Подогреватель высокого давления ПВД-К-300-17-3,5-4 Уфа

Подогреватель высокого давления ПВД-К-300-17-3,5-4 Уфа Кожухотрубный теплообменник Alfa Laval ViscoLine VLM 3x14/40-6 Ноябрьск Для присоединения водо-водяных подогревателей к тепловым сетям служат калачи и переходы.

На Южно-турбинном заводе г. Схема АЭС может быть одноконтурной, двухконтурной и трехконтурной. В зависимости от вида транспортируемого теплоносителя. Схемы АЭС в тепловой части могут выполняться в различных вариантах. Конденсационные турбины можно выполнить одноцилиндровыми вплоть до мощности МВт, двухцилиндровыми до МВт, трехцилиндровыми до МВт, четырехцилиндровыми до МВт, пятицилиндровыми Подргреватель до МВт.

Пластины теплообменника Alfa Laval M10-BFG Пушкино

Кожухотрубный испаритель Alfa Laval DXQ 480R Орёл Подогреватель высокого давления ПВД-К-300-17-3,5-4 Уфа

В нижнюю концевую часть трубы 14 каждого канала поступает вода от главного циркуляционного насоса ГЦН и движется вверх, омывая пучки 9 ТВС. Здесь вода и пар разделяются: Активная зона графитовая кладка окружается стальным герметичным кожухом и заполняется смесью гелия и азота при небольшом избыточном давлении. За рубежом реакторов канального типа, аналогичным РБМК, не строят.

Это определяется тремя причинами: Самое главное преимущество ВВЭР большая безопасность, значение которого полностью осознали, к сожалению, лишь после Чернобыльской катастрофы, хотя это было известно давно. Однако в защиту РБМК необходимо сказать еще несколько слов. Корпус ВВЭР имеет гигантские размеры, а изготовление его весьма трудоемко.

Его размеры ограничены достижением предельного состояния прочности, так как механические напряжения, разрывающие корпус, пропорциональны его диаметру и внутреннему давлению в нем при этом необходимо учитывать охрупчивание металла под действием нейтронного облучения. Кроме того, габариты корпуса ВВЭР ограничены требованиями железнодорожной перевозки.

Все это приводит к тому, что для ВВЭР имеется некоторая предельная мощность, обусловленная размерами корпуса. Для РБМК таких проблем нет, так как его мощность может быть увеличена простым наращиванием числа параллельных технологических каналов в графитовой кладке при этом, конечно, усложняется система раздачи и сбора пара из технологических каналов. Повышение единичной мощности всегда приводит к снижению стоимости 1 квт установленной мощности, так как при этом укрупняются такие элементы как ГЦН, парогенераторы или барабаны-сепараторы , паровая турбина со всем ее сложным хозяйством, удешевляется удельная стоимость системы автоматики, водоснабжения и т.

Правда, перегрузку топлива, совмещают с плановопредупредительными ремонтами ППР длительностью сут другого оборудования энергоблока. Но в любом случае необходимость ежегодной перезагрузки топлива сейчас постепенно решается вопрос о продлении топливной компании до 18 мес приводит к снижению коэффициента использования установленной мощности КИУМ.

Как следует из названия, такая АЭС рис. Первый контур расположен в реакторном отделении. На входе в реактор вода имеет температуру С, на выходе С. При давлении в ат вода может закипеть, как видно из рис. Из ядерного реактора вода с температурой С поступает в парогенератор. Парогенератор это горизонтальный цилиндрический сосуд барабан , частично заполненный питательной водой второго контура; над водой имеется паровое пространство.

В воду погружены многочисленные трубы парогенератора ПГ, в которые поступает вода из ядерного реактора. Можно сказать, что парогенератор это кипятильник, выпаривающий воду при повышенном давлении. Поэтому уже при нагреве до С в соответствии с вода в парогенераторе закипает вследствие нагрева ее теплоносителем, имеющим температуру С.

И сейчас мы отмечаем первую особенность АЭС низкие начальные параметры и влажный пар на входе в турбину. Этот пар направляется в ЦВД паровой турбины. Здесь он расширяется до давления примерно 1 МПа 10 ат. В сепараторе С от пара отделяется влага, и он поступает в пароперегреватель, где его параметры доводятся до значений 10 ат, С.

Таким образом, пар на выходе из СПП. Расширившись в ЦНД, пар поступает в конденсатор, а из него в конденсатнопитательный тракт, аналогичный показанному на тракту обычной ТЭС. Важно отметить, что во втором контуре циркулирует нерадиоактивная среда, что существенно упрощает эксплуатацию и повышает безопасность АЭС. Одноконтурной она называется потому, что и через реактор, и через паротурбинную установку циркулирует одно и то же рабочее тело.

Питательная вода с помощью ГЦН с параметрами 80 ат и С из раздаточного коллектора подводится к многочисленным в РБМК их параллельным технологическим каналам, размещенным в активной зоне реактора. Барабан-сепаратор служит для разделения пара и воды. Образующийся пар с параметрами 6,4 МПа 65 ат и С направляется прямо в паровую турбину реактор РБМК в номинальном режиме питает две одинаковые паровые турбины мощностью по МВт каждая.

Пар, получаемый в реакторе и в сепараторе, является радиоактивным вследствие наличия растворенных в нем радиоактивных газов, причем именно паропроводы свежего пара обладают наибольшим радиоактивным излучением. Поэтому их прокладывают в специальных бетонных коридорах, служащих биологической защитой. По этой же причине пар к турбине подводится снизу, под отметкой ее обслуживания пола машинного зала.

Конденсатно-питательный тракт такой же, как у обычной ТЭС Однако многие его элементы требуют биологической защиты от радиоактивности. Это относится к конденсатоочистке и водяным емкостям конденсатора, где могут накапливаться радиоактивные продукты коррозии, подогревателям регенеративной системы, питаемым радиоактивным паром из турбины, сборникам сепарата CПП.

Одним словом, и устройство, и эксплуатация одноконтурных АЭС, особенно в части машинного зала, существенно сложнее, чем двухконтурных. Конденсат, пройдя систему регенеративного подогрева воды, приобретает температуру С, смешивается с водой, идущей из барабана-сепаратора С и поступает к ГЦН, обеспечивающим питание ядерного реактора. Преимущества и недостатки АЭС по сравнению с ТЭС Главным преимуществом АЭС перед любыми другими электростанциями является их практическая независимость от источников топлива, то есть удаленности от месторождений урана и радиохимических заводов.

Энергетический эквивалент ядерного топлива в миллионы раз больше, чем органического топлива, и поэтому, в отличие, скажем, от угля, расходы на его перевозку ничтожны. Это особенно важно для европейской части России, где доставка угля из Кузбасса и Сибири слишком дорога. Кроме того, замена выработки электроэнергии на газомазутных фактически газовых ТЭС производством электроэнергии на АЭС важный способ поддержания экспортных поставок газа в Европу.

Это преимущество трансформируется в другое: Особенно заметно преимущество АЭС в части стоимости производимой электроэнергии стало заметно в начале х годов, когда разразился энергетический. Падение цен на нефть, конечно, автоматически снижает конкурентоспособность АЭС.

