Энергетический баланс и расход пара на турбоагрегат. В данной дипломной работе была просчитана тепловая схема энергоблока с турбиной К, составлены балансы и определены показатели тепловой экономичности энергоблока. По результатам теплового расчета было выбрано основное и вспомогательное оборудование. Принципиальная тепловая схема электростанции определяет основное содержание технологического процесса преобразования тепловой энергии на электростанции. Схема включает основное и вспомогательное оборудование, участвующее в осуществлении этого процесса и входящего в состав пароводяного тракта электростанции. Основная цель расчета конденсационной электростанции заключается в определении технических характеристик теплового оборудования, обеспечивающих заданный график электрической нагрузки и требуемый уровень энергетических и технико-экономических показателей электростанции. Расчет гидравлический, тепловой и прочностной подогревателя низкого давления турбоустановки, с целью определения его основных показателей и характеристик работы, отвечающих современным требованиям при проектировании сооружений и эксплуатации основного и вспомогательного оборудования тепловых электрических станций. Расчет подогревателя низкого давления смешивающего типа для замены им подогревателя низкого давления поверхностного типа с целью увеличения коэффициента полезного действия станции h н ст и уменьшения расхода топлива на станцию. Энергоблок МВт имеет одновальную быстроходную конденсационную турбину ХТГЗ К Первый образец этой турбины К несколько иной конструкции был выполнен в г. В турбине использованы некоторые конструктивные решения, принятые для модернизированного варианта турбины ХТГЗ К Предусмотрены девять регенеративных отборов пара: Турбина имеет три цилиндра. Первые ступени ЦВД размещены во внутреннем корпусе. ЦВД расположен таким образом, что поток пара направляется от генератора к переднему подшипнику. Пар к турбине подается по двум паропроводам. Паровпуск трехстенный - наружный корпус, внутренний корпус и сопловые коробки. Всего в ЦВД 10 ступеней активного типа, первая из которых регулирующая. За регулирующей ступенью давление пара равно 17,05 МПа, а температура - 0 С. За восьмой ступенью ЦВД производится отбор пара на регенерацию. Первые четыре ступени ЦСД расположены во внутреннем корпусе; диафрагмы остальных устанавливаются в трех обоймах. Всего в ЦСД 11 ступеней. Первые пять из них имеют рабочие лопатки с цельнофрезерованным бандажом. Все рабочие лопатки ЦСД закрученные, переменного по высоте профиля. Ротор ЦСД цельнокованый, корпус сварно-литой. Из ЦСД в четвертом отборе пар отводится на деаэратор, и используется для турбины привода питательного насоса ТПН. Из ЦНД пар направляется в два конденсатора. Роторы низкого давления жесткие, сварно-кованые с шейками под подшипники диаметром мм. В каждом потоке ЦНД по пять ступеней. Эти модернизированные лопатки имеют улучшенные профили, оптимальные в периферийной части относительные шаги и выполнены заодно с бандажом. В рассматриваемой турбине на один поток приходится мощность МВт. В последней ступени организована внутриканальная сепарация влаги из сопловых лопаток. Некоторая разгрузка ступеней низкого давления достигается применением конденсационной турбины для привода питательного насоса. Эта турбина питается паром низкого давления из промежуточного отбора главной турбины, и отбираемый пар не возвращается в основной агрегат, а конденсируется в отдельном конденсаторе. Все четыре ротора турбины соединены между собой жесткими муфтами. Каждый из роторов опирается на два опорных подшипника, выполненных самоустанавливающимися. Некоторые из них - сегментные. Упорный подшипник сегментного типа с одним упорным гребнем располагается между цилиндрами высокого и среднего давления. Несмотря на противоположное направление потоков пара в ЦВД и ЦСД и двухпоточные конструкции ЦНД в турбине предусмотрены разгрузочные диски, необходимые для уравновешивания осевых усилий во время переходных процессов. В крышках корпусов подшипников имеются масляные бачки, емкость которых рассчитана на обеспечение маслом подшипников при остановке турбоагрегата с отключенными масляными насосами. В турбине предусмотрено валоповоротное устройство, находящееся между двумя ЦНД. Турбина имеет два фикс-пункта мертвые точки в точках