, оборудованы турбинами с противодавлением и работают по тепловому графику. Это значит, что мощность турбины меняется прямо пропорционально количеству отбираемого потребителем отработавшего пара. Если потребитель забирает меньше пара, чем пропускает через себя турбина, соответствующая часть отработавшего пара выбрасывается в атмосферу. Если потребитель требует большего количества [c.85]

Третий распространенный тип ПГУ — установка с котлом-утилизатором (рис. 7, в). В такой установке регенератор ГТУ заменен котлом-утилизатором, пар из которого может использоваться в конденсационной турбине или для теплофикационных целей. Котел-утилизатор обогревается выхлопными газами газовой турбины. Если котел-утилизатор имеет устройства для сжигания топлива, то схема утилизационной ПГУ (рис. 7, в) превращается в схему сбросной ПГУ (рис. 7, б). Такой вариант ПГУ используется, в частности, в судовых установках. Доля паротурбинной части в общей мощности ПГУ по схеме на рис. 7, в меньше, чем по схемам на рис. 7, а и б, так как начальные параметры пара более низкие. [c.13]

Первая в СССР парогазовая установка была создана на ТЭЦ-2 Ленэнерго. Парогенератор вырабатывает 120 т/ч пара при 100 ата, 540° С. ВПГ-120 может компоноваться с теплофикационными турбинами Т-25-90, Р-12-90/12, ПР-12-90/7. Два ВПГ-120 обеспечивают паром турбины Т-50-90 и К-50-90. В газовой ступени используется газотурбинный агрегат ГТ-700-4 мощностью 4000 кВт. [c.73]

Это обстоятельство объясняется высокой эффективностью повышения начальных параметров и укрупнения мощности теплофикационных турбин. В частности, результаты расчетов показывают, что даже при загрузке отборов турбин Т-250-240 в первый год эксплуатации на 50% и ниже от номинальной их теплопроизводительности установка их более эффективна, чем турбин Т-100-130 при полной загрузке отборов. Такие решения, обосновывающие ввод на ТЭЦ крупных турбин с опережением роста тепловых нагрузок, целесообразны при отсутствии ограничений, связанных с постепенностью роста электрических нагрузок и развитием магистральных электрических сетей, питающих город электроэнергией или передающих избыток электроэнергии, вырабатываемой на городской ТЭЦ, в электроэнергетическую систему. При этом также необходимо учитывать ограничение но задымленности воздушного бассейна городов. Это ограничение может быть существенным при необходимости сжигания на ТЭЦ высокозольного и особенно высокосернистого топлива, так как ввод мощных теплофикационных турбин с недогруженными отборами неизбежно приводит к значительному увеличению расхода топлива, что может вызвать недопустимое загрязнение воздушного бассейна города, обслуживаемого данной ТЭЦ. [c.161]

Турбины малой и средней мощности на средние параметры пара для привода генераторов, воздуходувок и турбокомпрессоров начал выпускать НЗЛ. В связи с развитием добычи газа на этом же заводе было положено начало газотурбостроению. В 1947 г. изготовлена первая экспериментальная газотурбинная установка мощностью 1 тыс. кет (впоследствии этот завод стал основным по выпуску газотурбинных установок для перекачивающих станций газопроводов). Производство теплофикационных турбин получило дальнейшее развитие на ТМЗ. Начав с выпуска турбин на давление 29 ата (типа АТ-25), завод вскоре перешел на изготовление теплофикационных турбин высокого давления, став в дальнейшем ведущим заводом по производству теплофикационных турбин. [c.14]

Головной блок теплофикационной парогазовой установки мощностью 150 тыс. кет разрабатывается на базе типовой паровой турбины Т-100-130 ТМЗ и газовой турбины ГТ-35/50-770 ХТЗ им. С. М. Кирова с высоконапорным парогенератором производительностью 450 т1ч. Стоимость установленного киловатта парогазовой ТЭЦ будет равна стоимости установленного киловатта ГРЭС с блоками мощностью по 200 тыс. кет, а удельный расход топлива на выработанный киловатт-час будет в 1,5— 2,0 раза меньше. [c.217]

