Режимы турбоустановки

Математическая модель при исследова ии переходных и нестационарных режимов турбоустановки в основном представляет собой систему дифференциальных уравнений динамики ротора, паровых объемов камер регулирующей ступени, отборов турбины, парового пространства подогревателей, аккумулирующих емкостей металла и т. д. [Л. 83, 84]. [c.23]

Дополнительные исходные данные формируются из параметров опорных режимов рассчитываемой турбоустановки. Режимы турбоустановки, параметры которых известны из заводских данных (гарантийные режимы) или из Типовой энергетической характеристики (ТЭХ) турбоустановки, принято называть опорными режимами. По исходным данным и параметрам опорного режима принимается начальный расход свежего пара. [c.360]

При компьютерной обработке результатов тепловых испытаний предпочтителен метод непосредственного приведения параметров опытного режима к условиям, при которых можно выполнять сравнение с нормативными характеристиками турбоустановки. При этом не используются графики поправочных характеристик, содержащиеся в ТЭХ или в инструкции по проведению экспресс-испытаний турбоустановки. Для реализации этого метода сначала выполняется полный расчет тепловой схемы при фактическом режиме работы турбоустановки. Совокупность измеренных и вычисленных параметров этого режима тепловой схемы неявно отражает текущее техническое состояние оборудования. Для обеспечения условий сопоставимости параметров опытного режима с ТЭХ выполняется второй расчет тепловой схемы. Второй расчет называют расчетом приведенного режима турбоустановки. В этом расчете приведение к условиям [c.362]

Перечислите основные нестационарные режимы турбоустановки. [c.349]

Оптимальный вакуум в турбоустановке обеспечивается поддержанием в чистом состоянии трубной системы и трубных досок конденсаторов, минимальных присосов воздуха в вакуумную систему турбоустановки, оптимальных расходов охлаждающей воды. При определении оптимального для данного режима турбоустановки рас-хода охлаждающей воды учитываются изменения затрат электроэнергии на привод циркуляционных насосов и выработки электроэнергии турбоагрегатом при соответствующих изменениях уровня вакуума и конденсаторе. Оптимальное количество охлаждающей воды зависит от нагрузки турбоагрегата (расхода пара в конденсатор) и [c.119]

Подобный расчет режима турбоустановки можно упростить, если заранее просчитать характеристику ЦВД [c.187]

Отношение давлений в ДРОС По определяется с использованием обобщенной расходной характеристики (4.11) или (4.12). При этом геометрические размеры ступени (fx, 1 , 1 , параметры рабочего тела k, R) и приведенный расход G = = G ]/То/ро должны быть известны. Изменение режимов во всем диапазоне возможной работы турбоустановки происходит при практически неизменной частоте вращения ротора. Таким образом, известна также периферийная окружная скорость РК Wi, равная окружной скорости на номинальном режиме. [c.192]

С пуском паротурбинной установки в работу должен вестись учет аварий, отказов и других нарушений нормального режима работы турбоустановки. Это необходимо для того, чтобы выявить наиболее повреждаемые элементы установки и разработать мероприятия по повышению их надежности или возможной реконструкции. [c.3]

Часто при эксплуатации турбин с падением нагрузки снижается и вакуум. Это свидетельствует о подсосе воздуха в элементах турбоустановки, которые при понижении нагрузки становятся под разрежение. Для определения степени вакуумной плотности элементов турбоустановки, работающих при некоторых режимах под разрежением, необходимо снять характеристику зависимости подсосов воздуха Gb в вакуумную систему от нагрузки Л/ном (рис. 15). С помощью такой характеристики можно определить неисправный элемент в схеме. На кривой имеется вертикальный участок аб. Это значит, что при снижении нагрузки на одном из дефектных узлов установки появилось разрежение и начался подсос воздуха. По величине давлений в проточной части можно определить, какой из элементов при данной нагрузке начал работать под разрежением и отыскать место подсоса воздуха. [c.42]

После наброса и стабилизации режима необходимо убедиться в нормальной работе всех узлов турбоустановки, обратив особое внимание на вибрацию, осевое и относительное положение роторов, температуру масла и всех подшипников, параметры пара перед турбиной, вакуум и работу уплотнений. [c.103]