пересечения вертикальной плоскости турбины, проходящей через продольные шпонки под осью агрегата, с линиями поперечных шпонок под боковыми опорами первого и третьего выходных патрубков ЦНД под осями левых опорных подшипников ЦНД. Рабочей жидкостью гидродинамической системы регулирования турбины является конденсат. Конденсат турбины подогревается в охладителе уплотнений ОУ, пяти регенеративных подогревателях низкого давления. После деаэратора конденсат питательным насосом прокачивается через три подогревателя высокого давления. Дренажи ПВД сливаются каскадно в деаэратор. Централизованная масляная система снабжает маслом подшипники турбины и генератора и состоит из масляного бака, двух главных и одного резервного насосов и маслоохладителей. Масляные насосы приводятся электродвигателями основные электродвигатели переменного тока, аварийные - постоянного. Общая длина турбины равна 29,5 м, а всего турбоагрегата с генератором и возбудителем - 46,3 м. Агрегат размещается поперек машинного зала. Для расчета подогревателей высокого давления необходимо определить нагрев питательной воды в питательном насосе. Напор питательного насоса в номинальном режиме составит:. Требуется рассчитать долю расхода пара на турбину привода питательного насоса. Для этого составим уравнение:. Данные, необходимые для расчета энергетического баланса и расхода пара на турбоагрегат, сведены в таблицу. Удельный расход тепла турбоустановки на производство электроэнергии без учета собственного расхода электроэнергии и с учетом расхода тепла на турбопривод:. С учетом принятой поверхности предварительно принимаются основные размеры подогревателя. Подогреватель выполняется с одной трубной доской и U-образными латунными трубками диаметром 16х0,75 мм. Для определения коэффициента теплоотдачи от конденсирующегося пара к стенке труб необходимо вначале установить режим движения пленки конденсата. Физические параметры конденсата, движущегося внутри труб, принимаются при значении температуры, равном:. Задачей гидравлического расчета подогревателя является определение его гидравлического сопротивления. Для любого элемента или участка подогревателя гидравлическое сопротивление определяется выражением:. Номинальная толщина Sстенки мм цилиндрического элемента, нагруженного внутренним давлением среды, определяется по формуле:. Толщина трубной доски, находящейся под предельно-допустимым растягивающим напряжением, определяется по формуле:. Из конструктивных соображений принимаем толщину трубной доски S т. Выбор теплообменников заключается в расчете поверхности нагрева для определения типа подогревателя. Подогреватель высокого давления, подогреватель низкого давления поверхностного типа, деаэратор повышенного давления, конденсатор. Выбираем группу ПВД равнопрочностных:. Исходя из расчета, проделанного в разделе 1. Выбираем деаэраторы повышенного давления 0,7 МПа для деаэрации воды следующего типа: Имеется запас воды на случай аварийной ситуации с обеспечением работы турбоагрегата на 15 минут. Конденсатор выбирают по максимальному расходу пара в конденсатор, температуре охлаждающей воды, давлению в конденсаторе, расходу охлаждающей воды. Выбор осуществляется по обеспечению парогенератора заданным давлением среды на входе и максимального расхода. Выбор осуществляется по максимальному расходу пара на турбину. Исходные данные парогенератора занесены в таблицу 2. Таким образом, рассчитанная схема энергоблока имеет неплохие показатели тепловой экономичности. Выбранное оборудование соответствует параметрам схемы, что обеспечивает его надежную работу в течение всего гарантийного срока. Относительное содержание неконденсирующихся газов в паровоздушной смеси на входе и выходе из отсека будет равно:. Ширина струйного пучка на выходе пара из отсека равна 3,6 м. Тогда скорость пара на выходе из отсека:. В этом случае скорость пара на входе в отсек:. Задача экономического расчета заключается в определении экономии себестоимости в результате изменения схемы производства электрической энергии. В технической части в схеме выработки электрической энергии произведена замена подогревателя низкого давления поверхностного типа на подогреватель низкого давления смешивающего типа. Задача экономического расчета замены заключается в следующем:. Цель расчета заключатся в определении срока окупаемости затрат