При малогабаритности оборудования и меньшем объеме строительных работ легче создавать парогазовые ТЭЦ в центре тепловых нагрузок, что позволит значительно сократить длину теплопроводов и, как следствие, обеспечить более быстрый ввод электрических и тепловых мощностей. Теплофикационная парогазовая установка по сравнению с паротурбинной, а также по сравнению с раздельной выработкой тепла и электроэнергии дает экономию топлива, капиталовложений и эксплуатационных затрат. Аналогичная парогазовая установка, но с паровой турбиной Р-38-130/35 ТМЗ может быть использована для модернизации старых электростанций в виде надстройки над турбинами низкого и среднего давления 29 и 35 ата. [c.218]

Из рассмотрения теплового цикла (см. 1.6) следует, что мощность, вырабатываемая 1 кг пара в турбине, и КПД турбинной установки тем выше, чем ниже температура (и, следовательно, давление) пара за последней ступенью турбины. Как уже отмечалось, теплофикационная турбина представляет собой комбинацию турбин с противодавлением и конденсационной. Поэтому роль конденсатора в теплофикационной турбоустановке прежде всего зависит от режима работы. Когда турбина работает в теплофикационном режиме (зимой) и практически все тепло конденсации передается сетевой воде, от конденсатора нет никакой пользы. Наоборот, возникает множество эксплуатационных проблем, главной из которых является обеспечение надежной работы ЦНД при малых расходах пара. Летом теплофикационная турбина часто работает в конденсационном режиме, и тогда эффект от углубления вакуума сказывается в полной мере. Учитывая то, что значительную часть года теплофикационная турбина работает с существенной недогрузкой конденсатора, его теплообменные поверхности выполняют менее развитыми, чем в конденсаторах конденсационных турбин. [c.180]

В табл. 5.1 приведены опытные данные, полученные ОРГРЭС, по изменению мощности теплофикационных турбин при конденсационном режиме в зависимости от изменения давления в конденсаторе. При изменении давления на 1 кПа экономичность турбинной установки изменяется примерно на +0,6 —0,9 %. [c.180]

Добавочная выработка на ТЭЦ теплофикационной мощности (свыше 4000 квт), на базе покрытия турбинами ТЭЦ всей отопительно-вентиляционной нагрузки в третью смену в наиболее холодную часть года, является нерациональной ввиду непродолжительности Такой нагрузки. Более рациональным является частичное покрытие ее через редукционную установку. [c.299]

Мощность, развиваемая турбиной, может быть значительно выше номинальной. Например, турбина типа ВТП-25 при отключенном теплофикационном отборе может развить мощность около 40 Мет при допустимой нагрузке генератора 30 Мет. Однако допускать перегрузку установки сверх номинальной мощности можно только с разрешения заводов-изготовителей генератора и турбины. [c.76]

При начальном давлении пара выше 100 аг для снижения конечной влажности пара в турбине и для повышения к. п. д. ТЭС применяют промежуточный перегрев пара обычно одноступенчатый, на отдельных установках —двухступенчатый. На советских электростанциях промежуточный перегрев пара применяют для конденсационных турбоагрегатов мощностью от 100 тыс. кет и выше запроектировано применение его для наиболее крупных теплофикационных турбоагрегатов (Т-250-240). [c.20]

Продолжая поиски путей улучшения технико-экономических показателей проектов, институт Теплоэлектропроект в 1961 — 1969 гг. создал новый универсальный вариант проекта для ГРЭС и ТЭЦ. Этот проект отвечал двум требованиям — индустриализации строительства и унификации строительных конструкций. В проекте предусматривалась унификация пролетов и отметок главного корпуса, рассчитанного на установку энергоблоков мощностью 150—200 и 300 МВт, а также теплофикационных турбин в 25—100 МВт и котлоагрегатов паропроизво-дительностью от 270 до 950 т/ч, сжигающих твердое, жидкое или газообразное топливо. Компоновка главного корпуса имела параллельное расположение машинного зала, бункерно-деаэраторной этажерки и котельной. Бункерно-деаэраторная этажерка [c.69]

Современные двигатели внутреннего сгорания превращают в механическую энергию до 35—38% тепла сжигаемого топлива. Таких цифр не смогут дать (если учесть необходимое противодавление в теплофикационных паровых турбинах) даже лучшие парогазовые ТЭЦ с высоконапорными парогенераторами. Использование тепла, отдаваемого в зарубашечное пространство системы охлаждения, и установка котлов — утилизаторов тепла отходящих газов позволяют свести общие теплопотери до величины, характерной для современных ТЭЦ, имеющих турбины с противодавлением. В условиях, когда газообразное и жидкое топливо находит широкое применение в коммунальном хозяйстве, поршневые двигатели смогли бы оказаться идеальным силовым агрегатом для ТЭЦ. Но малая единичная мощность и ограниченный моторесурс препятствуют такому применению этих двигателей. [c.161]