Рис. Х.2. Относительное уменьшение удельного расхода теплоты турбоустановкой Т-250/300-240 при СД на конденсационных режимах

Рис. Х.2. Относительное уменьшение <a href="/info/104491">удельного расхода теплоты</a> турбоустановкой Т-250/300-240 при СД на конденсационных режимах

Далее важным фактором оценки обстановки являются внешние условия работы турбоустановки. Без учета влияния особенностей несения нагрузки турбоагрегатом и работы турбоустановки, без учета возможных отклонений параметров пара, температуры охлаждающей воды и т. п. невозможно правильно судить о конкретной обстановке. Важно также состояние турбоустановки и ее элементов в данный момент и ожидаемые изменения этого состояния. Совершенно обязательно знать точные величины наивыгоднейших показателей работы и допустимые границы их отклонения. Необходимо, однако, учитывать, что условия работы (внешние условия и состояние) всегда корректируют указанные нормативы и границы их допустимых отклонений. Например, давление в контрольной ступени имеет различную наивыгоднейшую величину и пределы допустимых отклонений не только при различных режимах работы (конденсационный режим, режим отбора), но даже при изменениях нагрузки и других условий. [c.13]

Недостаток такого режима, когда электрическая мощность турбоустановки подгоняется для обеспечения теплового потребления, заключается в необходимости ручной подрегулировки нагрузки. [c.107]

КПД ЦНД определялся двумя методами по энергетическому балансу теплоты и мощности турбоустановки непосредственными измерениями параметров пара на специальных режимах с перегретым паром после ЦНД. В рассматриваемом диапазоне нагрузок оя практически совпал и составил в среднем 82,5%. [c.75]

Применение современных приборов для измерения разностей температур воды до и после конденсатора и расходов воды в водоводах снижает вышеуказанные трудности и делает этот метод особенно целесообразным для применения в качестве экспресс-методов для испытаний и контроля работы турбоустановки, не оснащенных информационно-вычислительными системами. Имеется возможность определять экономичность турбоустановки в широком диапазоне режимов, начиная от пуска (пусковые потери). Кроме того, на базе измерительных устройств, используемых при обратном балансе, возможно контролировать работу конденсатора. [c.106]

Общеизвестно, например, что к основным факторам, ограничивающим маневренность и надежность оборудования на переменных режимах его работы, относятся нестационарные температурные и силовые воздействия рабочих сред на элементы турбоустановки, что вызывает изменение их теплового состояния, переменные напряжения, а также вибрацию, расцентровки, искривления (деформацию) частей машины, относительные перемещения роторов и корпусов, переменное силовое взаимодействие как между элементами турбины, так и со стороны присоединенных трубопроводов [113,136]. [c.183]

Чтобы иметь представление о численном значении коэффициента ф, рассчитаем значение -фви применительно к турбоустановке К-200-130 при номинальном режиме Dk=109 кг/с Рк=3,3 кПа Ц ц=25 000 м /ч [c.92]

Удельный расход теплоты турбоустановки для нормального режима без учета механических и электрических потерь, а также затрат на питательный насос составляет (табл. 7 приложения) [c.203]

Использованные для изготовления высокотемпературных деталей материалы дали возможность в дальнейшем, после всестороннего-изучения их поведения в эксплуатационных условиях и исследования теплового состояния элементов турбоустановки при различных режимах ее работы, повысить начальную температуру пара и температуру пара после промежуточного перегрева. Агрегаты этого типа надежно работают в эксплуатации. [c.21]

Данные об эффективности сепараторов и пароперегревателей сегодня весьма ограничены, так как отсутствуют исследования этих аппаратов в реальных условиях. В то же время важно знать действительные характеристики СПП при переменном режиме работы турбоустановки, а также эффективность параллельного подключения нескольких аппаратов на одну турбину. [c.341]

Деаэрационная питательная вода поступает в аккумулятор деаэратора, емкость которого служит резервом и используется в аварийных случаях она рассчитана на работу турбоустановки при максимальном режиме продолжительностью не менее 20 мин. [c.166]