на приобретение и замену подогревателя. Определение путей сокращения отдельных статей текущих затрат можно проследить, анализируя удельные издержки производства, то есть статьи себестоимости продукции. Основную статью себестоимости — сырьевую материальную — можно раскрыть и проанализировать в зависимости от производственных факторов. Снизить материальную составляющую себестоимости продукции для материалоемких производств — самую значительную можно либо путем приобретения более дешевых сырья и материалов, либо снижая материалоемкость продукции. Цены на сырье и материалы диктуются рыночной конъюнктурой, так что от потребителя практически не зависят. Поэтому основным путем является снижение материалоемкости производства, всемерная экономия сырья и материалов. В качестве основного материала при производстве энергии выступает топливо, и основная часть себестоимости — топливная составляющая — зависит от удельного расхода топлива в у , т у. В случае с поверхностным подогревателем низкого давлении удельный расход топлива на энергоблок нетго:. В случае со смешивающим подогревателем низкого давления удельный расход топлива на энергоблок нетто:. Принимаем время работы подогревателя низкого давления, который подлежит замене, равное времени работы станции в год:. Станция работает на двух видах топлива: Следовательно, необходимо посчитать экономию при работе на каждом топливе отдельно. Таким образом, средства, вложенные на замену подогревателя низкого давления поверхностного типа на подогреватель низкого давления смешивающего типа окупятся в течение квартала. Сжигание топлива на ТЭС связано с образованием продуктов сгорания, содержащих летучую золу, частицы недогоревшего пылевидного топлива, оксид азота, газообразные продукты неполного сгорания. В золе некоторых видов топлив также имеются вредные соединения. В связи с этим, при эксплуатации энергоблоков большое значение уделяется вопросам отчистки дымовых газов от вредных продуктов сгорания и золоулавливанию. Проектирование и сооружение электростанций ведутся с соблюдением требованием по предельно допустимым концентрациям основных вредных выбросов, загрязняющих атмосферу отходящими газами на уровне дыхания человека. Это обеспечивается установкой эффективных золоуловителей и сооружением дымовых труб, позволяющих рассеивать дымовые газы на большие расстояния, снижая тем самым локальные концентрации вредных веществ. В качестве золоуловителей, как правило, применяют электрофильтры, мокрые золоуловители и батарейные циклоны. Система удаления и складирования золы и шлака на современных крупных электрических станций, называемая золоудалением, представляет собой сложный комплекс, включающий специальное оборудование и устройства, а также многочисленные инженерные сооружения. Ее назначением является удаление шлака, образующегося в топках, и золы, уловленной золоуловителями парогенераторов, транспортировка их за пределы электрической станции, часто на значительные расстояния до 10 километров и более , и организации на золошлакоотвалах. Гидротранспорт золы и шлака по самотечным каналам или трубам является более простым, надежным и экономичным, но его возможно осуществлять лишь в редких случаях, когда имеется благоприятный рельеф местности, и золошлакоотвал располагается на значительно более низком уровне, чем главное здание электрической станции. Участки маслопроводов, расположенные у корпусов цилиндров турбины и их фундаментов, должны быть заключены в специальные короба из листовой стали. Короб при капитальных ремонтах должен проверяться на плотность заполнением водой. Маслопроводы, расположенные вне короба, должны быть отделены от горячих поверхностей металлическими защитными экранами, а их фланцы заключены в специальные кожухи со сливом из них масла в безопасное место. Кожухи фланцевых соединений должны охватывать фланцы, а также расположенные рядом сварные швы и участок трубы длиной мм от шва. Запрещается при испытании автомата безопасности находиться на площадке обслуживания турбины лицам, непосредственно не участвующим в испытании. Проверка автомата безопасности увеличением частоты вращения ротора должна производиться по программе испытаний, утвержденной главным инженером электростанции. До испытания автомата безопасности должен быть проведен инструктаж персонала, участвующего в испытаниях, с