В предыдущем разделе показано соотношение мощностей ртутной и пароводяной турбин конденсационного и теплофикационного типов. Отношение расходов питательной воды в установках равной мощности, работающих по ргутно-водяному циклу и по обычному циклу водяного пара, выразится уравнением [c.228]

На ТЭЦ с турбинами мощностью 50 МВт и более теплоподготовительные установки выполняются по схеме, приведенной на рис. 3.80, б. Турбины типов Т и ПТ большой мощности имеют два теплофикационных отбора — на нижний и верхний сетевые подогреватели, в которых производится последовательный подогрев сетевой воды. Если включены оба подогревателя, то регулируется подача пара в верхнюю ступень подогрева, а если она отключена, то — в нижнюю. [c.332]

На ЛМЗ изготовлялись также теплофикационные турбины мощностью 25 тыс. кет с регулируемым отбором пара для нужд теплофикации и первые паровые турбины на высокие параметры пара, с начальным давлением 125 ата и температурой пара 450" С. Известно, что с увеличением давления и температуры пара повышается к. п. д. паротурбинной установки, соответственно снижается расход, ус/ювного топлива на 1 квт-ч вырабатываемой электроэнергии. [c.351]

В качестве примера ПГУ-ТЭЦ рассмотрим пущенную на Северо-Западной ТЭЦ в Петербурге установку ПГУ-450Т. Эта установка состоит из двух ГТУ типа У94.2 фирмы Сименс (изготовлены ЛМЗ) мощностью 150 МВт каждая и теплофикационной паровой турбины двух давлений типа Т-150-7,7 ЛМЗ мощностью 150 МВт в конденсационном режиме. Принципиальная тепловая схема ПГУ-450Т представлена на рис. 13.37. Характеристики ГТУ типа У94.2 и ПГУ-450 даны в табл. 13.3. [c.435]

Комбинарованные установка. С повышением начальных параметров, в особенности начального давления, термический к. п. д. идеального цикла с противодавлением возрастает в большей степени, чем к. п. д. конденсационной установки. Вместе с тем изменение параметров рабочего процесса меньше влияет на величину -rioi теплофикационных турбин по сравнению с конденсационными той же мощности ввиду больших пропусков пара в ч. в. д. теплофикационных турбин и меньшего влияния конечной влажности пара. По этим причинам повышение начального давления (в отношении тепловой экономичности) в, действительных условиях на комбинированных установках еще более благоприятно, чем на конденсационных установках. [c.85]

С повышением расчетной температуры" отбора турбины увеличиваются тепловая нагрузка (охват тепловых потребителей, обслуживаемых энергетической установкой) на единицу мощности турбогенератора и расход дросселируемого пара на пиковый бойлер. При заданных величинах тепловой и электрической нагрузки ТЭЦ повышение расчетной температуры" приводит к уменьшению числа теплофикационных и, следовательно, к увеличению числа конденсационных турбогенераторов, что может понизить тепловую экономичность станции или системы. [c.179]

Исследования АН СССР позволили сделать вывод [12] о целесообразности для СССР в перспективе использовать половину мощности реакторов АЭС для электроснабжения и половину для теплоснабжения. На таких АЭС смешанного конденсационно-теплофикационного типа предлагается устанавливать турбины с отборами пара типа ПТ и Т мощностью 500—1000 МВт для реакторов ВВЭР и 750 МВт для реакторов РБМК. При этом привязанная конденсационная мощность, получаемая при максимальном расчетном отборе пара за счет потока в конденсатор, может достигать 50%. Расчетный отпуск теплоты в установках с турбинами типа Т предполагается 400—470 МВт, а с турбинами ПТ — отпуск пара при давлении 1,2— [c.111]

