Модернизация паровых теплофикационных турбин типа Т-100/110-130
Изменение технического уровня турбины в процессе эксплуатации. Способы продления срока ее службы. Описание технологических мероприятий по полному объему реновации и модернизации теплофикационной турбины производства Уральского турбинного завода.
Рубрика | Физика и энергетика |
Вид | статья |
Язык | русский |
Дата добавления | 30.01.2017 |
Размер файла | 513,3 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Модернизация паровых теплофикационных турбин типа Т-100/110-130
Валамин А.Е., Сахнин Ю.А. инженеры,
Новоселов В.Б. канд. техн. наук,
Ивановский А.А., инженер
ЗАО "Уральский турбинный завод"
Проблема замены старых и устаревших паровых турбин существует столько же, сколько существует паротурбостроение.
В СССР эта проблема, как государственная программа, решалась на основе постановления Совета Министров СССР от июля 1980 г. "Об организации изготовления узлов и деталей тепломеханического оборудования электростанций для замены отработавших свой ресурс и обеспечения их производства в период с 1981 по 1990 гг.".
Ожидалось, что к 1990 г. суммарная мощность оборудования, отработавшего ресурс, достигнет кВт.
Проблема должна была быть решена параллельным решением следующих задач:
- демонтаж устаревших и физически изношенных турбин, в т.ч. в 1981ч1985 гг. - 3.926.000 кВт, в 1986ч90 гг. - 4.879.000 кВт (всего 68 турбин). Такая задача была выполнена;
- определение предельного ресурса. В 1980 г. предельным ресурсом для оборудования, работавшего при 90 атм были установлены 220000 час, при 130 атм - 170000 час, в т.ч. сопловые аппараты и диафрагмы ВД- 150000 час. Как известно, сегодня эти величины установлены, соответственно, 270000 час и 220000 час;
- переоснащение турбины новыми стопорными клапанами, сопловыми аппаратами и диафрагмами ВД. ПО "Турбомоторный завод" в рамках решения данной задачи переоснастил 11 турбин мощностью 50ч55 МВт, 16 турбин мощностью 25 МВт, около 30 турбин мощностью 100 МВт;
- замена корпусов высокого давления комплексно с роторами, сопловыми аппаратами, диафрагмами, регулирующими и стопорными клапанами, уплотнениями. ПО "Турбомоторный завод" к 1990 г. выполнил эту задачу на 40 %, заменив ЧВД на 9 турбинах ВПТ-25-3, 6 турбинах ПТ-50-130/7, Т-50/55-130, 6 турбинах Т-100/120-130. После 1990 г. были комплектно заменены 2 турбины Т-50/55-130 и еще 6 турбин Т-100/120-130.
Государственная программа остановилась в 1990ч1991 гг. Только сама проблема к настоящему времени стала еще острее - из 2000 турбин, находящихся в эксплуатации, примерно 50 % превзошли увеличенный ресурс. Применительно к номенклатуре турбин УТМЗ (ныне ЗАО "Уральский турбинный завод") выработали парковый ресурс все турбины типов ВПТ-25-3, ВПТ-25-4, ПР-25-90/10/0,9, все турбины типов Т-50/55-130 и ПТ-50/60-130/7, почти половина турбин Т-100/120-130 (-1, -2 и -3), все турбины Р-38(40)-130-3, половина турбин Р-100-130/5 и 3 турбины Т-250/300-240.
Ясно, что даже при полной загрузке ЗАО УТЗ, ориентированной на замену турбин, отработавших ресурс, на их замену понадобится около 30 лет, а для замены второй половины турбин, постаревших за эти 30 лет, понадобится еще столько же.
Похожая ситуация складывается и с турбинами производства ЛМЗ, ПО "Турбоатом" и КТЗ. Точечные вводы новых паровых турбин в составе ПГУ разных мощностей не спасут положения.
Напрашивается естественный вывод - наиболее коротким и сравнительно недорогим путем восстановления работоспособности парка турбин является их реновация с одновременной модернизацией, включающей в себя повышение мощности и экономичности каждого турбоагрегата. Этот путь естественно дополняется полной заменой устаревших турбин турбинами нового поколения, установкой ПГУ, созданием двухвальных установок путем использования приключенных турбин [1].