записью об этом в журнале инструктажей. Испытанием должен непосредственно руководить начальник цеха или его заместитель, наблюдающий за частотой вращения ротора турбины по тахометру. Остальной персонал, участвующий в испытании, должен быть расставлен так, чтобы в нужный момент можно было быстро отключить агрегат. При наличии у главной паровой задвижки байпаса проверка автомата безопасности должна производиться при закрытой задвижке через байпас. Перед проверкой автомата безопасности увеличением частоты вращения ротора должны быть произведены его ручное выключение при номинальной частоте ращения и проверка посадки стопорных и регулирующих клапанов. При неудовлетворительной посадке стопорного или регулирующего клапана проверять работу автомата безопасности увеличением частоты вращения запрещается. В случае, если при проверке автомата безопасности частота вращения ротора турбины повысилась до нормального уровня, а автомат не сработал, турбина должна быть немедленно остановлена ручным выключателем. При отказе ручного выключателя турбина должна быть остановлена быстрым закрытием регулирующих клапанов и главной паровой задвижки байпаса. Повторное испытание автомата безопасности с увеличением частоты вращения допускается в этом случае только после выявления и устранения дефектов. Остановленная на ремонт турбина должна быть отключена от общих паропроводов в соответствии с требованиями Правил. Заводские приспособления для подъема крышек цилиндров и роторов турбин перед началом производства работ должны быть осмотрены. После ремонта приспособлений на них должна быть указана дата технического освидетельствования. Снимаемые с турбины тяжелые детали ротор, крышка цилиндра должны укладываться на козлы и подкладки, исключающие их соскальзывание, в соответствии с планом размещения деталей с учетом требований Правил. Запрещается использовать для подкладки шпалы, пропитанные антисептиками. При проверке равномерности перемещения крышки, а также при ее подъеме класть руки на фланец разъема под поднимаемую крышку запрещается. Разболчивание и затяжка гаек фланцевых соединений разъемов цилиндров турбин должны производиться по инструкции завода-изготовителя турбин. Если при подъеме крышки обнаружен перекос или заедание, крышка должна быть опущена и ее крепление к крюку вновь выверено путем подтягивания или ослабления тросов. Длина тросов должна регулироваться гайками или талрепами подъемного приспособления. При подъеме крышки цилиндра необходимо следить за тем, чтобы с нею не поднимались уплотнительные обоймы, если они по конструкции не крепятся к крышке цилиндра и если не исключена возможность их падения от толчков при дальнейшем подъеме. В том случае, если при незначительной высоте подъема крышки обоймы не могут быть выбиты ударами свинцовой кувалды по крышке, ее необходимо выставить на подкладки и закрепить обоймы за крышку. В том случае, когда диафрагмы конструктивно крепятся в крышке цилиндра и при незначительной высоте подъема обнаруживается обрыв шурупов, крепящих верхние половины диафрагмы, дальнейший подъем должен быть прекращен. В этом случае крышка цилиндра должна быть приподнята только на высоту, необходимую для укрепления диафрагмы, и установлена на выкладку. После укрепления диафрагмы могут быть продолжены подъем и транспортирование крышки цилиндра турбины. Запрещается зачищать и смазывать посадочные места диафрагм под поднятой диафрагмой, а также диафрагм на весу. Запрещается шабрить нижнюю половину цилиндра турбины под подвешенной крышкой цилиндра. Эту работу следует производить при отведенной в безопасное место или выставленной на подкладки крышке цилиндра. Перекантовку крышки цилиндра разрешается производить только под непосредственным руководством руководителя работ. Перед кантовкой необходимо убедиться в отсутствии на крышке незакрепленных деталей гаек, болтов, заглушек, инструмента и т. Все отверстия паропроводов и дренажей, присоединенных к цилиндру турбины, после его вскрытия должны быть сразу же закрыты деревянными пробками и крышками, а отверстия горловины конденсатора заложены прочными деревянными щитами. Электронагреватели типа ТЭН, применяемые для нагрева крепежных резьбовых соединений турбин высокого давления, должны быть заземлены и иметь сопротивления изоляции между корпусом нагревателя и токоведущими частями