Регенеративный подогрев питательной воды на ТЭС

Регенеративный подогрев питательной воды на ТЭС

Влияние регенерации на КПД станции

В действительности данная схема регенерации не применяется, потому что конечная точка расширения попадает в зону запредельной влажности, а также нельзя выполнить конструктивную схему переброса пара

Реальная схема выполняется с отборами пара из турбины, с полной конденсацией пара в конденсаторах без возврата в турбину.

Dп_{1, 2}»3 %

Такая схема обеспечивает работоспособность турбины, так как:

1) конечная точка расширения не меняет своё положение по сравнению с турбиной без регенерации; 2) Отбор пара на регенерацию в количестве 20 % от общего расхода позволяет сократить объёмный пропуск пара на ЦНД, что приводит к снижению высоты лопатки последней ступени турбины, а значит способствует повышению механической прочности лопатки; 3) на первой ступени турбины (регулирующей) чем меньше высота лопатки, тем меньше ступени из-за вихрей, возникающих у корня и бандажной ленты. Применение регенерации при той же мощности требует увеличение расхода пара на первой ступени турбины, что благотворно влияет на на увеличение высоты лопатки первой ступени.

Расход пара в отборы турбины на регенерацию

Количество пара, идущего в отбор на регенеративный подогреватель определяется конденсирующей способностью подогревателя.

Конденсационная способность подогревателя определяется по тепловому балансу, то есть равенству количества теплоты, воспринятого питательной водой и вносимого греющим паром.

Уравнение теплового баланса подогревателя

Dпв- раход питательной воды

Dп_i – раход греющего пара

iпв_i – энтальпия питательной воды на выходе из подогревателя

i¢ пв_i – энтальпия питательной воды на входе в подогреватель

iп_i – энтальпия греющего пара

iдр_i – энтальпия дренажа

=0, 99 - КПД подогревателя

Расход пара на турбину с регенерацией

Расход пара на турбину с регенерацией определяется на основании энергетического уравнения турбины.

- мощность, определяемая для турбин с регенеративными подогревателями

- для турбин без отборов пара

- коэффициент недовыработки мощности паром i-того отбора

- относительный расход пара в отбор

- расход пара с регенерацией

-расход пара без регенерации

Удельный расход пара на турбину с регенерацией

;

Турбина ПТ

При определении балансов и КПД для турбины с регенерацией используются те же формулы, что и для турбин без регенерации. Отличие состоит в величине температуры и энтальпии питательной воды.

Распределение регенеративных отборов в турбине

При формировании схемы необходимо ответить на следующие вопросы:

1) Какова должна быть степень подогрева воды в регенеративном подогревателе?

2) Как распределить отборы по турбине?

3) Сколько отборов оптимально для турбины?

1. Считается оптимальным, если степень подогрева воды следующая:

2. Оптимальной считается равномерное распределение теплоперепада по отборам:

3. Зависимость КПД от количества ступеней:

Оптимальное количество ступеней подогрева от пяти до девяти. Если число ступеней меньше пяти, то прирост термического КПД ( ) очень мал, а больше девяти ступеней делать не имеет смысла, т.к. прирост КПД незначителен и несоизмерим с затратами.

Оптимальная эксэргия пара в данном отборе близка к эксэргии питательной воды.

Распределение регенерации для турбин с промперегревом

Второй отбор всегда совмещен с холодной ниткой промперегрева.

Если пар на регенерацию забрать сразу после промперегрева, КПД турбины будет падать, так как не используется эксэргия пара после промперегрева.

Определяется энтальпия индифферентной точки за промперегревом, если здесь забрать пар, то КПД при этом не изменится, а далее теплоперепад от hинд до Р₂ разбивается равномерно и устанавливается отбор.

Оптимальная температура питательной воды

Недогрев питательной воды до температуры насыщения в регенеративных подогревателях

При загрязнениях пар не дорасширяется и турбина не довырабатывает мощность, при этом .

Например для ПВД

Для ПНД

Охладители пара отборов

Выносные охладители пара

Схема «Виолен»

Наличие выносных пароохладителей повышает экономичность установки за счёт снижения давления Рп₁ и большей выработки мощности паром этого отбора. При отсутствии ПО1 и ПО2 должна быть за ПВД1и ей соответствует более высокое давление Рп₁. При наличии пароохладителей за точкой смешения, а за ПВД1 1 t_ПВ1< Рп₁ меньше и выработка мощности этим потоком пара больше.