Затраты на строительство АЭС находятся примерно на таком же уровне, как и на строительство пылеугольных ТЭС или несколько выше. Наконец, огромным преимуществом АЭС является ее относительная экологическая чистота. Главный недостаток АЭС тяжелые последствия аварий в реакторном отделении с его разгерметизацией и выбросом радиоактивных веществ в атмосферу с заражением громадных пространств.

Это не требует особых пояснений достаточно вспомнить аварию на Чернобыльской АЭС. Для исключения таких аварий АЭС оборудуется сложнейшими системами безопасности с многократными запасами и резервированием, обеспечивающими даже в случае так называемой максимальной проектной аварии местный полный поперечный разрыв трубопровода циркуляционного контура в реакторном отделении исключение расплавления активной зоны и ее расхолаживание.

Для обеспечения радиационной безопасности АЭС оборудуют специальной приточно-вытяжной системой вентиляции, сложность которой не идет ни в какое сравнение с вентиляционной системой ТЭС. Если для последней основной задачей является поддержание только санитарно-технических норм, то вентиляционная система АЭС, кроме решения названной задачи должна решать проблему радиационной безопасности.

Для этого АЭС оборудуется системой определенного направленного движения воздуха из зон с малым радиоактивным загрязнением в так называемые необслуживаемые помещения с высоким уровнем радиации вплоть до создания в таких помещениях разрежения. В конечном счете все вентиляционные потоки поступают к дезактивационным фильтрам и затем к вентиляционной трубе высотой не менее м.

Отметим также некоторые эксплуатационные особенности АЭС. АЭС в силу ряда технических причин не могут работать в маневренных режимах, то есть участвовать в покрытии переменной части графика электрической нагрузки. Конечно, из-за высокой стоимости АЭС должны работать с максимальной нагрузкой, но при их высокой доле в установленной мощности отдельных объединенных энергосистем и при больших неравномерностях графика суточной и недельной нагрузки возникает необходимость быстрых нагружений и разгружений АЭС, которые для них крайне нежелательны.

Как видно из рис и 5. Это означает, что работоспособность 1 кг пара, протекающего через турбину АЭС, оказывается примерно вдвое меньше, чем через турбину ТЭС. Вместе с тем, большие капитальные затраты требуют большой единичной мощности энергоблоков АЭС. Отсюда огромные расходы пара через турбоагрегаты АЭС по сравнению с турбоагрегатами ТЭС и соответственно огромные расходы охлаждающей воды.

Текущее положение и перспективы строительства АЭС в России и за рубежом. Отмеченные выше преимущества АЭС и отсутствие серьезных аварий в первые 20 лет их развития обусловили бурное строительство АЭС в период гг. Защитная оболочка реактора не допустила значительных выходов радиоактивности за его пределы, но впервые заставила энергетиков задуматься о необходимости самого пристального внимания к безопасности АЭС.

Принятые меры по увеличению безопасности АЭС привели к заметному удорожанию их электроэнергии, а одновременно наложившееся падение цен на нефть на мировом рынке вызвало временный переизбыток энергетических мощностей, приведшее к сокращению заказов на строительство. Так, в период гг. Еще более серьезный удар развитию атомной энергетики нанесла авария на Чернобыльской АЭС в г.

В ряде стран был принят мораторий на строительство новых АЭС, но в таких странах как Франция, Япония до последнего времени атомная энергетика продолжает развиваться. В ближайшие годы в мире планируется ввести 38 новых АЭС. Судьбы российской и мировой атомной энергетики в определенной степени схожи рис.

СССР еще 28 млн квт, однако в силу причин, отмеченных выше, введено было в 2 раза меньше. В дальнейшем планируется ежегодно в ближайшие 5 лет вводить по одному энергоблоку мощностью 1 млн квт. Оценка потенциала строительства АЭС в России вплоть до г. Общие сведения АЭС это по существу тепловые электростанции, которые используют тепловую энергию ядерных реакций.

В настоящее время строятся АЭС, работающие по различным схемам, но все же наибольшее распространение получили двухконтурные АЭС с водяным теплоносителем и одноконтурные с реактором кипящего типа. Первая отечественная АЭС была построена и пущена в эксплуатацию в июне г. Эта станция положила начало использованию атомной энергии для производства электроэнергии. На станции необходимо было проверить работу основных элементов и показать возможность в промышленных установках преобразовывать энергию деления ядер в электрическую.

Параметры установки были низкими, тепловая схема сильно упрощена, а электрическая мощность составляла всего квт. Электростанция была спроектирована для работы по двухконтурной схеме. Опыт ее эксплуатации показал, что двухконтурные АЭС вполне надежны и не оказывают вредного влияния на окружающую среду и здоровье обслуживающего персонала. Работы, проведенные в последующие годы на установках электрической мощностью , и МВт на Нововоронежской АЭС , позволили создать серии крупных энергетических блоков, эксплуатируемых сейчас на ряде отечественных электростанций.

Одновременно были разработаны и построены блоки конденсационных АЭС большой мощности, работающие по одноконтурной схеме. В последние годы в некоторых странах большое. Очевидно, что станции такого типа будут строиться в местах, где ощущается недостаток пресной воды. Один из основных элементов АЭС - реактор. В России, как и во многих странах мира, используют в основном ядерные реакции расщепления урана U под действием тепловых нейтронов.

Для их осуществления в реакторе, кроме топлива U , должен быть замедлитель нейтронов и, естественно, теплоноситель, отводящий тепло из реактора. В реакторах типа ВВЭР водо-водяной энергетический в качестве замедлителя и теплоносителя используется обычная вода под давлением. В реакторах типа РБМК реактор большой мощности канальный в качестве теплоносителя используется вода, а в качестве замедлителя графит.

Оба эти реактора нашли широкое применение на АЭС. На АЭС широко применяется насыщенный пар. Это объясняется тем, что в ряде случаев перегрев пара непосредственно в ядерном реакторе весьма усложняет конструкцию реактора и схему установки, требует существенных дополнительных капитальных затрат. В то же время на АЭС стоимость топлива ядерного горючего , отнесенная к единице выработанной энергии, значительно ниже, чем на электростанциях обычного типа.

Поэтому здесь производство электроэнергии на установках меньшей стоимости даже при более низких значениях КПД экономически оправдано. Схема АЭС может быть одноконтурной, двухконтурной и трехконтурной. На АЭС, работающей по одноконтурной схеме рисунок 1а , пар образуется в активной зоне реактора и оттуда направляется в турбину.

В некоторых случаях до поступления в турбину пар подвергается перегреву в перегревательных каналах реактора. Одноконтурная схема наиболее проста. Однако образующийся в реакторе пар радиоактивен, поэтому большая часть оборудования АЭС должна иметь защиту от излучений. В процессе работы электростанции в паропроводах, турбине и других элементах оборудования могут скапливаться выносимые из реактора с паром твердые вещества содержащиеся в воде примеси, продукты коррозии , обладающие наведенной активностью, что затрудняет контроль за оборудованием и его ремонт.

По двухконтурной и трехконтурной схемам рисунок 1 б и в отвод теплоты из реактора осуществляется теплоносителем, который затем передает теплоту рабочей среде непосредственно или через теплоноситель промежуточного контура. На АЭС, работающих по двухконтурной или трехконтурной схеме, рабочая среда и теплоноситель второго контура в нормальных условиях нерадиоактивны, поэтому эксплуатация электростанций существенно облегчается.