не менее 2 МОм. Работать с электронагревателем необходимо в резиновых диэлектрических перчатках. К работе с электронагревателями допускается персонал, имеющий группу по электробезопасности не ниже III. При работе с эжекционным нагревателем крепежа цилиндра турбин многопламенная горелка должна работать без хлопков и обратных ударов. Все соединения и каналы горелки, включая уплотнительные устройства, должны быть герметичными. Перед началом работ с применением эжекционного нагревателя все работы на проточной части турбины должны быть прекращены и персонал удален. На месте работ должен иметься листовой асбест, огнетушитель и металлический лист для регулирования пламени горелки. Горелку эжекционного нагревателя следует зажигать от пламени в противне. Запрещается использовать для этой цели спички. Запрещается при работе с эжекционным нагревателем стоять против пламени, а также работать в замасленных одежде и рукавицах. При использовании для прогрева шпилек разъемов цилиндров турбины воздушных нагревателей ввод в отверстие шпильки штуцера для подачи горячего воздуха и удаление его после нагрева должны производиться при закрытом вентиле подачи воздуха. Работающие должны быть в рукавицах и защитных очках. При разлопачивании дефектных лопаток турбин с применением электросварки ротор должен быть заземлен. Вынимать дефектные лопатки турбины с помощью грузоподъемного крана запрещается. Вывертывать вкладыш следует с помощью ломика и рым-болтов. Браться за края вкладыша руками запрещается. Протирать расточку корпуса разрешается только после того, как будут приняты меры против соскальзывания вкладыша. Менять прокладки под вкладышем опорного подшипника без надлежащего укрепления вкладыша запрещается. При обезжиривании вкладышей каустической содой и травлении их кислотой необходимо соблюдать соответствующие требования. Выемку и установку ротора турбины следует производить специальным приспособлением. До начала подъема полумуфты соседних роторов должны быть раздвинуты настолько, чтобы выступ одной половины вышел из заточки другой. Положение ротора при подъеме после натяжения краном тросов должно быть горизонтальным, что определяется в начале подъема по одновременности отрыва шеек ротора от вкладышей, а после незначительного подъема — по уровню, устанавливаемому на одну из шеек вала. При посадке деталей турбин с натягом методом глубокого охлаждения необходимо надевать рукавицы и работать с помощью специальных приспособлений. Для предупреждения образования взрывоопасных смесей необходимо предварительно проводить тщательную очистку охлаждаемых деталей и ванны от масла и жировых загрязнений и осуществлять в процессе охлаждения контроль за повышением концентрации кислорода в азоте. Прорезку и зачистку гребней у концевых или диафрагменных уплотнений, следует производить в рукавицах. Перед началом проворачивания ротора турбины вручную при центровке необходимо встать ногами на горизонтальный разъем турбины или на площадку, установленную на уровне горизонтального разъема. Проворачивание ротора вручную должно выполняться по команде производителя работ или назначенного им лица из состава бригады. Перед проворотом ротора турбины краном ремонтные работы на ее проточной части должны быть прекращены, а персонал удален в безопасное место. При проворачивании ротора краном находиться в районе натягивающего троса запрещается. Наматывать трос следует равномерно, без набегов, избегая его защемления. Палец, плотно вставляемый в соединительную полумуфту, должен иметь бурт, упирающийся в нее, и выемку канавку для наброса петли стропа. Длина пальца должна быть не менее двух толщин фланцев соединительной полумуфты. Запрещается применять ременную передачу при балансировке роторов турбины на станке. Ротор двигателя должен быть соединен с балансируемым ротором через подвижную муфту, легко расцепляемую на ходу. Против мест крепления пробных грузов должны быть установлены оградительные щиты. Во время балансировки роторов турбины на станке или в собственных подшипниках место балансировки должно быть ограждено. Запрещается производить работы, связанные с заменой и ремонтом арматуры на маслопроводах и с разборкой деталей регулирования за исключением замены манометров , при работающей турбине или работающем масляном насосе. Огневые работы на расстоянии менее 10 м от участков