Безусловно, могут быть использованы более простые способы продления эксплуатации старых турбин, а именно:
- продление эксплуатации по фактическому состоянию металла стопорного клапана и ЦВД. Как правило, такое продление дается на срок 20000ч30000 час;
- снижение начальных параметров пара, прежде всего снижение температуры, чтобы вывести металл за порог интенсивного проявления ползучести и поднять предел длительной прочности. Такое мероприятие неизбежно влечет за собой снижение мощности и экономичности, и может быть использовано, как своего рода "консервирование" турбины в ожидании последующей реновации и модернизации.
Поясним излагаемую позицию графическим изображением "биографии" турбины (как обобщенного образа), представленную на рис. 1.
Рис. 1. Изменение технического уровня турбины в процессе эксплуатации: 1 - технический уровень турбины в момент начала эксплуатации (соответствует ТУ завода-изготовителя); 2 - снижающийся технический уровень в процессе эксплуатации турбины (снижение показателей жаропрочности, проявление ползучести, износ, накопление поврежденности и т.п.); 3 - технический уровень турбин, выпускаемых после ввода в эксплуатацию рассматриваемой; 4 - снижение технического уровня в межремонтный период; 5 - восстановление технического уровня при капремонте; ОР - реновация турбины (например, в объеме постановления Совмина СССР от 1980г.); ОРМ - реновация и модернизация турбины, как предлагаемый путь; 2Р и 2М - изменение технического уровня после ОР или ОРМ, аналогичное 2
Конкретизируем предлагаемые реновацию и одновременную модернизацию турбины на примере турбины Т-100/120-130 (Т-110/120-130) производства Уральского турбинного завода, как наиболее популярной турбины на ТЭЦ России.
Полный объем реновации и модернизации включает в себя следующие мероприятия:
1. Комплексная замена ЦВД, в т.ч. проточной части и клапанов. Корпус цилиндра изготавливается заново, обеспечивая возможность установки либо 2-х венечной регулирующей ступени, либо 1-венечной регулирующей ступени. Конструкция нового цилиндра обеспечивает существенно сниженный уровень температурных напряжений, особенно в камере регулирующей ступени.
Возможно также использование корпуса ЦВД заменяемой турбины путем проведения восстановительной термообработки, что гарантирует ресурс его повторной эксплуатации не менее 200000 час, а вносимые конструктивные доработки обеспечивают снижение уровня температурных напряжений.
Новая проточная часть обеспечивает увеличение расхода свежего пара либо до 495/510 т/час (мощность 116ч125 МВт), либо до 505/530 т/час (мощность 118ч130 МВт). Тепловая нагрузка составит, соответственно, 184ч193 Гкал/час; 188ч197 Гкал/час.
Осуществляется обогрев фланцев и шпилек паром, отбираемым за клапаном №1, через углубленную обнизку во фланце горизонтального разъема. Устанавливается новая система токосъема с контролем тока заземления.
Повышение внутреннего КПД проточной части составляет 3,5ч6 % за счет замены радиальных надбандажных уплотнений осерадиальными (+2,5 %), либо сотовыми (+3,5 %), а также за счет установки сотовых уплотняющих поверхностей в концевых и диафрагменных уплотнениях (+1 %). Установка одновенечной регулирующей ступени даст повышение экономичности еще на 2,5ч3,0 %.
2. Комплексная замена проточной части СД. Устанавливается новый ротор СД с усиленным диском и рабочими лопатками 15, 20 и 22 ступеней. Устанавливаются сварные диафрагмы всех ступеней СД. Все насадные диски фиксируются торцевыми шпонками. Все насадные диски выполнены из стали повышенной пластичности. В необходимых случаях проводится фретирование поверхности насадных дисков и упрочнение рабочих лопаток методом ионной имплантации.
Рекомендуется установка новых обойм СД для уменьшения объемов монтажных работ и сокращения сроков модернизации. Концевые уплотнения, а также диафрагменные уплотнения до 17 ступени включительно имеют сотовые уплотнительные поверхности. Надбандажные уплотнения до 17 ступени включительно - либо осерадиальные, либо сотовые. Повышение внутреннего КПД проточной части СД - не менее 2 %.
3. Комплексная модернизация стопорного клапана и регулирующих клапанов ЧВД. В новом корпусе (либо в старом корпусе после восстановительной термообработки) устанавливается клапан новой конструкции, которая исключает возможность зависания разгрузочного клапана и, следовательно, исключает случаи недозакрытия стопорного клапана при плановых остановах и аварийных отключениях.