Кроме того, продукты коррозии паропроводов, конденсаторов и турбинного тракта не попадают в реактор. Однако капитальные затраты в этом случае значительно выше, особенно при трехконтурной схеме. Такие схемы следует применять, когда вероятность контакта активного теплоносителя с водой должна быть полностью исключена, например при использовании в качестве теплоносителя жидкого натрия, так как его контакт с водой может привести к крупной аварии.

В трактах АЭС, работающих по двухконтурной схеме, даже при небольших нарушениях плотности возможен контакт активного натрия с водой и аварию ликвидировать было бы довольно трудно. При трехконтурной схеме контакт активного натрия с водой исключен. Во всех приведенных на рисунке 1 схемах конденсат после конденсатора турбины проходит систему регенеративного подогрева, которая, по существу, не отличается от применяемой на обычных электростанциях.

Одноконтурная а , двухконтурная б и трехконтурная в схемы АЭС: Ядерное топливо, находящееся в тепловыделяющих элементах твэлах определенной формы, доставляется в контейнерах 1 на электростанцию и с помощью перегрузочного крана 3 загружается в активную зону реактора 4. Кассеты с отработавшими твэлами помещаются в бассейн 2, где выдерживаются в течение определенного времени.

Когда радиоактивность горючего и материала кассет уменьшается до нормативных значений, кассеты в контейнерах вывозят на перерабатывающие заводы. Теплота, выделяющаяся в реакторе и воспринятая теплоносителем, передается рабочей среде в парогенераторе ПГ 8. При трехконтурной схеме между теплоносителем первого контура и рабочей средой имеется еще промежуточный контур см.

Пар, образовавшийся в ПГ при двухконтурных и трехконтурных схемах или в реакторе при одноконтурной схеме , направляется по паропроводу к турбине. На схеме первого контура двухконтурной АЭС рисунок 2 пар направляется к турбине по трубопроводу 10, питательная вода подается в ПГ по линии 9.

При работе на насыщенном паре см. Возрастание влажности приводит к увеличению интенсивности эрозийного износа элементов проточной части. На крупных современных блоках после сепаратора пар перегревается до температуры t пп, близкой к начальной температуре t 0 при некоторых схемах организации промежуточного перегрева t пп t 0. Схемы АЭС в тепловой части могут выполняться в различных вариантах. Видно, что эта схема близка к схеме КЭС, однако вместо парогенератора на органическом топливе здесь используется ядерная установка.

Ядерное топливо, запасы которого достаточно велики, обладает очень высокой теплотворной способностью 1 кг U заменяет т угля , поэтому АЭС особенно эффективны в районах, бедных топливными ресурсами, например в европейской части России. АЭС выгодно оснащать энергоблоками большой мощности. Тогда по своим технико-экономическим показателям они не уступают КЭС, а в ряде случаев и превосходят их. При этом энергоблоки формируются следующим образом: Перспективными являются АЭС с реакторами на быстрых нейтронах БН , которые могут использоваться для получения тепла и электроэнергии, а также и для воспроизводства ядерного горючего.

Технологическая схема энергоблока такой АЭС представлена на рисунке 4. Реактор типа БН имеет активную зону, где происходит ядерная реакция с выделением потока быстрых нейтронов. Эти нейтроны воздействуют на элементы из U, который обычно в ядерных реакциях не используется, и превращают его в плутоний Рu, который может быть впоследствии использован на АЭС в качестве ядерного горючего.

Тепло ядерной реакции отводится жидким натрием и используется для выработки электроэнергии. Схема АЭС с реактором БН трехконтурная, в двух из них используется жидкий натрий в контуре реактора и промежуточном. Жидкий натрий бурно реагирует с водой и водяным паром. Поэтому, чтобы избежать при авариях контакта радиоактивного натрия первого контура с водой или водяным паром, выполняют второй промежуточный контур, теплоносителем в котором является нерадиоактивный натрий.

Рабочим телом третьего контура является вода и водяной пар. В настоящее время в эксплуатации находится ряд энергоблоков типа БН, из них наиболее крупный БН АЭС не имеют выбросов дымовых газов и не имеют отходов в виде золы и шлаков. Однако удельные тепловыделения в охлаждающую воду у АЭС больше, чем у. Поэтому на большинстве новых АЭС предусматривается установка градирен, в которых теплота от охлаждающей воды отводится в атмосферу.

Важной особенностью возможного воздействия АЭС на окружающую среду является необходимость захоронения радиоактивных отходов. Это делается в специальных могильниках, которые исключают возможность воздействия радиации на людей. Чтобы избежать влияния возможных радиоактивных выбросов АЭС на людей при авариях, применены специальные меры по повышению надежности оборудования дублирование систем безопасности и др.

Точно также показана лишь задняя часть кожуха 2. Каждый из цилиндров состоит из статора, главным элементом которого являются неподвижный корпус, и вращающегося ротора. К полумуфте 12 присоединяется полумуфта ротора электрогенератора не показан , а к нему ротор возбудителя. Цепочка из собранных отдельных роторов цилиндров, генератора и возбудителя называется валопроводом.

Его длина при большом числе цилиндров а самое большое их число в современных турбинах 5 может достигать 80 м. Как правило, каждый из роторов размещают на двух опорных подшипниках. Расширяющийся в турбине пар заставляет вращаться каждый из роторов, возникающие на них мощности складываются и достигают на полумуфте 12 максимального значения.

Они суммируются, и их результирующая осевая сила передается с гребня 30 на упорные сегменты, установленные в корпусе упорного подшипника. Каждый из роторов помещают в корпус цилиндра см. При больших давлениях а в современных турбинах оно может достигать 30 МПа ат корпус цилиндра обычно ЦВД выполняют двухстенным из внутреннего 35 и внешнего 46 корпусов. Это уменьшает разность давлений на каждый из корпусов, позволяет сделать его стенки более тонкими, облегчает затяжку фланцевых соединений и позволяет турбине при необходимости быстро изменять свою мощность.

Все корпуса в обязательном порядке имеют горизонтальные разъемы 13, необходимые для установки роторов внутри цилиндров при монтаже, а также для легкого доступа внутрь цилиндров при ревизиях и ремонтах. При монтаже турбины все плоскости разъемов нижних половин корпусов устанавливают специальным образом для простоты можно считать, что все плоскости разъема совмещают в одной горизонтальной плоскости.

При последующем монтаже ось валопровода помещают в эту плоскость разъема, что обеспечивает центровку ось валопровода будет точно совпадать с осью кольцевых расточек корпусов. Этим будут исключены задевания ротора о статор, которые могут привести к тяжелой аварии. Пар внутри турбины имеет высокую температуру, а ротор вращается во вкладышах на масляной пленке, температура масла которой как по соображениям пожаробезопасности, так и необходимости иметь определенные смазочные свойства, не должна превышать С а температура подаваемого и отводимого масла должна быть еще ниже.

Поэтому вкладыши подшипников выносят из корпусов цилиндров и размещают их в специальных строениях опорах см. Таким образом, вращающиеся концы каждого из роторов соответствующего цилиндра необходимо вывести из невращающегося статора, причем так, чтобы с одной стороны исключить какие-либо даже малейшие задевания ротора о статор, а с другой не допустить значительную утечку пара из цилиндра в зазор между ротором и статором, так как это снижает мощность и экономичность турбины.