газомасляной системы, содержащих водород, должны производиться по наряду с выполнением мер, обеспечивающих безопасность работы установка ограждений, проверка воздуха в помещении на отсутствие водорода и т. Огневые работы непосредственно на корпусе генератора, трубопровода и аппаратах газомасляной системы, заполненных водородом, запрещается. В ходе проведенной работы был рассмотрен энергоблок с турбиной К мощностью МВт. Были определены его основные энергетические показатели, показатели турбоустановки и энергоблока в целом, произведен выбор основного и вспомогательного оборудования. Результаты расчетов показали, что оборудование соответствует современным требованиям по проектированию, сооружению и эксплуатации тепловых электрических станций. В технологической части был рассчитан подогреватель низкого давления по гидравлическому расчету, на прочность и его тепловой расчет. По данным понятно, что ПНД соответствует сегодняшним нормам. В специальной части был рассчитан подогреватель низкого давления смешивающего типа по тепловому и гидравлическому расчету. По данным расчета понятно, что замена подогревателя низкого давления поверхностного типа на подогреватель низкого давления смешивающего типа повышает коэффициент полезного действия h и уменьшает расход топлива на станцию. Расчет показал, что подогреватель низкого давления смешивающего типа соответствует нормам. Методические указания по оформлению пояснительной записки выпускной работы на степень бакалавра. Изд-во ВФ МЭИ ТУ , Вспомогательное оборудование тепловых электростанций. Исследования и расчет конденсационных устройств паровых турбин. Авиация и космонавтика Административное право Арбитражный процесс 23 Архитектура Астрология 4 Астрономия Банковское дело Безопасность жизнедеятельности Биографии Биология Биология и химия Биржевое дело 68 Ботаника и сельское хоз-во Бухгалтерский учет и аудит Валютные отношения 50 Ветеринария 50 Военная кафедра ГДЗ 2 География Геодезия 30 Геология Геополитика 43 Государство и право Гражданское право и процесс Делопроизводство 19 Деньги и кредит ЕГЭ Естествознание 96 Журналистика ЗНО 54 Зоология 34 Издательское дело и полиграфия Инвестиции Иностранный язык Информатика Информатика, программирование Исторические личности История История техники Кибернетика 64 Коммуникации и связь Компьютерные науки 60 Косметология 17 Краеведение и этнография Краткое содержание произведений Криминалистика Криминология 48 Криптология 3 Кулинария Культура и искусство Культурология Литература: Плохо Средне Хорошо Отлично. Банк рефератов содержит более тысяч рефератов , курсовых и дипломных работ, шпаргалок и докладов по различным дисциплинам: А также изложения, сочинения по литературе, отчеты по практике, топики по английскому. Тепловая схема энергоблока Название: Тепловая схема энергоблока Раздел: Рефераты по физике Тип: Энергетический баланс и расход пара на турбоагрегат 3. В технологической части был рассчитан подогреватель низкого давления поверхностного типа. В специальной части был рассчитан подогреватель низкого давления смешивающего типа. Работа включает в себя страниц, 10 таблиц, 10 рисунков, 8 чертежей формата А1. ВВЕДЕНИЕ Принципиальная тепловая схема электростанции определяет основное содержание технологического процесса преобразования тепловой энергии на электростанции. Целью данной работы является расчет тепловой схемы. Расчет тепловой схемы энергоблока с турбиной К Параметры свежего пара перед регулирующим клапаном турбины: Параметры свежего пара после регулирующего клапана: Параметры пара промперегрева перед стопорным клапаном ЦСД: Сделай паузу, студент, вот повеселись: Студент сдает экзамен по физике. Профессор пытается его вытянуть, спрашивает: Кстати, анекдот взят с chatanekdotov. Где скачать еще рефератов? Ведь у каждого из студентов индивидуальный диплом. А по смешивающим подогревателям даже методы нет, а тут можно сказать методика почти нормального расчета и то редиска формул нет. Я сам считаю этот хренов подогреватель и ни в одной книеге не нашел методики хорошей, аорфные с ошибками отстой. А название и определение коэффициентов и так все знают. Расчет у нас начинаетсясо слова ГДЕ а что там за формула редиска ни в книгах ни редиска в этом расчете заебись так держать. Станете ли вы заказывать работу за деньги, если не найдете ее в Интернете?