Часовой расход теплоты на теплофикационную турбоустановку типа КО без промежуточного перегрева пара при конденсационном режиме равен [c.25]

Рис. 7.6. Тепловая схема турбоустановки ПТ-60-130 (а) и диаграмма режимов (6)

Рис. 7.6. <a href="/info/27466">Тепловая схема</a> турбоустановки ПТ-60-130 (а) и диаграмма режимов (6)

На р ис. 7.6 даны тепловая схема турбоустановки ПТ-60-130 и диаграмма режимов, разработанная заводом-изготовителем. В схеме указаны параметры пара и воды, соответствующие заводским данным по одному гарантийному эксплуатационному режиму. Указаны пропуски пара через отсеки турбины /—VII. Приведенные данные могут служить основой для пересчета на любые другие режимы тепловой и электрической нагрузок. [c.98]

Наиболее полные данные по энергетическим характеристикам турбины, носящие нормативный характер, содержатся в типовых энергетических характеристиках, выпускаемых Союзтехэнерго. В состав типовых энергетических характеристик турбин включаются диаграммы режимов с необходимыми поправками для приближенных оценок показателей турбоустановки. Типовые характеристики дают зависимости Do=f N )-, Сту=/( э). которые действительны при определенных условиях Do=-Dn.B, т. е. не учитываются продувка и отпуск пара из отборов турбины на собственные нужды параметры свежего пара и промежуточного перегрева — номинальные тепловая схема полностью соответствует расчетной [c.135]

В качестве примера рассмотрим расчет режима тепловой нагрузки турбины с отопительными отборами Т-250-240. Принципиальная тепловая схема турбоустановки была приведена на рис. 8.13. Исходные данные к расчету ро=23,54 МПа ) ,о=540°С <и,п=540°С. Режим работы — по тепловому графику с подачей охлажденного пара верхнего теплофикационного отбора в ЦНД и с подачей конденсата греющего пара сетевых подогревателей в. систему регенеративного подогрева Qt=394 МВт (340 Гкал/ч) G >=2100 кг/с (7560 т/ч) / .0=55 °С. [c.160]

Расчет показателей тепловой экономичности режима энергоблока. Частный КПД турбоустановки по выработке электроэнергии брутто [c.164]

Общие положения. В зависимости от цели расчета тепловой схемы возникает необходимость рассмотрения и анализа определенного числа вариантов. Цели могут быть весьма разнообразны выбор вида и параметров схемы, анализ изменений в ее структуре, анализ режимов работы турбоустановки, оптимизация элементов тепловой схемы и др. [c.174]

Для деаэратора составляется материальный и тепловой балансы всей турбоустановки для уточнения добавочных потоков рабочего тела и определения расхода пара на деаэратор и основного конденсата, поступающего от подогревателей низкого давления (ПНД). При составлении тепловых балансов искомыми величинами обычно являются расходы пара в регенеративные отборы для заданного режима работы установки. При ручном счете с помощью логарифмической линейки можно считать достаточной точность до третьего знака. Даже с использованием цифровой ЭВМ точность более 0,4 т/ч, или 0,1 кг/с, не требуется, так как потоки пара на лабиринтные уплотнения, собственные нужды турбинного цеха, утечки внутри станции и т. д. оцениваются предварительно с точностью не выше 0,1 кг/с. Аналогично точность до 0,5 кДж/кг при [c.82]

Принципиальная схема электростанции представлена на рис. 5-1. На основе заводских данных для условий работы турбоустановки ПТ-135/165-130/15 при номинальном режиме построена диаграмма процесса расширения пара в турбине (рис. 5-2). Из заводских данных следует также [c.85]

При всех режимах турбоустановка должна обеспечивать максимально возможную экономичность согласно нормативным показателям, для чего ведется лернодический контроль за всеми определяющими параметрами и принимаются меры для поддержания их на требуемом уровне. [c.110]