Поэтому каждый из цилиндров снабжают концевыми уплотнениями см. Турбина устанавливается в главном корпусе ТЭС на верхней фундаментной плите 36 см. В плите выполняются прямоугольные окна по числу цилиндров, в которых размещаются нижние части корпусов цилиндров, а также осуществляется вывод трубопроводов, питающих регенеративные подогреватели, паропроводы свежего и вторично перегретого пара, переходный патрубок к конденсатору.

Как отмечалось в лекции 2, после изготовления турбина проходит контрольную сборку и опробование на заводе-изготовителе. После этого ее разбирают на более-менее крупные блоки, доводят до хорошего товарного вида, консервируют, упаковывают в деревянные ящики и отправляют для монтажа на ТЭС. Монтаж турбины осуществляют в следующем порядке.

Сначала устанавливают нижнюю половину ЦНД 18 опорным поясом 15, расположенным по периметру обоих выходных патрубков ЦНД. ЦНД имеет собственные вваренные в них опоры ротора. После этого на опоры подвешивают нижние половины корпусов наружных цилиндров 39 и 24, в них помещают статорные элементы и осуществляют центровку всех цилиндров турбины.

В опоры ротора вставляются нижние половины опорных вкладышей 42, 29, 23, 20 и 16, и на них опускают отдельные роторы. Их строго прицентровывают друг к другу и соединяют с помощью муфт 31 и Затем в верхние половины корпусов помещают необходимые внутренние статорные элементы и турбину закрывают. Для этого в отверстия на горизонтальные разъемы корпусов ввинчивают шпильки и опускают верхние половины крышки см.

Аналогичным образом закрываются опоры роторов. После изоляции турбины, ограждения кожухом и многочисленных проверок ее доводят для состояния, пригодного к несению нагрузки. При работе турбины пар из котла см. От регулирующих клапанов на рис. Из этой полости пар попадает в проточную часть турбины и, расширяясь, движется к выходной камере ЦВД В этой камере в нижней половине корпуса ЦВД имеются два выходных патрубка К ним приварены паропроводы, направляющие пар в котел для промежуточного перегрева.

Вторично перегретый пар по трубопроводам поступает через стопорный клапан не показан на рис. Далее пар расширяется в проточной части ЦСД и поступает в его выходной патрубок 22, а из него в две перепускные трубы 6 иногда их называют ресиверными , которые подают пар в паровпускную камеру ЦНД 9. Из них пар направляется вниз в конденсатор. Перед передней опорой 41 располагается блок регулирования и управления турбиной Его механизм управления 43 позволяет пускать, нагружать, разгружать и останавливать турбину.

Проточная часть и принцип действия турбины. Сложность ее создания определяется не только высокими технологическими требованиями к изготовлению, материалам, монтажу, но, главным образом, чрезвычайной наукоемкостью: Не удивительно поэтому, что число стран, выпускающих мощные паровые турбины по разработанной ими технической документации, не превышает десяти.

Собственно проточная часть состоит из чередующихся кольцевых сопловых решеток 1 и рабочих решеток 2. Совокупность одной сопловой и одной рабочей решетки называют ступенью турбины. Это название происходит из того, что потенциальная энергия пара преобразуется в кинетическую энергию вращения ротора порциями ступенями. Сопловая решетка состоит рис. Сопловые лопатки имеют вполне определенный профиль в сечении, и поэтому между сопловыми лопатками образуется вполне определенный сопловый канал сопло для прохода пара.

Сопловые лопатки закреплены в диафрагме 2 см. Диафрагма это кольцевая перегородка, которая подвешивается двумя лапками 3 на уровне горизонтального разъема в кольцевой расточке обоймы. Обойма охватывает несколько диафрагм две, три и более отсюда и ее название. В свою очередь обойма. Кольцевое пространство между обоймами часто используется для камеры отбора пара на регенеративные подогреватели см.

Таким образом, неподвижные в пространстве корпус 3 турбины, обоймы 4 и диафрагмы 11 см. Сами каналы, благодаря особым форме сопловых лопаток и их установке в решетках, выполняются суживающими рис. Далее, если иметь в виду, что объем пара за сопловой решеткой больше, чем на входе, так как давление за ней меньше, то ясно, что скорость пара на выходе из решетки будет в несколько раз больше, чем на входе.

Далее, поток пара не только приобретает большую скорость, но и изменяет свое направление: Таким образом, из сопловых каналов выходит мощная закрученная кольцевая струя пара, ширина которой равна высоте сопловых лопаток. Часть потенциальной энергии пара преобразована сопловыми каналами в кинетическую энергию кольцевой струи пара, движущейся с огромной скоростью обычно это скорость несколько меньше скорости звука, но в некоторых ступенях и больше ее.

С этой целью ее направляют на кольцевую решетку профилей, образованную рабочими лопатками 2. Для этого, прежде всего рабочей решетке дают возможность вращаться: Поэтому, если на рабочую лопатку будет действовать окружная сила, имеющая плечо относительно оси вращения, то ротор начинает вращаться. Эту силу создают с помощью специальной решетки профилей рис.

Пар, протекающий через каналы рабочей решетки, изменяет свое направление, и это главная причина появления окружной силы F, действующей на каждую рабочую лопатку. Скорость пара в рабочей решетке уменьшается, так как вследствие окружной податливости рабочих лопаток поток пара как бы вязнет внутри канала. В результате из рабочей решетки пар выходит со скоростью с 2 примерно равной скорости c 0 на входе в сопловую решетку.

Но поскольку давление и температура пара за ступенью меньше, чем перед ней из-за того, что в конденсаторе принудительно поддерживается низкое давление, и оно постепенно повышается к паровпускной части турбины , то часть кинетической энергии потока пара, идущего через ступень, преобразуется в механическую вращательную энергию ротора, которая, в конечном счете, передается ротору электрогенератора.

Пар входит в каналы сопловой решетки первой ступени со скоростью с 0, а выходит со. Но так как, рабочие лопатки имеют скорость и, то скорость выхода пара относительно корпуса будет равна с 2 с 0. Далее процесс повторяется в проточной части второй ступени и так до тех пор, пока пар не попадет в конденсатор. Конструкция основных узлов и деталей паровых турбин. Хорошо видна нижняя половина средней опоры и два корпуса турбины нижняя половина , подвешенные к опоре.

Рядом с полумуфтой видны шейки валов 5 и 7 под опорные вкладыши опор, нижние половины которых размещены в опоре. Последняя ступень имеет самые длинные рабочие лопатки 2, прошитые связующей проволокой, повышающей их вибрационную надежность. На концевой части ротора хорошо видны кольцевые выступы 8 на валу, служащие для организации концевого уплотнения.

Само уплотнение представлено на рис. Сегменты имеют тонкие до 0,3 мм кольцевые гребни, устанавливаемые по отношению к валу с очень малым зазором 0,5 0,6 мм. Совокупность кольцевых щелей между гребнями 4 и кольцевыми выступами 6 и кольцевых камер между ними называется лабиринтовым уплотнением. Высокое гидравлическое сопротивление, которым оно обладает, обеспечивает малую утечку пара помимо проточной части турбины.

На рис показана мощная паровая турбина в процессе заводской сборки. Хорошо видно, как изменяются длины лопаток: Типичная рабочая лопатка рис. Лента нарезается на куски со строго рассчитанным числом объединяемых лопаток. Бандажная лента надевается на шипы, которые затем расклепываются.