Устанавливаются новые регулирующие клапаны с перфорированными "яблоками". Седла клапанов имеют конфузорную входную часть. Упрочнена подвеска штока.
Кулачковое распределительное устройство устанавливается на новой ужесточенной раме, упрочнены сектор и шестерня, установлены опорные подшипники кулачкового вала с более высокой статической грузоподъемностью.
В соединениях сектора с кулачковой рамой установлены роликовые подшипники. Для продления срока службы зубчатой пары сектор выполнен с двумя "ушами" для крепления к сервомотору ЧВД.
4. Комплексная замена пароподводящих труб высокого и среднего давления.
5. Комплексная замена полугибких муфт РСД-РНД и РНД-РГ жесткими.
6. Комплексная модернизация системы дренирования ЦСД и ЦНД, в т.ч. удаление процессной влаги из ядра парового потока в перепускных трубах ЦСД - ЦНД внутриканальным отсосом ее в полые поворотные лопатки, а также установка во влагоулавливающих камерах последних ступеней отсечных направляющих лопаток, препятствующих появлению в проточной части вторичной влаги.
7. Оснащение турбины современными средствами контроля линейных и угловых перемещений и вибрационного состояния элементов турбины с формированием предупредительной и аварийной сигнализации.
8. Замена гидравлической системы регулирования новой САР, построенной на современной элементной базе и алгоритмах управления.
При модернизации турбина оснащается микропроцессорной электрогидравлической системой регулирования и защиты (ЭГСРиЗ) [2]. При этом демонтируется вся импульсная часть штатной гидродинамической системы регулирования и защиты: насос-импеллер, блок регуляторов (регулирования), механический автомат безопасности (АБ) и его золотники (ЗАБ). Сохраняются только исполнительные механизмы - автозатвор стопорного клапана (АСК), сервомоторы ЧВД и ЧНД, которые подвергаются минимальной реконструкции: в сервомоторах демонтируются гидравлические обратные связи (конусы), вместо которых устанавливаются электрические датчики положения сервомоторов. Взамен насосной группы устанавливается силовой насос.
На рис. 2 представлена схема объединённой электрогидравлической системы регулирования и защиты турбины типа Т-100/110-130.
Рис. 2. Схема объединённая электрогидравлической системы регулирования и защиты (ЭЧСРиЗ) турбины типа Т-100/110-130: АСК - автозатвор стопорного клапана, СРКВД - сервомотор регулирующих клапанов высокого давления, СРДНД - сервомотор регулирующей диафрагмы низкого давления; ЦВД, ЦСД, ЦНД - цилиндры высокого, среднего и низкого давления соответственно; ПСГ 1, ПСГ 2 - подогреватели сетевой воды первый и второй соответственно, К - конденсатор, ГР - генератор, ИС - инженерная станция, ОС - операторская станция, ПТК АСУ ТП - программно-технический комплекс автоматизированной системы управления технологическими процессами, АПУ - аварийный пульт упрвления, ГЩУ - главный щит управления, ШБП - шкаф бесперебойного питания, ЭМП - электромеханический преобразователь
Модернизированная ЭГСРиЗ состоит из трёх основных частей: гидравлической части (ГЧСРиЗ), электрической части (ЭЧСРиЗ) и электрогидравлических преобразователей (ЭГП), реализующих функции преобразования электрических сигналов управления ЭЧСРиЗ в гидравлические входные сигналы ГЧСРиЗ.
ГЧСРиЗ включает в себя новый силовой насос, расположенный на валу турбины в блоке переднего подшипника, автозатвор стопорного клапана, сервомоторы регулирующих клапанов ЧВД и сервомотора ЧНД регулирующей поворотной диафрагмы отопительных отборов турбины.
ЭЧСРиЗ выполнена на базе промышленных контроллеров и исполнительных механизмов фирмы "Omron", включает в себя шкаф бесперебойного питания (ШБП), шкаф управления (ШУ), рабочую станции оператора (РСО), инженерную станцию (ИС), набор датчиков, обеспечивающих реализацию алгоритмов регулирования и защиты.
ЭГП системы регулирования и защиты размещены в блоке управления и защиты (БУЗ), представляющем из себя отдельно стоящий узел, размещённый на площадке обслуживания турбины в районе переднего подшипника и соединенный импульсными гидравлическими линиями с исполнительными механизмами ГЧСРиЗ и управляющими электрическими линиями с ШУ.
