Cтраница 1
Первый турбоагрегат - трехкорпусный, второй - двухкорпуоный; оба турбоагрегата имеют по два выхлопа и по пять отборов на регенерацию. После деаэратора установлен подогреватель высокого давления, в котором питательная вода подогревается со 160 до 190 С. [1]
Первый турбоагрегат на номинальную мощность 60 Мет ( максимальная длительная мощность 85 Мет ] и параметры пара 60 ати и 480 С был введен в эксплуатацию в 1952 г., а второй такой же мощности - в 1954 г. Предусмотрена установка еще двух турбоагрегатов. В топках котлоагрегатов сжигаются природный газ и мазут, кроме того предусмотрена возможность перехода на твердое топливо. Водоснабжение электростанции выполнено по оборотной схеме. Кроме того, на каждый турбоагрегат дополнительно установлено по одной градирне. [2]
Для обоих первых турбоагрегатов приняты начальные параметры пара 141 7 ата и 565 С. Для предполагаемых к установке двухвальных турбоагрегатов имеется намерение перейти на начальное давление 170 ата и двойной промежуточный перегрев до температуры 565 / 537 С. Применение сверхкритичеаких давлений при стоимости угля около 18 марок ФРГ за 1 т, по-видимому, является экономически нецелесообразным. Проведенные расчеты показали, что и повышение температуры свежего пара до 593 С также в данном случае является нерентабельным вследствие высокой стоимости аустенитных сталей. [3]
Длительность монтажа первого турбоагрегата на вновь строящейся электростанции, а также головных образцов устанавливается с повышающим коэффициентом. [4]
Рассматриваемая электростанция принадлежит к числу первых электростанций Западной Европы, на которых были установлены первые турбоагрегаты мощностью по 100 Мет. [5]
В 1967 г. на Назаровской ГРЭС начал работать турбоагрегат мощностью 500 мет, на очереди пуск первого турбоагрегата в 800 Мет наСлавяновской ГРЭС. Первые гидроагрегаты, установленные в 1926 г. на Волховской ГЭС, были мощностью всего по 8 Мет, а в 1961 г. на Братской ГЭС начали работать гидроагрегаты мощностью по 225 Мет. В 1967 г. на Красноярской ГЭС пущены гидроагрегаты мощностью по 500 Мет. [6]
В качестве привода для насосов принимается электрический привод, причем для новых промышленных предприятий, при отсутствии связи с энергоснабжающей системой, первый турбоагрегат станции должен иметь, помимо электрического, также паротурбинный привод насосов с подачей пара, отработавшего в насосной турбине, в конденсаторы турбоагрегатов. [7]
Конденсатные и циркуляционные насосы обычно устанавливаются с электрическим приводом, причем для новых промышленных предприятий, при отсутствии связи с энергоснабжающей системой, первый турбоагрегат электростанции должен иметь, помимо электрического привода, также паротурбинный привод насосов. [8]
В Западной Сибири предусматривается завершить строительство на попутном тюменском газе Сургутской ГРЭС-1, доведя ее мощность до 3 3 млн. кВт, ввести в-действие первые турбоагрегаты по 800 тыс. кВт на Сургутской ГРЭС-2, а также начать строительство новой; мощной электростанции в Тюменской области. [9]
Следует указать, что тщательное выполнение расчетов по определению линии статического прогиба роторов, по составлению математических зависимостей взаимного положения центров контрольных расточек выверяемых корпусных деталей турбоагрегата и составлению-рабочих таблиц не исключает необходимости производить отработку и уточнение табличных данных по результатам выверки первых турбоагрегатов. При выполнении расчетов иногда невозможно оценить ряд факторов, которые могут влиять на результаты сборочных работ. К таким факторам относятся влияние укладки роторов и деталей проточной части на деформацию корпусных деталей, влияние на форму линии статического про-гиба натягов насадных деталей, отличающихся от расчетных, влияние погрешности методики расчета линии статического прогиба роторов и др. Такую корректировку необходимо выполнять отдельно для услрвий сборки турбин на заводском стенде и фундаменте турбоагрегата, так как деформация от изменения весовой нагрузки бетонного фундамента в условиях монтажа отличается от деформации стальных блоков, из которых собран испы-4 Тательный заводской стенд. [10]
Значительный интерес для перспективного плапиро - вання теплофикации, а также для реального проектирования теплофикационных установок представляют приведенные в книге результаты исследования оптимальной области, уровня и структуры тепловых нагрузок для применения теплофикационных турбин различных типоразмеров; оптимального уровня тепловой нагрузки для ввода в работу первых турбоагрегатов различных типоразмеров; обоснование целесообразности дальнейшего укрупнения единичной мощности теплофикационных турбин с высокими и закрптнчсскими начальными параметрами пара для ТЭЦ на органическом топливе, намечаемых к сооружению в более далекой перспективе. [11]
В различных районах страны уже сооружаются крупные, районные электростанции мощностью по 1 000 Мет и более: Томь-Усин - ская, Назаровская, Беловская и др. с турбоагрегатами 100, 150 и 200 Мет. Первые турбоагрегаты мощностью 200 Мет будут введены в эксплуатацию в 1959 - 1960 гг. В 1960 - 1962 гг. будут изготовляться турбоагрегаты мощностью 220 - 300 Мет. [12]
В блоке с реакторами 440 МВт работает по два турбоагрегата по 220 МВт, с реакторами по 1000 МВт - два по 500 МВт. Введены первые турбоагрегаты мощностью по 1000 МВт. [13]
Яркой иллюстрацией развития советской энергетики является рост мощности устанавливаемых на электростанциях турбо - и гидроагрегатов. В 1930 г. на Новороссийской ГРЭС был установлен первый турбоагрегат мощностью 10 Мет, в последующие годы появились турбоагрегаты в 25; 50; 100; 150; 200 и 300 Мет. [14]
При полном развитии на ТЭЦ устанавливают не менее двух турбин для обеспечения капитального ремонта. Следует учитывать динамику роста тепловой нагрузки района как для правильного определения сроков ввода первого турбоагрегата, так и для учета последующего развития ТЭЦ. [15]