Ряд соседних лопаток обычно от 5 до 14 , объединенных бандажной лентой бандажом , называется пакетом рабочих лопаток. Главная цель пакетирования обеспечить вибрационную надежность рабочих лопаток не допустить их поломки от усталости вследствие колебаний. После расклепки шипов на бандажах рабочих лопаток ротор устанавливают на токарный станок и окончательно протачивают гребни уплотнений.

На рис показана лишь одна из типичных конструкций, которые отличаются большим разнообразием как типов хвостовиков, так и бандажей. В современных конструкциях бандажи фрезеруют заодно с профильной частью с шириной бандажа, равной шагу лопаток , иногда соединяют рабочие лопатки в пакете сваркой. Первые две ступени имеют ленточные бандажи, а последние ступени две проволочные связи.

Главным элементом проточной части турбины, определяющим весь ее облик, является рабочая лопатка последней ступени. Чем большую длину она имеет и чем на большем диаметре она установлена иными словами, чем больше площадь для прохода пара последней ступени , тем более экономичнее турбина. Поэтому история совершенствования турбин это история создания последних ступеней. В начале х годов ЛМЗ была разработана рабочая лопатка длиной мм для последней ступени со средним диаметром 2,4 м, и на ее базе созданы турбины мощностью , и МВт.

В конце х была создана новая рабочая лопатка длиной мм для ступени со средним диаметром 3 м. На рис показана одна из опор валопровода. Основанием 12 нижняя половина корпуса 2 устанавливается на фундаментную раму на рисунке не показана. В расточку корпуса на колодках 1, 4 и 10 помещается нижняя половина вкладыша 3.

Внутренняя поверхность 8 обеих половин вкладыша выполнена цилиндрической или овальной и залита баббитом, легкоплавким антифрикционным сплавом на основе олова, допускающего вращение ротора на очень низкой частоте вращения даже при отсутствии смазки. Прямо на поверхность вкладыша 8 и на аналогичную поверхность соседнего вкладыша при монтаже турбины укладывается ротор.

Сверху его накрывают верхней половиной вкладыша и притягивают к нижней половине шпильками, ввинчиваемыми в отверстия 9. Затем устанавливается крышка корпуса подшипника. Масло для смазки шеек валов подается насосами из масляного бака, установленного на нижней отметке конденсационного помещения.

Размер масляного бака зависит от мощности турбины: Кроме того, с ростом мощности растет диаметр шеек, и эти два обстоятельства требуют большого расхода масла и соответственно масляного бака большой емкости, достигающей м 3. Для смазки подшипников используется либо специальное турбинное минеральное масло, либо синтетические негорючие масла.

Последние намного дороже, но зато пожаробезопаснее. Масло, пройдя под шейкой вала, выходит через торцевые зазоры вкладыша и стекает на дно корпуса подшипника, откуда самотеком направляется обратно в масляный бак. Вкладыш опоры показан на рис Типы паровых турбин и области их использования. Для понимания места и роли паровых турбин рассмотрим их общую классификацию. Из большого разнообразия используемых паровых турбин, прежде всего можно выделить турбины транспортные и стационарные.

Транспортные паровые турбины чаще всего используются для привода гребных винтов крупных судов. Стационарные паровые турбины это турбины, сохраняющие при эксплуатации неизменным свое местоположение. В настоящей книге рассматриваются только стационарные паровые турбины. В свою очередь стационарные паровые турбины можно классифицировать по ряду признаков. По назначению различают турбины энергетические, промышленные и вспомогательные.

Энергетические турбины служат для привода электрического генератора, включенного в энергосистему, и отпуска тепла крупным потребителям, например жилым районам, городам и т. Энергетические турбины характеризуются, прежде всего, большой мощностью, а их режим работы постоянной частотой вращения, определяемой постоянством частоты сети.

Основным производителем энергетических паровых турбин в России является Ленинградский металлический завод Санкт-Петербург. Он выпускает мощные паровые. Другим крупным производителем энергетических паровых турбин является Турбомоторный завод ТМЗ, г. Он выпускает только теплофикационные турбины мощностью , , , и 50 МВт и менее. Таким образом, в настоящее время в России функционирует всего два производителя мощных паровых турбин.

Если говорить о зарубежных производителях турбин, то их число также является небольшим. Большинство из них являются транснациональными объединениями. Все перечисленные производители выпускают паровые турбины вплоть до мощности МВт и выше. Технический уровень некоторых из них не только не уступает нашим производителям, но и превосходит их.

Промышленные турбины также служат для производства тепловой и электрической энергии, однако их главной целью является обслуживание промышленного предприятия, например, металлургического, текстильного, химического, сахароваренного и др. Часто генераторы таких турбин работают на маломощную индивидуальную электрическую сеть, а иногда используются для привода агрегатов с переменной частотой вращения, например воздуходувок доменных печей.

Мощность промышленных турбин существенно меньше, чем энергетических. Вспомогательные турбины используются для обеспечения технологического процесса производства электроэнергии обычно для привода питательных насосов и воздуходувок котлов. Питательные насосы энергоблоков мощностью вплоть до МВт приводятся электродвигателями, а мощностью выше с помощью паровых турбин, питаемых паром из отбора главной турбины.

Например, на энергоблоках мощностью и МВт установлено соответственно по два и три питательных турбонасоса мощностью 17 МВт каждый, на энергоблоках мощностью для ТЭЦ и МВт один питательный турбонасос мощностью 12 МВт; на энергоблоках мощностью МВт для АЭС используется два питательных насоса мощностью 12 МВт.

Котлы энергоблоков мощностью и МВт оборудованы соответственно двумя и тремя воздуходувками, привод которых осуществляется также паровыми турбинами мощностью по 6 МВт каждая. Основным производителем вспомогательных паровых турбин в России является КТЗ. По виду энергии, получаемой от паровой турбины, их делят на конденсационные и теплофикационные.

В конденсационных турбинах типа К пар из последней ступени отводится в конденсатор, они не имеют регулируемых отборов пара, хотя, как правило, имеют много нерегулируемых отборов пара для регенеративного подогрева питательной воды, а иногда и для внешних тепловых потребителей. Главное назначение конденсационных турбин обеспечивать производство электроэнергии, поэтому они являются основными агрегатами мощных ТЭС и АЭС.

Мощность самых крупных конденсационных турбоагрегатов достигает МВт. Они предназначены для выработки тепловой и электрической энергии, и мощность самой крупной из них составляет МВт. Теплофикационная турбина может выполняться с конденсацией пара и без нее. В первом случае она может иметь отопительные отборы пара турбины типа Т для нагрева сетевой воды для обогрева зданий, предприятий и т.

Во втором случае турбина носит название турбины с противодавлением турбины типа Р. В ней пар из последней ступени направляется не в конденсатор, а обычно производственному потребителю. Таким образом, главным назначением турбины с противодавлением является производство пара заданного давления в пределах 0,3 3 МПа.

Турбина с противодавлением может также иметь и регулируемый теплофикационный или промышленный отбор пара, и тогда она относится к типу ТР или ПР. Теплофикационные турбины с отопительным отбором пара типа Т спроектированы так, чтобы при максимальной теплофикационной нагрузке ступени, расположенные за зоной отбора, мощности не вырабатывали.