По этим программам на ЛМЗ, УТМЗ, ХТГЗ, в МЭИ и других организациях выполнены расчеты, связанные с определением статических характеристик различных турбоустановок, диаграмм режимов и выборов оптимальных параметров, схем и конструкций этих энергоустановок, а также пароохладителей по схемам Виолена и Ри-кара. Эти исследования проводятся путем многовариантных расчетов, причем время расчета одного варианта тепловой схемы конденсационной турбоустановки на ЭВМ типов БЭСМ-4, М-220 составляет несколько минут. [c.36]

Дефекты системы регулирования проявляются при резкогере-менных режимах работы турбоустановки (сбросы, набросы, нагрузки и др.) и на холостом ходу. Тем не менее, даже если явные признаки ненормальностей не наблюдаются, систему регулирования необходимо контролировать. Проверка САР обычно производится при следующих трех характерных условиях [c.99]

Применение КР уменьшает удельный расход теплоты турбоустановкой Т-100-130 как на конденсационных, так и на теплофикационных режимах (рис. Х.1). Величина выигрыша сокращается с увеличением тепловой нагрузки, что подтверждает выводы термодинамического анализа. Для получения выигрыша в затратах мощности на привод насосов для таких агрегатов, устанавливаемых обычно на неблочных ТЭЦ, целесообразно использовать ступенчатое регулирование насосов их поочередным отключением. При этом можно рекомендовать регулировать группу турбоагрегатов как единый полиблок снижением давления в общем паропроводе (см. п. Vni.4). [c.176]

Исходя из ЭТОГО, можно ожидать, что, например, в случае необходимости временной работы технологического оборудования при пониженном давлении производственного пара (поддержание которого не обеспечивается диапазоном работы регулятора противодавления) турбины будут переведены на работу по электрическому графику, хотя этот режим и является нежелательным. Т ехиологи-р уководители предприятия, которое обслуживает ТЭЦ, как правило, требуют приспособления режимов работы турбоустановки к условиям работы основного производства. [c.6]

Очевидно, что пуск неполностью собранной турбины, работа при выключенных защитных механизмах, эксплуатация на непредусмотренных фирменной инструкцией режимах и т. п.— недопустимы. Менее очевидно ТО, что турбина и турбоустановка представляют такую систему, при изменении одного звена которой возникнут аварии и неполадки и в этом звене и в узлах, подчас довольно далеких. Вот пример, взятый из практики как уже упоминалось, зазоры в опорных подшипниках турбин Юнгстрем-СТАЛ в 3—4 раза меньше тех, какие считаются общеупотребительными. Данные об этом не публиковались, а в фирменной инструкции прямого указания на недопустимость изменения зазоров нет. При доведении зазоров, до нормальных размеров, указанных в литературе для обычных турбин [Л. 1, 40, 20 и т. д.], из-за падения давления масла в системе уменьшенный подъем дроссельного клапана начинает ограничивать мощность турбины. Затем из-за увеличения зазоров в концевых уплотнениях (эти зазоры в турбинах Юнгстрем-СТАЛ измеряются сотыми долями миллиметра, и задевания в уплотнениях начинаются при увеличении зазоров в подшипниках) начинается обводнение масла. Воздушный эжектор на масляном баке не обеспечивает отсоса паров, и центробежный регулятор, расположенный над масляным баком, выходит из строя из-за интенсивного ржавления деталей. Регул Ир О вание перестает работать и т. д. [c.28]

При работе в режиме с полностью открытыми клапанами максимальная электрическая мощность турбины достигла 536 МВт, а удельный расход теплоты составил 10480 кДж/(кВт-ч). Опытный удельный расход теплоты, средний по трем гарантийным режимам, на 2,6% ниже расчетного значения. Характеристики вспомогательного оборудования, используемого в тепловой схеме турбоустановки (турбопитательный насос, горизонтальные ПВД, ПНД), соответствуют расчетным характеристикам. [c.103]

В предтолчковый период и на начальном этапе пуска Qj -= 4- 10 т, при этом правая лапа была нагружена больше. По нагружения и прогрева турбоустановки силы выравнивались, установившемся режиме при N = 1150 МВт левая лапа нагрузил правая разгрузилась, что можно объяснить влиянием реактив момента. [c.194]

