Теплофикационный турбоагрегат
Cтраница 3
 |
Зависимость удельного расхода тепла на выработку электроэнергии для турбины Т-100-128 ТМЗ от относительных тепловой и электрической нагрузок. [31] |
На этом же графике отмечены значения для удельных расходов тепла для ряда конденсационных турбоустановок. Видно, что практически всегда при QT 0 3 выработка электроэнергии теплофикационными турбоагрегатами более экономична, чем конденсационными. При этом, конечно, следует обязательно помнить, что это результат не большего совершенства теплофикационных турбоагрегатов или турбоустановок, а способа расчета экономичности, при котором объективно возникающая экономия топлива при комбинированной выработке электроэнергии и тепла относится на производство электроэнергии. [32]
 |
ПТС энергоблока с турбоустановкой К-210-130 ЛМЗ. [33] |
При проектировании ТЭЦ необходимо в результате расчета ПТС уточнить состав ее основного и вспомогательного оборудования в соответствии с заданными значениями электрической и тепловой нагрузки. На рис. 11.3, 11.4 показаны примеры принципиальных тепловых схем ТЭЦ с серийными советскими теплофикационными турбоагрегатами. [34]
Пусть внешнюю тепловую нагрузку ТЭЦ данных отопительных параметров пара, равную DB т / ч, необходимо распределить между двумя теплофикационными турбоагрегатами этой ТЭЦ. [35]
Теплофикация является особенностью отечественного теплоснабжения. Теплоснабжение от всех ТЭЦ в нашей стране обеспечивает около 40 % тепловой энергии, потребляемой в промышленности и коммунальном хозяйстве. На новых отечественных ТЭЦ устанавливаются теплофикационные турбоагрегаты единичной мощностью до 250 МВт, создаются предпосылки для развития тепловых сетей, в которых будет применяться в качестве теплоносителя перегретая вода с температурой 440 - 470 К. [36]
 |
ПТС энергоблока с турбоустановкой К-210-130 ЛМЗ. [37] |
Принципиальная тепловая схема теплоэлектроцентрали имеет ряд особенностей по сравнению с ПТС КЭС. Для ТЭЦ с однотипными турбоагрегатами ( чаще всего типа Т) составляют схему данной турбоустановки. На ТЭЦ с промышленной и отопительной нагрузкой часто устанавливают теплофикационные турбоагрегаты двух или трех различных типов ( ПТ, Р, Т), технологически связанные между собой. Так, общими являются линии промышленного отбора пара турбин ПТ и Р, линии обратного конденсата внешних потребителей, добавочной воды, подпиточной воды тепловой сети. Сетевые подогревательные установки выполняют индивидуальными у каждого турбоагрегата Т и ПТ, а магистрали прямой и обратной сетевой воды и пиковые водогрейные котлы являются общими для всей ТЭЦ. [38]
Мощность теплофикационных турбоагрегатов, установленных на отечественных теплоэлектроцентралях, достигает 100 тыс. кет. На теплоэлектроцентралях, сооружаемых в непосредственной близости от места добычи топлива, наряду с теплофикационными турбоагрегатами иногда устанавливают и мощные конденсационные турбоагрегаты, предназначенные только для выработки электроэнергии, идущей в электросеть энергосистемы. [39]
На этом же графике отмечены значения для удельных расходов тепла для ряда конденсационных турбоустановок. Видно, что практически всегда при QT 0 3 выработка электроэнергии теплофикационными турбоагрегатами более экономична, чем конденсационными. При этом, конечно, следует обязательно помнить, что это результат не большего совершенства теплофикационных турбоагрегатов или турбоустановок, а способа расчета экономичности, при котором объективно возникающая экономия топлива при комбинированной выработке электроэнергии и тепла относится на производство электроэнергии. [40]
Одной из трудностей выполнения суточного графика электрических нагрузок является прохождение ночных провалов нагрузки. Это приводит к необходимости снижения мощности оборудования в ночные часы и часто к полному останову его. Прохождение ночного минимума нагрузки и работа практически с номинальной мощностью в дневной период определяют так называемую полубазовую часть - графика нагрузок, покрываемую в первую очередь теплофикационными турбоагрегатами ТЭС. Число часов использования номинальной мощности ТЭС, работающих в полубазовой части графика нагрузок, может колебаться от 3 до 5 тыс. в году. [41]
 |
Положение колодок и гребня в упорном подшипнике. [42] |
Рассмотренная выше схема упорного подшипника ( рис. 3.59) предполагает, что осевое усилие, действующее на валопровод, всегда приложено в одну сторону. Однако даже при этом следует ограничить возможность перемещения ва-лопровода в противоположную сторону, так как случайный сдвиг на несколько миллиметров даже при монтаже или наладке может привести к повреждению тонких гребешков концевых и диафрагмен-ных уплотнений. Тем более необходимо иметь упорные сегменты с противоположной стороны для мощных современных теплофикационных турбоагрегатов, в которых из-за различий в изготовлении, монтаже и из-за других причин направление осевого усилия может изменяться от режима к режиму или от турбины к турбине даже при одинаковой нагрузке. [43]
Страницы: 1 2 3