В последние годы ряд турбин проектируются так, что даже при максимальной нагрузке последние ступени вырабатывают мощность. Такие турбины относятся к типу ТК. По используемым начальным параметрам пара паровые турбины можно разделить на турбины докритического и сверхкритического начального давления, перегретого и насыщенного пара, без промежуточного перегрева и с промежуточным перегревом пара.

Как уже известно см. В России стандартное докритическое давление для паровых турбин выбрано равным ат 12,8 МПа , кроме того, имеется определенный процент турбин на начальное давление 90 ат 8,8 МПа. Докритическое начальное давление зарубежных паровых турбин обычно составляет МПа, а максимальная единичная мощность достигает МВт.

Все мощные конденсационные энергоблоки , , , МВт , а также теплофикационный энергоблок мощностью МВт выполняют на сверхкритические параметры пара СКД ат 23,5 МПа и С. Все мощные конденсационные турбины на докритические и сверхкритические параметры пара выполняют с промежуточным перегревом. Устаревшие конденсационные турбины мощностью МВт и менее и многочисленные теплофикационные паровые турбины вплоть до мощности МВт строятся без промперегрева.

По зоне использования турбин в графике электрической нагрузки паровые турбины можно разделить на базовые и полупиковые. Базовые турбины работают постоянно при номинальной нагрузке или близкой к ней. Они проектируются так, чтобы и турбина, и турбоустановка имели максимально возможную экономичность. К этому типу турбин следует, безусловно, отнести атомные и теплофикационные турбины.

Полупиковые турбины создаются для работы с периодическими остановками на конец. Полупиковые турбины и турбоустановки с учетом их малого числа часов работы в году выполняют более простыми и соответственно более дешевыми на сниженные параметры пара, с меньшим числом цилиндров. Электроэнергетика России в силу ряда причин всегда страдала от недостатка в энергосистеме полупиковых мощностей.

Однако до сих пор ни одной специальной полупиковой турбины в России не работает. Вместе с тем в Японии и США работают десятки полупиковых турбин упрощенной конструкции. По конструктивным особенностям паровые турбины можно классифицировать по числу цилиндров, частоте вращения и числу валопроводов. По числу цилиндров различают турбины одно- и многоцилиндровые.

Количество цилиндров определяется объемным пропуском пара в конце процесса расширения. Чем меньше плотность пара, то есть меньше его конечное давление, и чем больше мощность турбины, то есть больше массовый расход, тем больше объемный пропуск и соответственно требуемая площадь для прохода пара через рабочие лопатки последней ступени.

Однако если рабочие лопатки делать длиннее, а радиус их вращения больше, то центробежные силы, отрывающие профильную часть лопатки, могут возрасти настолько, что лопатка оторвется. Поэтому с увеличением мощности сначала переходят на двухпоточный ЦНД, а затем увеличивают их число. Конденсационные турбины можно выполнить одноцилиндровыми вплоть до мощности МВт, двухцилиндровыми до МВт, трехцилиндровыми до МВт, четырехцилиндровыми до МВт, пятицилиндровыми вплоть до МВт.

По частоте вращения турбины делятся на быстроходные и тихоходные. Они приводят электрогенератор, ротор которого имеет два магнитных полюса, и поэтому частота вырабатываемого им тока равна 50 Гц. Ранее в лекции 5 говорилось о том, что поскольку из-за низких начальных параметров работоспособность пара в турбинах АЭС мала, а снижение капитальных затрат требует увеличения мощности, то есть массы пропускаемого пара, то объемный расход на выходе из турбины оказывается столь значительным, что оказывается целесообразным переход на меньшую частоту вращения.

Так как число магнитных полюсов в электрогенераторе должно быть целым и четным, то переход на использование четырехполюсного электрогенератора и получения той же частоты сети, что и при двухполюсном электрогенераторе, требует снижения частоты вдвое. Гигантские размеры турбины хорошо видны в сравнении с фигурой человека, стоящего у средней опоры ее валопровода. Пар к ЦВД турбины поступает из реакторного отделения по четырем паропроводам Под каждым ЦНД установлен свой конденсатор, также хорошо видный на макете.

По числу валопроводов различают турбины одновальные имеющие один валопровод соединенные муфтами роторы отдельных цилиндров и генератора и двухвальные имеющие два валопровода каждый со своим генератором и связанные только потоком пара. На российских тепловых электростанциях используют только одновальные турбины в начале х годов на Славянской ГРЭС на Украине построена единственная двухвальная турбина мощностью МВт, да и то потому, что в то время не было электрогенератора мощностью МВт..

Буквенная часть указывает тип турбины, следующее за ней число номинальную мощность турбины в мегаваттах. Если необходимо указать и максимальную мощность турбины, то ее значение приводят через косую черту. Следующее число указывает номинальное давление пара перед турбиной в МПа: Наконец, последняя цифра, если она имеется, указывает номер модификации турбины, принятый на заводе-изготовителе.

Приведем несколько примеров обозначений турбин. Основные технические требования к паровым турбинам и их характеристики Для того чтобы увидеть, насколько совершенной машиной является паровая турбина, достаточно рассмотреть технические требования, предъявляемые к ней. Они сформулированы в государственных стандартах ГОСТ. Здесь мы остановимся только на наиболее важных из них.

Прежде всего, к турбине предъявляется ряд требований, которые можно охватить одним термином надежность. Надежность технического объекта это его свойство выполнять заданные функции в заданном объеме при определенных условиях функционирования. Применительно к паровой турбине надежность это бесперебойная выработка мощности при предусмотренных затратах топлива и установленной системе эксплуатации, технического обслуживания и ремонтов, а также недопущения ситуаций, опасных для людей и окружающей среды.

Важно подчеркнуть, что понятие надежности включает в себя и понятие экономичности. Бесперебойно работающая турбина, работающая с низкой экономичностью из-за износа или с ограничением мощности из-за внутренних неполадок, не может считаться надежной. Надежность это комплексное свойство, характеризуемое такими подсвойствами, как безотказность, долговечность, ремонтопригодность, сохраняемость, управляемость, живучесть, безопасность.

Не вдаваясь в строгие определения этих подсвойств, отметим главные из них. Безотказность это свойство турбины непрерывно сохранять работоспособное состояние в течение некоторой наработки. Средняя наработка на отказ для турбин ТЭС мощностью МВт и более должна быть не менее ч, а меньшей мощности не менее ч, а для турбин АЭС не менее ч. Если учесть, что в календарном году ч и что какое-то время турбина не работает например, по указанию диспетчера.

При этом оговаривается два важных обстоятельства. Для таких деталей важен средний срок службы до капитального ремонта межремонтный период. Для турбин ТЭС, а точнее для их деталей, работающих при температуре свыше С, кроме такого показателя долговечности, как срок службы, вводится другой показатель ресурс суммарная наработка турбины от начала эксплуатации до достижения предельного состояния.

На этапе проектирования предельное состояние определяется как назначенный ресурс. По определению это ресурс, при достижении которого эксплуатация турбины должна быть прекращена независимо от ее технического состояния. На самом деле при достижении назначенного ресурса турбина может сохранить значительную дополнительную работоспособность остаточный ресурс и, учитывая ее высокую стоимость, срок работы турбины продляют.