Энергетическая и математическая постановка задачи. Задача выбора оптимального развития ТЭЦ заключается в определении не только оптимального числа и единичной мощности теплофикационных турбин, энергетических и водогрейных котлов, но и сроков их ввода по годам расчетного периода. При этом может оказаться целесообразным такое развитие ТЭЦ, при котором вначале на ее площадке (или на отдельных площадках) устанавливаются водогрейные котлы, а при достижении соответствующего уровня тепловых нагрузок — теплофикационные турбины и энергетические котлы. После ввода турбин водогрейные котлы переводятся на работу в пиковом режиме. При определенных условиях мо кет быть более экономичным развитие ТЭЦ, предусматривающее установку теплофикационных турбин и энергетических котлов в начале расчетного периода. Очевидно, что выбор того или иного пути развития ТЭЦ зависит от той минилшльно допустимой тепловой нагрузки, при которой становится эффективным ввод тенлофикациоппых турбин. Многообразие влияющих факторов приводит к тому, что ее величина не может быть определена однозначно. [c.150]

Проведенные расчеты также позволили определить очередность ввода на ТЭЦ теплофикационных турбин и пиковых водогрейных котлов. Эти расчеты показали, что в зависимости от принятых исходных условий и единичной мощности турбин типа Т целесообразно развивать ТЭЦ начиная с установки водогрейных котлов или же с одновременного ввода турбин и пиковых водогрейных котлов. Определялось оптимальное число водогрейных котлов и устанавливались сроки их ввода по годам расчетного периода. Для рассмотренных исходных условий число водогрейных котлов типа ПТВМ-100 составило не более 4—8. При этом меньшее число соответствовало варианту развития ТЭЦ с крупными турбинами, поскольку турбины большой единичной мощности целесообразно вводить в более ранние сроки, чем турбины меньшей единичной мощности. [c.163]

Заводы — изготовители промышленных паровых турбин небольшой мощности полагают, что требования ПТЭ [Л. 23], относящиеся к устройствам защиты и сигнализации для большей части промышленных турбин, несколько завышены, считая, что дело не столько в сравнительно небольшой мощности и невысоких параметрах, сколько в том, что промышленная турбина — это турбина теплофикационная с предельной выработкой энергии на тепловом потреблении, и автоматика и защита конденсационного устройства и системы регенеративного подогрева или не нужна вовсе, или доллгна быть сведена к минимуму. Имеет значение и то, что в промышленной установке относительно велико количество персонала. Поэтому ряд автоматических устройств, возможно, не оправдан. Исходя из указанного, заводы — изготовители промышленных турбин не снабжают их многими системами защиты и автоматики, требуемыми Правилами технической эксплуатации. Поэтому задачей персонала ТЭЦ является доукомплектование своих турбоустановок дополнительной защитой, указателями, сигнализацией, которые действительно необходимы, исходя из конструктивных особенностей данных турбин и условий их эксплуатации. Что касается малой автоматизации, то она имеет смысл тогда, когда она позволяет расширить круг обязанностей персонала, сократив [c.76]

На ТЭЦ мощностью 400 Мет установлены 4 теплофикационные турбины Т-100-130 мощностью КЮ Мет каждая. Каждую трубу обслуживает парогенератор производительностью 480 т/ч, работающий на донецком тощем угле с содержанием серы 5р = 2,7 /о. Под пиковыми котлами сжигается мазут с 5р = 2,9 /о- На ТЭЦ приняты к установке 8 пиковых водогрейных котлов теплопроизводитель-ностыо 100 Гкал1ч (ПТВМ-ЮО). Расчеты были выполиены для трех температур уходящих газов парогенераторов 0у =90°С 120 С 150° С. Результаты расчетов сведены в табл. 10-1. Сопоставляется вариант с установкой самостоятельных труб для пиковых и энергетических котлов (раздельная тяга) и общей трубы для всех котлов (совместная тяга). [c.259]