Вид рубанка 8 букв кроссворд
Грибы млечники съедобные описание и фото
Что значит пилотный проект
Приказпо несчастному случаюв доу
Вязание крючком для детей носочки
Курсовая работа "Тепловой расчет турбины К-500-240"
Способы приемы толкования правовых норм шпаргалка
Коды опасных грузов
Как сделать сало из курдюка
Преобразователь частоты однофазный схема
Перспективный планна июньв средней группе
Расчет и построение H — S диаграммы процесса расширения пара в проточной части турбины. Расчет питательной установки параметров пара и воды в питательном насосе и его турбоприводе. Турбина предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока, который монтируется на общем фундаменте с турбиной. Паровая турбина представляет собой одновальный четырехцилиндровый агрегат. Цилиндры на валу турбины расположены последовательно по ходу пара: ЦВД, ЦСД, два двухпоточных ЦНД. Каждый ЦНД имеет два выхлопа на один конденсатор подвального типа. Таким образом, турбина имеет четыре выхлопа на два конденсатора. Пар, отработавший в турбине, конденсируется на трубных пучках конденсаторов. Конденсат отработавшего пара сливается в конденсатосборники, откуда по коллектору поступает на всас конденсатных насосов. Свежий пар из котла к турбине подаётся в паровые коробки двух стопорных клапанов высокого давления двумя паропроводами. Непосредственно перед клапанами установлены главные паровые задвижки с байпасами. Паровая установка выполнена с одним промперегревом пара между ЦД и ЦСД. Тракт промежуточного перегрева пара выполнен двухпоточным. Подвод пара от блоков клапанов в корпус ЦСД выполнен симметрично — в верхнюю и нижнюю половины — перепускными трубопроводами. В тракте промперегрева не предусмотрена установка дополнительной запорной арматуры. При этом в ЦНД-1 рабочий пар поступает двумя наклонными ресиверами из патрубков верхней половины корпуса ЦСД, а в ЦНД-2 — двумя горизонтальными ресиверами из патрубков нижней половины ЦСД. Подача основного конденсата через систему регенерации низкого давления в деаэратор осуществляется двумя группами конденсатных насосов. Первая группа стоит из одного рабочего и одного резервного насосов. Из напорного коллектора КН-1 имеются отводы конденсата:. Чтобы посмотреть материал, перейдите по ссылке и скачайте его:. Для Вашего удобства мы храним все файлы в формате Word, текст можно распечатать, редактировать или использовать по Вашему усмотрению. ЧаВо О проекте Заказать работу Отзывы. ИЖЕВСК Содержание 1. Описание тепловой схемы турбоустановки К 3 2. Расчет тепловой схемы 7 2. Расчет и построение H — S диаграммы процесса расширения пара в проточной части турбины 7 2. Определение давлений и расходов в теплофикационных отборах 10 2. Расчет параметров пара и воды в питательном насосе 11 2. Разбивка регенеративных отборов 11 2. Определение долей отбираемого пара 18 2. Выбор отбора подключения испарителя 21 2. Расчет деаэратора ПВ испарителя 22 2. Определение оптимального температурного перепада 22 2. Контроль точности расчета материального баланса 25 2. Определение расходов пара, воды и проверка правильности расчета 25 2. Определение показателей экономичности ПТУ 28 3. Выбор основного и вспомогательного оборудования 29 3. Выбор котла 29 3. Выбор ПН и его привода 29 3. Выбор конденсатных насосов 30 3. Выбор деаэратора 32 3. Выбор ПНД 32 3. Выбор ПВД 34 3. Выбор испарителя 37 4. Список использованной литературы 39 1. Введение Турбина предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока, который монтируется на общем фундаменте с турбиной. Параметры пара поступающего на турбину: Описание тепловой схемы турбоустановки К Паровая турбина представляет собой одновальный четырехцилиндровый агрегат. Из напорного коллектора КН-1 имеются отводы конденсата: Чтобы распечатать файл, скачайте его в формате Word. Ссылка на скачивание - внизу страницы. Определение давлений и расходов в теплофикационных отборах.