К ШБП подводится электропитание от источников переменного тока ~220 В, 50 Гц, постоянного тока =220 В (для ШУ). ШБП и ШУ располагаются на площадке обслуживания турбины, при этом сенсорный терминал ШУ используется как местный щит управления турбиной при пусковых и наладочных операциях.
Операторская и инженерная станции располагаются на групповом щите управления. теплофикационная турбина реновация модернизация
В блоке управления и защиты (см. рис. 3) [2] установлены:
- трёхканальный блок золотников защиты (БЗЗ) [3], управляющий подачей масла в "линию защиты" в соответствие с логикой "2 из 3". БЗЗ имеет в своём составе три независимых золотника защиты, объединённых в одной конструкции таким образом, что во взведённом состоянии БЗЗ соединяет линию защиты с линией подачи масла от силового насоса, а при посадке любой пары золотников "линия защиты" соединяется со сливом и давление ней исчезает;
- блок соленоидных клапанов (БСК), преобразующий электрические сигналы защиты, действующие на останов турбины в гидравлические сигналы (давление масла в импульсных линиях золотников БЗЗ). Каждый соленоидный клапан управляет "своим" золотником защиты. Соленоидные клапаны являются электрогидравлическими преобразователями системы защиты турбины;
- два блока золотника управления (БЗУ), каждый из которых представляет собой дроссельный поворотный золотник, управляемый электродвигателем от регуляторов ЭЧСРиЗ. БЗУ являются электрогидравлическими преобразователями системы регулирования;
- блок промежуточного золотника защиты, обеспечивающий управление сервомоторами системы регулирования от системы защиты (дополнительный гидравлический канал защиты).
Рис. 3. Блок управления и защиты: БЗЗ - блок золотников защиты, БСК - блок соленоидных клапанов, БПЗЗ - блок промежуточного золотника защиты, БЗУ - блок золотника управления
В системе регулирования реализованы:
- регулятор частоты вращения со степенью неравномерности 4-5 % и степенью нечувствительности, не превышающей 0,02-0,06 %;
- регулятор давления пара перед турбиной (для работы в блоке с котлом);
- регулятор активной электрической мощности с частотным корректором с точностью поддержания 0, 5 МВт;
- регулятор минимального давления пара перед турбиной;
- регулятор отопительного отбора пара, поддерживающий давление пара в камере верхнего или нижнего отопительного отбора с точностью 0,01 МПа или температуру сетевой воды на выходе из сетевой установки (или её нагрев) с точностью 0,5єС;
- регулятор температуры подпиточной воды с точностью 0,5єС;
- защитные (предельные) регуляторы, обеспечивающие безопасную эксплуатацию турбины во всём диапазоне режимов работы и недопущение ошибок эксплуатационного персонала (максимального давления за регулирующей ступенью турбины, максимального давления в отопительном отборе, максимального давления пара в конденсаторе и др.).
В ЭЧСРиЗ реализована трёхканальная система защиты от разгона - электрический автомат безопасности (ЭАБ), реализующий совместно с БЗЗ логику "2 из 3", что позволяет защититься от ложного срабатывания одного из каналов защиты и обеспечивает возможность раздельного испытания каждого канала "насквозь", включая посадку соответствующего золотника, на работающей турбине без её останова. Алгоритм ЭАБ построен на анализе комбинации частоты вращения и ускорения, что позволяет существенно (на 4-5 %) снижать уставку ЭАБ при обнаружении неисправности системы регулирования.
В ЭЧСРиЗ реализована также трёхканальная электрическая система защиты от повышения давления в камере регулируемого отопительного отбора (ЭСЗО), выполненная аналогично ЭАБ и позволяющая производить поканальное опробование защиты на работающей турбине. Реализация ЭСЗО в ЭЧСРиЗ позволяет демонтировать предохранительные клапаны больших диаметров, снижает присосы воздуха и упрощает эксплуатацию.
На блок соленоидных клапанов подаются также сигналы на останов от технологических и электрических защит турбогенератора и при дистанционном останове турбины оператором.
Во всех режимах работы ЭЧСРиЗ обеспечивает:
- контроль датчиков, линий связи с объектом и цепей питания;
- безударное включение и выключение регуляторов;
- проведение необходимых испытаний (разгон, повышение давления в регулируемых отборах и др.) и определение характеристик;
- оповещение, регистрация и архивирование сообщений об изменении режимов и отклонениях в работе турбины (в том числе аварийных);
- связь с АСУ ТП блока ПГУ.