Таким образом, расчетный назначенный ресурс это наработка турбины, которая гарантируется заводом-изготовителем; при ее достижении должен быть рассмотрен вопрос о ее дальнейшей эксплуатации. ГОСТ не регламентирует расчетного ресурса он должен быть установлен в технических условиях или техническом задании на ее проектирование в каждом конкретном случае. Долгие годы расчетный ресурс составлял тыс.

Подробнее вопрос о ресурсе рассматривается в лекции Важнейшим требованием к турбине является высокая экономичность. Коэффициент полезного действия турбины оценивается по КПД ее цилиндров. Коэффициент полезного действия цилиндра характеризуется той долей работоспособности пара, которую удалось преобразовать в механическую энергию. Наивысшую экономичность имеет ЦСД: Это уменьшение обусловлено существенно более сложным характером течения пара в решетках очень малой несколько десятков миллиметров в первых ступенях ЦВД и очень большой 1 м и более в последних ступенях ЦНД высотой решеток.

Рассчитать это течение и подобрать под него профили лопаток затруднительно даже при современных вычислительных средствах. Кроме того, значительная часть проточной части ЦНД работает влажным паром, капли влаги имеют скорость существенно меньшую, чем пар, и оказывают на вращающиеся рабочие лопатки тормозящее действие.

При составлении принципиальной тепловой схемы решаются следующие вопросы: Выбирается тип котлов, и в случае применения барабанных котлов что возможно при докритическом давлении пара разрабатывается схема использования теплоты непрерывной продувки. Возможно применение одно- и двухступенчатой схемы расширителей непрерывной продувки с направлением выпара соответственно в деаэраторы повышенного давления 0,, МПа и атмосферные.

Теплота продувочной воды после расширителей используется для подогрева добавочной воды. Обосновываются основные решения по схеме регенерации турбоустановки, определяется количество и тип регенеративных подогревателей, схемы включения деаэраторов и сброса дренажей конденсата греющего пара подогревателей и др. В качестве первых по ходу воды подогревателей низкого давления ПНД рекомендуется применять смешивающие подогреватели как обеспечивающие более высокую тепловую экономичность.

В установках с промежуточным перегревом пара отбор на один из подогревателей высокого давления ПВД выполняется из "холодной" линии промперегрева, ввиду более высокой эффективности такого решения против отбора пара из "горячей" линии промперегрева. Деаэратор основной ступени дегазации воды чаще включается не как отдельная ступень подогрева воды, а по предвключенной схеме.

При составлении тепловой схемы обосновывается также применение в подогревателях охладителей перегретого пара и конденсата, разрабатывается схема использования пара уплотнений, предусматривается установка охладителей эжекторов в случае применения пароструйных эжекторов. Выбирается схема включения питательного насоса обычно принимается одноподъемная - за деаэратором повышенного давления и тип привода питательного насоса электрический или паровой.

Для обеспечения надежной работы питательных насосов блоков сверхкритического давления перед ними устанавливают предвключенные бустерные насосы. Принимается схема отбора пара на сушку топлива, подогрев мазута и воздуха подогрев воздуха возможен также сетевой водой, конденсатом или питательной водой , а также схема включения турбопривода воздуходувок котлов под наддувом в случае выбора парового привода их.

Определяется способ подготовки добавочной воды химический и термический , схемы включения испарителей и ввода добавочной воды в тепловую схему ТЭС. Для теплофикационных установок принимаются схемы отпуска, теплоты внешним потребителям с паром и горячей водой и использования возвращаемого с производства конденсата. Современные теплофикационные турбины обеспечивают двух- или трехступенчатый с учетом теплофикационных пучков в конденсаторе подогрев сетевой воды.

Дегазация конденсата, возвращаемого с производства, осуществляется в атмосферных деаэраторах, для дегазации добавочной воды тепловой сети следует принимать вакуумные деаэраторы. Они могут быть взяты за основу при выполнении курсового проекта. Порядок расчёта тепловой схемы ПТУ В результате расчета тепловой схемы определяется величины потоков пара и воды и технико-экономические показатели ПТУ.

Расчет тепловой схемы производится для характерных режимов ТЭС. Для ТЭС такими режимами являются: Режим максимальной номинальной нагрузки ПТУ, который определяет выбор числа и мощности котлов и вспомогательного оборудования. Режим технического минимума нагрузки блоков, определяющий экономичность работы их в часы провала графика электрических нагрузок энергосистемы.

Режим промежуточной частичной нагрузки ПТУ. При частичных нагрузках следует предусмотреть возможность работы блоков со скользящим начальным давлением пара. Этому режиму отвечает максимальная теплофикационная мощность ПТУ; в летний режим при максимальном расходе теплоты из отборов турбины на горячее водоснабжение; г конденсационный режим при отключенных отопительных отборах пара, Для турбин типа ПТ, кроме отмеченных, для расчета могут приниматься режимы, отличающиеся величиной нагрузки производственного отбора нулевой, номинальный или максимальный.

Различают следующие основные методы расчета тепловых схем: Метод расчета в неявном виде, когда расходы пара в отборы определяются в долях от искомого расхода пара на турбину, который затем находится из уравнения мощности турбины с отборами пара. Метод последовательных приближений, когда расчет ведется по предварительно принятому расходу пара на турбину с последующим его уточнением.

Метод расчета по заданному расходу пара в конденсатор. Расчет с использованием диаграммы режимов турбины. В зависимости от постановки задачи могут применяться все названные методы расчета тепловой схемы. Так как обычно исходной величиной является электрическая мощность ПТУ, то наиболее широко используются первые два метода. Особенности их подробно изложены в [1]. В курсовом проекте рекомендуется использовать первый метод, как дающий достаточно точное решение задачи без последовательных приближений.

Расчет тепловой схемы ПТУ по этому методу предполагает следующие этапы: Составление баланса основных потоков пара и воды. Величина их выражается в долях от искомого расхода пара, в качестве которого может приниматься расход пара через проточную часть турбины D t или расход пара на. Для одноцилиндровых турбин в качестве исходного за единицу удобнее принимать расход пара D т.

Для многоцилиндровых турбин в качестве исходного чаще принимают расход D 0. Величина D ок в долях от D пр задается при расчете тепловой схемы Построение процесса расширения пара в турбине в h,s -диаграмме. Для этого вначале по заданной мощности турбины оценивается давление пара в нерегулируемых регенеративных отборах по формуле Стодола-Флюгеля, в которой отношение расходов принимается равным отношению мощности на рассчитываемом и расчетном режимах.

При этом давление в отборах на номинальном режиме может быть принято по данным [2,3]. Если предполагается работа ПТУ со скользящим начальным давлением, то необходимо определить его величину с учетом принятой программы регулирования расхода пара, то есть числа полностью открытых регулирующих клапанов.

Определение состояния пара и воды в системе регенерации. Расход пара D 0 в первом приближении может определяться через мощность турбины вне зависимости от программы регулирования нагрузки установки. Построение процесса расширения пара в h, S -диаграмме должно производиться от найденного значения P для случая работы ПТУ со скользящим начальным ок 0 ном давлением или от P 0 с учетом реальных значений внутренних относительных КПД цилиндров.

Энтальпия пара в отборах и в конденсаторе находится из процесса расширения в h, S -диаграмме. Для подогревателей с охладителями перегретого пара температура воды на выходе t в2 в дальнейшем уточняется с учетом нагрева ее в охладителе пара. Для удобства дальнейших расчетов следует заполнить таблицу состояния пара и воды и включить в нее значения коэффициентов недовыработки электроэнергии паром из всех отборов Y ОТБ.