Осуществляемая в нашей стране теплофикация привела к быстрому росту мощностей теплофикационных агрегатов на электростанциях, за счет которых главным образом и осуществляется снабжение потребителей теплом. Наряду с этим идет широкое строительство производственных, производственно-отопительных и чисто отопительных котельных с мощностью в ряде случаев до 300 Гкал/ч. Оборудование таких котельных агрегатами с малой тепловой мощностью нерационально, так же как и установка агрегатов высокого давления и теплофикационных турбин. Эти обстоятельства привели к созданию нового котельного оборудования большой производительности на низкие параметры пара, развитию и созданию к таким котлоагрегатам соответствующего котельно-вспомогательного оборудования. Рациональное использование подобного оборудования возможно только при широком информировании о нем проектных, производственных и других организаций, а также учебных заведений. Одновременно читателю должны быть сообщены сведения и о самом небольшом по производительности оборудовании, служащем источником теплоснабжения в квартальных и домовых котельных. Это особенно важно для районов, в которых нет централизованных источников теплоснабжения и не прокладываются тепловые сети вследствие экономической нецелесообразности централизации теплоснабжения. Такие случаи характерны для небольших городов и поселков старой застройки, поселков и селений в сельской и дачной местностях. Необходимость краткого изложения большого количества сведений об оборудовании, топливе и материалах, используемых при сооружении, монтаже и эксплуатации котельных агрегатов и установок малой производительности, сделала задачу составления такого справочника весьма сложной. Ограничение объема справочника не позволило включить ряд разделов, из которых наиболее существенными следует считать автоматику, арматуру, теплообменники, контрольно-измерительные приборы. Некоторые разделы справочника не являются на сегодня официальными или твердо установленными и отражают имеющуюся практику, К таким разделам, в частности, относятся сведения по расчетным характеристикам топок с ручным обслуживанием, удельные теплосъемы с 1 чугунных котлов, рекомендации по качеству питательной и котловой воды. По мере уточнения и составления общепринятых официальных данных эти сведения подлежат корректировке. [c.3]

Оборудование отечественных тепловых электростанций, начиная с конца 50-х годов, осуществлялось за счет ввода конденсационных и теплофикационных энергоблоков, причем их единичная мощность за прошедший период возросла соответственно со 160-200 и 100 МВт до 1200 и 250 МВт. В настоящее время наибольшее распространение получили энергоблоки с паротурбинными установками мощностью 500 и 800 МВт, а для АЭС - мощностью 1000 МВт. Разрабатываются проекты новых теплофикационных турбин для ТЭЦ и АТЭЦ мощностью 400-450 МВт, новые модификации турбин с повышенными теплофикационными отборами, малогабаритные и высокоманевренные паровые турбины, турбины для комбинированных установок (ЛГУ, МГДЭС и др.). [c.3]

В теплофикационных турбинах с регулируемыми отборами пара и конденсахшонной установкой, на режимах с использованием теплоты пара, поступающего в конденсатор, а также в турбинах с противодавлением вся моодаость является мощностью, развиваемой на тепловом потреблении. Удельная выработка электроэнергии характеризует ссе хиенсшо турбоагрегата (проточной части, тепловой схемы) на [c.16]

Теплофикационные турбины становятся экономичными только при давлении пара 9—13 МПа и выше, а этим параметрам соответствуют их единичной мощности пе менее 50—100 МВт. На ТЭЦ по экономическим н эксп 1уатационным соображениям целесообразна установка не менее двух-трех турбин. Соответственно при установке двух турбин типа Т-100-130 с тепловой мощностью отбора 185 МВт и при значении коэффициента теплофикации а-рэц=0,5 ТЭЦ должна иметь присоединенную тепловую нагрузку Qnp= 185-2/0,5 = 740 МВт. Поэтому, если нет районной ТЭЦ, большое число средних и малых предприятий не охватываются теплофикацией, а такие потребители составляют более 20% годового потребления теплоты по стране в целом. Применение ТГТУ позволяет охватить теплофикацией почти всех потребителей. [c.193]

Диаграмма режимов подобной одноотборной турбины (без теплофикационного отбора) является составной частью диаграммы режимов турбины с двумя регулируемыми отборами и располагается в верхней ее части. Нижняя же часть диаграммы определяет поправку к мощности, вызванную наличием второго теплофикационного отбора. При построении нижней части диаграммы делается лишь одно упрощающее допущение о прямолинейности характеристики N = [ ф) ч. н. д., т. е. зависимости мощности ч. н. д. от расхода пара. Связанная с этим неточность нижней части диаграммы режимов устраняется специальной поправкой, вводимой наряду с некоторыми другими поправками на неучтенные диаграммой особенности теплового процесса установки непостоянство теплосодержания пара в камере теплофикационного отбора и естественное повышение давления в ней при соответствующих повышенных расходах пара в ч. н. д. (наиболее значительная по величине поправка). [c.78]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...