Анализ показывает, что размер капель за счет кодденсацип пара на их поверхностях при прохождении всей проточной части турбины возрастет незначительно (приблизительно в два раза). Наряду с образованием влаги в вихрях за выходными кромками в турбинной ступени влага возникает также в зоне вторичных течений, в области отрывных течений. Эти процессы образования влаги наиболее характерны для нерасчетных режимов работы турбоустановки (при частичной нагрузке), когда обтекание турбинных решеток сопровождается развитым отрывом потока у корневой части ступеней и на входных кромках турбинных лопаток. [c.270]

Рассмотрим на примере турбинной ступени ЦНД возможные реншмы расширения пара. Отметим, что в проточной части ЦНД всегда может быть реализован процесс ЛВС, показанный па рис. 7.27 (где АВ — расширение от р до Pi в соплах, а ВС — в рабочей решетке) в одной из ступеней, если не на расчетном режиме, то при частичной нагрузке турбоустановки. [c.303]

В турбоустановке Т-100-130 предусмотрена возможность утилизации теплоты вентилирующего ЦНД пара путем конденсации его сетевой водой, пропускаемой через специальный теплофикационный пучок в конденсаторе турбины. При этом осуществляется трехступенча-тый подогрев сетевой воды при ухудшенном вакууме в конденсаторе. Этот режим протекает без потерь теплоты в конденсаторе. Однако для других теплофикационных турбин с более высокими лопатками последней ступени или при наличии промежуточного перегрева пара этот режим исключается по соображениям надежности ЦНД. Вентиляция ЦНД в дру-гих турбинах Уральского турбомоторного завода (ТМЗ) Т-250-240, Т-175-130 осуществляется охлажденным паром верхнего теплофикационного отбора, который подается в реси-верную трубу после установленной на ней специальной задвижки. Турбоустановка Т-100-130 может работать в режимах конденсационном или теплофикационных с одно-, двух- и трех- [c.111]

Использование бездеаэраторных схем энергоблоков связано не только с возможностью отказа от деаэрации воды при переходе к нейтрально-кислородному водному режиму. При этом повышается экономичность турбоустановки из-за отсутствия дросселирования отборного пара и выпара деаэратора, снижается расход электроэнергии на собственные нужды (отсутствие бустерных насосов), уменьшаются капиталовложения, отпадает необходимость предпусковой деаэрации воды. Однако следует помнить, что деаэратор выполняет в тепло-вой схеме ряд ответственных функций, связанных с работой системы регенерации и питательной установки, К нему подводятся дренажи греющего пара ПВД, пар из расширителя непрерывной продувки, конденсат испарителей, пар уплотнений турбины и штоков стопорпо-регу-лирующих клапанов. В деаэраторный бак возвращается питательная нода линии рециркуляции питательных насосов и т. п. [c.132]

Конденсатор турбоустановки типа К-И 520 приварен к четырем выхлопам ЦНД. Его паровое пространство разделено перегородкой, что позволяет осуществить двухступенчатую конденсацию пара с давлением отработавшего пара в расчетном режиме рк 3,2 кПа, рк" = = 4,0 кПа. Потери рабочего тела основного энергоблока в размере 1—2% расхода пара на турбину восполняются добавкой обессоленной воды из химической водоочистки. На линии ее подачи в конденсатор турбины установлены регуляторы уровня воды в деаэраторах РУД1 и РУД2. Уровень конденсата в конденсаторе поддерживается регулятором уровня (РУК), установленным на линии конденсата перед ПНД1. [c.189]

Оптимизация вакуума в конденсаторе турбины (для ТЭС и АЭС) состоит,в определении оптимального расхода циркуляционной воды на турбоустановку для схемы водоснабжения от индивидуальных циркуляционных насосов, имеющих устройства изменения подачи (изменение угла разворота лопастей или изменение частоты вращения насоса). Оптимальным считается режим максимальной разности между мощностью, развиваемой турбиной, и мощностью, потребляемой на привод циркуляционных насосов Система оптимизации вакуума выдает оператору энергоблока совет в йиде параметров оптимального режима (частоты вращения насосов, давления воды на напорной стороне насосов, мощности двигателей и др.) и способствует повышению экономичности эксплуатации турбоустановки. [c.289]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...