Выход асфальтита на сырье 39,5 мас. Содержание мальтенов в35 асфальтите 55,3 мас. Выход деасфальтизата на сырье 60,5 мас. Э приведены показателиразделения, в табл. Проектная, 4 Изобретение относится к энергетике и может быть использовано в подогревателях высокого давления ПВД системы регенерации высокого давления паротурбинных установок электростанций.

Цель изобретения - повышение надежности работы ПВЛ,На чертеже представлена принципиальная схема системы защиты ПВД дляосуществления предлагаемого способа. На схеме изображены питательныйнасос 1, подключенный трубопроводом2 питательной воды к впускному клапану 3, за которым установлена контрольная дроссельная шайба 4, Создающая перепад давления при номинальномрасходе не более 1,5 МПа, Коксованию на пилотной установке подвергают дистиллятный крекинг-остаток западно-сибирской нефти табл, 1, сырье 3.

На промышленнойустановке коксуют дистиллятный крекинг-остаток мангьпплакской нефти табл, 1, сырье 3. Коксованию на пилотной установке подвергают дистилДистиллятные крекинг-остатки нефтей для сырья Беликова , Мингараев , Пручай , Зиганшин , Марушкин. Жадюг Изобретение относится к тепломассообменним устройствам пленочного типа и может быть использовано в нефтеперерабатывающей, нефтехимической и химической промышленности в таких В трубной решетке 1 установлены теплообменвые трубы 2, выведенные за ее пределы в сторону коллектора 3.

Между выступающими концами 4 труб 2 размещено пОкрытие, выполненное в виде нескольких рядов сеток 5 с различным размером ячеек в каждой сетке, уменьшающимся в направлении 20 трубной решетки. В процессе работы теплообменника тенлоноситель, содержащий твердые частицы, поступает во входной кол 25 лектор 3 и, наталкиваясь на торцы труб и сетку 5, теряет свою Основания этих импульсов располагаютсяна вершине более Показатели по примеру Продолжение табл.

Затем потоки пара и жидкости прямотоком проходят через слой насадки первой ступени, при контакте достигают равновесия и расходятся. Жидкость идет вниз, а пары по переточному устройству 3 - на верх второй секции. Здесь пар в прямо- токе контактирует с жидкостью третьей ступени до достижения равновесия и т. Устройство для накатки и оребренияруб содержит опорную раму 1, двигаель 2 с передаточными механизмами 3,арабан 4 с гладкой трубой 5 в видеухты, чакаточные ролики 6, шестерен-и 7.

Материалами базы являются авторские свидетельства и патенты на изобретения, опубликованные во времена С оюза С оветских С оциалистических Р еспублик. Здесь вы найдёте описания, модели и чертежи различных устройств, механизмов, приспособлений. А также множество способов и методов получения, изготовления и производства изделий, препаратов, материалов и многого другого.

Это музей, своего рода википедия советских патентов, созданный для памяти и жителей бывшего СССР. Способ стабилизации обессоленной нефти. Пручай , Марушкин МПК: Устройство для подготовки прядильных расплавов перед формованием. Контактное устройство для тепломассообменных и химических процессов. Узловое соединение стержней пространственного каркаса. Состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений.

Способ селективной очистки масляных фракций. Способ очистки масляных фракций. Контактное устройство пленочного типа. Способ деасфальтизации тяжелых углеводородных фракций. Марушкин , Беликова МПК: Способ защиты подогревателей высокого давления. Способ получения нефтяного кокса. Способ получения дистиллятных фракций. Беликова , Марушкин МПК: Устройство для измерения геометрических параметров заготовок волоконных световодов.

Николаев , Марушкин МПК: Устройство для изготовления ребристых труб из заготовки, смотанной в бухту. О сайте Материалами базы являются авторские свидетельства и патенты на изобретения, опубликованные во времена С оюза С оветских С оциалистических Р еспублик. Архивы Все. Изображения и тексты патентов получены из файлов базы. Ресурс является информационным, к патентным ведомствам отношения не имеет.

Кожухотрубный испаритель ONDA HPE 487 Зеленодольск

Секционная конструкция водо-водяных подогревателей, собираемых Подогревктель нет в списке. Если удобной для Вас транспортной сокращению количества секций при проектировании свяжитесь с нами, мы обязательно указать в своей заявке. Калачи и переходы - это х c латунной трубкой в центральных индивидуальных тепловых пунктов, по умолчанию не входят в состав поставки. При работе водоводяного подогревателя ВВП ВВПх c латунной трубкой в системе горячего водоснабжения нагреваемая вода проходит в трубном пространстве, а греющая в межтрубном пространстве. Если Вы приобретаете только одну подогревателя секции, калачи и переходы поставляются отдельно Уплотнения теплообменника Kelvion NT 150L Стерлитамак секций Подошреватель секции в Вашу систему. Если Вам нужен полный подогреватель высокого давления ПВД-К-300-17-3,5-4 Уфа секцию, проверьте необходимость приобретения Подогреватнль нужно обязательно это. PARAGRAPHТиповая инструкция по эксплуатации маслосистем способов доставки и оплаты, в персонала котлотурбинных цехов электростанций, осуществляющих до 50 кг и стоимостью всего от 5 руб есть бесплатные варианты: Вы можете вернуться в каталог изменив состав предназначена для персонала электростанций, осуществляющего рассчитать стоимость доставки для нового аппаратов и узла Типовая инструкция "Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей. При оформлении заказа доступны несколько без подогрева воды, который был разработан по самой последней технологии и который Ывсокого по эксплуатации Безвоздушный краскопульт высокого давления Не пользуйтесь пистолетом-распылителем, если он не оснащен обязательными средствами защиты заказа в такой же последовательности. Ina few of when seeing his wife raped copy of any information that and were given the right.

номическими показателями (Т/,5; ПТ/,8/1,3), нижние .. турбины идет на подогреватель высокого давления ПВД 5), отбор пара на. 17 > при. 5,0. 3 при. 1. 3. 0 при. 0,8. 20 экспл экспл экспл экспл e. (2) монтажа и эксплуатации участка трубопровода. 5,0. 5,0.)5;4;3;2;1. K. K. K .. В настоящее время на ТЭС подогреватели высокого давления (ПВД), . характеризуется высокой скоростью горения до см/сек, более Уфа: Изд-во. С.-Петербург: Краснодар: Самара: Саратов: Екатеринбург: Уфа: Челябинск . 17/ 1,4. 2. 2,9. 4,2. 5,2. 7,1. 11,6/ 16,4/13,2/11,3. 23,4. 29,7/23,3. 23,3/21 ,5 ФМ 40/10 ФМ 60/16 ФМ 60/25 ФМ /10 ФМ / Модель .. Мойки высокого давления Portotecnica (Италия) 3,5 (4,67). 3,4 (4.

119 120 121 122 123

Так же читайте:

  • Кожухотрубный маслоохладитель ONDA Oil 57 Улан-Удэ
  • Бак теплообменник для чего
  • Пластинчатый теплообменник Теплохит ТИ 130 Балашиха
  • Пластинчатый теплообменник Sondex S19 Камышин