Единичная мощность - турбина
Cтраница 3
Поэтому рост единичной мощности турбины был связан с предельными размерами последнего РК и с его окружной скоростью, следовательно - с проблемой аэродинамики и прочности последней ступени. [31]
Показанное на рис. 5 и 6 снижение эксплуатацион-ых расходов достигнуто благодаря развитию техники в нескольких направлениях. Главными из них были укрупнение единичных мощностей турбин и котлов и и применение блочной схемы. В практике 20 - х годов было принято устанавливать несколько котлов на турбоагрегат. [32]
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. 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. [33]
Конструктивное решение ряда вопросов чрезвычайно усложняется с увеличением единичной мощности турбины. Однако как термодинамические, так и в большей степени экономические выгоды от увеличения единичной мощности турбины настолько велики, что в СССР, как и во всем мировом турбостроении, в настоящее время строятся и проектируются турбины весьма больших мощностей - до 500 - 600 мгвт, и ближайшей задачей становится создание турбин мощностью 1000 - 1200 мгвт. [34]
В практике сооружения АЭС в СССР до десятой пятилетки включительно был принят в основу энергоблок в составе одного реактора и двух турбогенераторов. Кроме того, было признано целесообразным, чтобы турбостроительные заводы шли по пути постепенного укрупнения единичных мощностей турбин нового типа на насыщенном паре. [35]
 |
Недоотпуск электроэнергии со при выпадении мощности AN. [36] |
Недоотпуск электроэнергии из-за отказов оборудования может быть компенсирован вводом в действие аварийной резервной мощности энергосистемы. Относительное значение аварийного резерва в энергосистеме при равной надежности электроснабжения зависит от мощности энергосистемы, от единичных мощностей турбин, от надежности оборудования. [37]
Время разгона у конденсационных турбин составляет около 10 сек, противодавленческих - 5 сек. Естественно, что оно зависит от различных факторов. В общем случае Та уменьшается с увеличением единичной мощности турбины. Реактивные турбины, как правило, имеют относительно большее время разгона, чем активные. [38]
Из этих построений видно, что значение Н - ДЗ при тепловой нагрузке ТЭЦ свыше 5000 ГДж / ч ( 1200 Гкал / ч) возрастает, примерно. При этом в зависимости от структуры тепловой нагрузки оно изменяется в некоторой области. Из рис. 6 - 11 видно, что с увеличением единичной мощности турбин типа ПТ существенно повышается оптимальная суммарная мощность ТЭЦ. [40]
Единичная мощность турбины с отборами пара остается значительно меньшей, чем чисто конденсационных, что вызывает повышенные удельные капиталовложения на строительство ТЭЦ. По этой же причине невыгодно повышать начальные параметры пара. Вместе с тем, при надлежащем повышении мощности применение СКД и введение ПП снижает удельный расход теплоты на конденсационном режиме приблизительно на 12 % по сравнению с его величиной для Т-100-130. Недостаточная единичная мощность турбин типов Т и ПТ препятствует и развитию АТЭЦ, оборудованных современными мощными реакторами. [41]
Установка на ТЭЦ крупных турбин типа Т оказывается эффективнее, чем турбин меньшей мощности. Для иллюстрации этого положения в табл. 7.2 приведены варианты ТЭЦ с турбинами типа Т-250-240, Т-100-130 и Т-50-130. В расчетах были приняты основные исходные данные, приведенные выше. Данные табл. 7.2 позволяют оценить экономическую эффективность повышения единичной мощности турбин с 50 до 250 Мет. [42]
Страницы: 1 2 3