В качестве дополнительных опций предлагаются следующие мероприятия:
1. Модернизация опорно-упорного подшипника или установка нового опорно-упорного подшипника. Устанавливаются слоеные упорные колодки, имеющие высокую несущую способность за счет снижения тепловых и силовых деформаций колодок, обеспеченную принудительным охлаждением маслом наиболее нагретой части колодок и применением стального несущего основания. Организуется тангенциальный отвод масла от вкладыша.
2. Повышение масляной плотности корпусов подшипников. Все закатные масляные кольца заменяются на фланцевые. Уплотняющий элемент (маслоуловитель) выполняется из фторопласта с наклонными уплотняющими усиками.
3. Установка плотных регулирующих диафрагм НД, что снижает протечки пара в выхлопные патрубки турбины при работе с полной тепловой нагрузкой до 5ч7 т/час
4. Переход турбины на противодавление с применением ротора-проставки НД.
5. Организация дополнительного отбора пара объемом 70 т/час давлением 1,3 МПа из перепускных труб ЦВД-ЦСД с установкой блока защитно-регулирующих клапанов.
6. Модернизация системы тепловых перемещений турбины путем установки между корпусами подшипников и фундаментными рамами поверхностей скольжения из закаленных толстых пластин. Возможна компенсация последствий осадки фундамента.
7. Установка всережимных паровых экранов непосредственно за выходными кромками рабочих лопаток последних ступеней для охлаждения их в беспаровых режимах и защиты от эрозии.
8. Частичные реконструкции тепловой схемы.
Включение тех или иных опций (полное или частичное) в общий объем модернизации производится путем прямых технических переговоров между заказчиком и Уральским турбинным заводом. Обязательной является процедура обсуждения и утверждения технических условий на модернизацию.
Кроме того, заводом разработаны программы модернизации турбин Т-50/60-130, ПТ-50/60-130/7, Р-38-130/32. При необходимости могут быть продолжены программы модернизации турбин ПТ-135/115-130, Т-185/210-130 и Т-250/300-240.
Список литературы
1. Баринберг Г.Д., Валамин А.Е., Сахнин Ю.А. Приключенные паровые турбины ЗАО УТЗ / Теплоэнергетика. 2008. №8. С 34-40.
2. Паровые турбины и турбоустановки Уральского турбинного завода / Г.Д. Баринберг, Ю.М. Бродов, А.А. Гольдберг и др. Реж (Свердловская обл.): Чароид, 2007.
3. Пат. 2272153 Россия. Система защиты турбоагрегата /В.Б. Новоселов, К.В. Вдовиков. // Изобретения. 2006, №8.
4. ЗАО "Уральский турбинный завод", www.utz.ru.
Размещено на Allbest.ru
...Подобные документы
История развития паровых турбин и современные достижения в данной области. Типовая конструкция современной паровой турбины, принцип действия, основные компоненты, возможности увеличения мощности. Особенности действия, устройства крупных паровых турбин.
реферат [196,1 K], добавлен 30.04.2010Конструкция корпуса атомной турбины. Методы крепления корпуса к фундаментной плите. Материалы для отливки корпусов паровых турбин. Паровая конденсационная турбина типа К-800-130/3000 и ее назначение. Основные технические характеристики турбоустановки.
реферат [702,3 K], добавлен 24.05.2016История изобретения турбин; реактивный и активный принципы создания усилия на роторе. Рассмотрение действия машины Бранке, построенной в 1629 г. Конструкция паровой турбины Лаваля. Создание Парсонсом реактивной турбины, которая вырабатывает электричество.
презентация [304,7 K], добавлен 08.04.2014Применение турбин как привода электрического генератора на тепловых, атомных и гидро электростанциях, на морском, наземном и воздушном транспорте. Конструкция современных паровых турбин активного типа. Разница между активной и реактивной турбиной.
презентация [131,1 K], добавлен 16.02.2015Понятие и порядок определения коэффициента полезного действия турбины, оценка влияния параметров пара на данный показатель. Цикл Ренкина с промперегревом. Развертки профилей турбинных решеток. Физические основы потерь в турбине. Треугольники скоростей.
презентация [8,8 M], добавлен 08.02.2014Задачи ориентировочного расчета паровой турбины. Определение числа ступеней, их диаметров и распределения тепловых перепадов по ступеням. Вычисление газодинамических характеристик турбины, выбор профиля сопловой лопатки, определение расхода пара.
курсовая работа [840,0 K], добавлен 11.11.2013Состав паротурбинной установки. Электрическая мощность паровых турбин. Конденсационные, теплофикационные и турбины специального назначения. Действие теплового двигателя. Использование внутренней энергии. Преимущества и недостатки различных видов турбин.
презентация [247,7 K], добавлен 23.03.2016Краткое описание конденсационной турбины К-50-90 (ВК-50-3) и ее принципиальной тепловой схемы. Тепловой расчет одновенечной регулирующей ступени турбины К-50-90(ВК-50-3). Построение h-S диаграммы всей турбины. Выбор профилей сопловых и рабочих лопаток.
курсовая работа [418,3 K], добавлен 11.09.2011Предварительный расчет параметров компрессора и турбины газогенератора. Показатель политропы сжатия в компрессоре. Детальный расчет турбины одновального газогенератора. Эскиз проточной части турбины. Поступенчатый расчет турбины по среднему диаметру.
курсовая работа [1,2 M], добавлен 30.05.2012Паровая турбина как один из элементов паротурбинной установки. Паротурбинные (конденсационные) электростанции для выработки электрической энергии, их оснащение турбинами конденсационного типа. Основные виды современных паровых конденсационных турбин.
реферат [1,3 M], добавлен 27.05.2010Особенности паротурбинной установки. Разгрузка ротора турбины от осевых усилий с помощью диска Думмиса, камера которого соединена уравнительными трубопроводами со вторым отбором турбины. Процесс расширения пара. Треугольники скоростей реактивной турбины.
дипломная работа [1,7 M], добавлен 13.08.2016Анализ методов проведения поверочного расчёта тепловой схемы электростанции на базе теплофикационной турбины. Описание конструкции и работы конденсатора КГ-6200-2. Описание принципиальной тепловой схемы теплоцентрали на базе турбоустановки типа Т-100-130.
дипломная работа [2,9 M], добавлен 02.09.2010Краткая характеристика общего конструктивного оформления спроектированной турбины, ее тепловой схемы и основных показателей. Выбор дополнительных данных для расчета турбины. Тепловой расчет нерегулируемых ступеней. Механические расчеты элементов турбины.
курсовая работа [3,7 M], добавлен 01.12.2014Изучение конструкции турбины К-500-240 и тепловой расчет турбоустановки электростанции. Выбор числа ступеней цилиндра турбины и разбивка перепадов энтальпии пара по её ступеням. Определение мощности турбины и расчет рабочей лопатки на изгиб и растяжение.
курсовая работа [1,5 M], добавлен 17.10.2014Значение тепловых электростанций. Определение расходов пара ступеней турбины, располагаемых теплоперепадов и параметров работы турбины. Расчет регулируемой и нерегулируемой ступеней и их теплоперепадов, действительной электрической мощности турбины.
курсовая работа [515,7 K], добавлен 14.08.2012Тепловая схема энергоблока, алгоритм расчета регулирующей ступени турбины К-2000-300; Сводная таблица теплового расчета турбины; расход пара на подогреватели. Расчет на прочность; переменные режимы работы турбины, коэффициент потерь энергии в решетке.
курсовая работа [574,5 K], добавлен 13.03.2012Расчетная тепловая нагрузка на горячее водоснабжение. Определение расхода пара внешними потребителями. Определение мощности турбины, расхода пара на турбину, выбор типа и числа турбин. Расход пара на подогреватель высокого давления. Выбор паровых котлов.
курсовая работа [1,3 M], добавлен 26.01.2016Описание примитивной паровой турбины, сделанное Героном Александрийским. Патент на первую газовую турбину. Комплексная теория турбомашин. Основные виды современных турбин. Привод электрического генератора на тепловых, атомных и гидроэлектростанциях.
презентация [1,7 M], добавлен 23.09.2015Промышленное применение электроэнергии. Совершенствование паровых двигателей и котельных установок. Новые тепловые двигатели. Паровые турбины. Двигатели внутреннего сгорания. Водяные турбины. Идея использования атомной энергии.
реферат [17,8 K], добавлен 03.04.2003Технические характеристики турбины Р-100(57)/130/15. Основные параметры котла БКЗ-270(320)-140. Выбор питателей сырого угля, тягодутьевых машин, багерных насосов. Расчет золоулавливающего устройства. Выбор вспомогательного оборудования турбинного цеха.
курсовая работа [469,7 K], добавлен 24.12.2013