Недостаток: для ПО1 И ПО2 берется горячая вода за ПВД1, что снижает глубину охлаждения пара в пароохладителе.

Схема Рикора – Некольного

В отличие от предыдущей схемы в этой на охладители пара забирается более холодная вода, что обеспечивает более охлаждение пара в ПО.

Достоинство: Как и в предыдущей схеме большая выработка мощности паром в турбине по сравнению со схемой без ПО.

Эти схемы дают увеличение КПД на 0, 5-0, 7 %.

Конструкция ПНД

1-трубная доска

2-U – образные трубки

3-водяные камеры

РУ – регулирующие устройства

Dок- основной конденсат турбины

Рок близко к Рпi, поэтому применяется плоская трубная доска. Выполняются обычно без ПО и ОД.

Уровень дренажа удерживается с помощью автоматического регулятора.

Для крупных блоков с мощностью 500-800 МВт выполняются с ОД.

Конструкция ПВД

Особенность ПВД – большой перепад давлений между питательной водой и паром. Поэтому ПВД выполняется коллекторной схемой.

Устройство ПВД и ПНД определяется правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением.

Потери пара и конденсата на ТЭС и их восполнение

СНП – сепаратор непрерывной продувки;

ВТ – вестовые трубы;

Потери пара и воды в тепловой схеме

Существует два вида потерь:

1) Потери пара с утечкой

2) Потери воды с продувкой

Потери пара с утечкой

1. Технологические потери

1) Через вестовые трубы потеря пара из уплотнений турбины (тот пар, который нельзя утилизировать)

2) Выпар из деаэратора

3) Выпар из основного эжектора

2. Нетехнологические потери

Возникают при неплотной посадке предохранительных клапанов, по штокам арматуры, при наличии неплотностей (свищей).

При составлении баланса вся утечка относится к паропроводам острого пара.

Потери воды с продувкой

Основная потеря происходит с непрерывной продувкой, которая осуществляется для стабилизации солесодержания в котловой воде.

Величина непрерывной продувки определяется солевым балансом котельного агрегата.

Увеличение Спр осуществляется за счёт:

1) Установки выносных циклонов, солёных отсеков

2) Сокращения присоса охлаждающей воды в конденсаторе турбины

3) Устранение проскоков солей в охлаждающей воде

Dпр=10 % Dпв – на котлах малой мощности

Расход продувочной воды, сбрасываемой из циклона снижается так же за счёт расширителей, сепараторов непрерывной продувки.

Количество Dр и D¢ пр определяется на основании теплового баланса расширителя.

Закон Генри – Дальтона

Количество данного газа, растворённого в воде прямопропорционально парциальному давлению этого газа над водой.

В декарбонизаторе за сёт того, что концентрация СО₂ в воздухе приблизительно равна нулю, СО₂ из воды выделяется в декарбонизаторе.

Остатки слабых кислот (РО₄, СО₂, SiO₃) улавливаются на сильном анионитовом фильтре.

Закрытая

Расчёт сетевой установки

Задача расчёта: при заданных параметрах: Qт; t_пс; t_ос; D_к

D_к- расход пара в конденсатор;

t_пс; t_ос – температура прямой и обратной сетевой воды

Qт – тепловая нагрузка станции

Определить: Рт₂; Рт₁; Dт₂; Dт₁; t_сет2; t_сет1 Qт₁; Qт₂; G_сет

Исходные данные: 1) Схема сетевой установки; 2) режим работы турбины: а) по тепловому графику, т.е. регулируемой является тепловая нагрузка; б) по электрическому графику, т.е. регулируемой является электрическая нагрузка.

При работе по тепловому графику возможны разные режимы работы турбины по тепловой нагрузке: 1) режим максимальной тепловой нагрузки при при t_нар=t_р; 2) Q_ПВК=0; ; 3) режим тоключения отопительной нагрузки: Q_от=0; Q_ГВС; 4)Q_т=Q_min=Q^гвс_min

3) График тепловой нагрузки и температурный график тепловой сети

1-зона качественного регулирования отпуска теплоты

2-зона количественного регулирования отпуска теплоты

Качественный способ регулирования

G_сет=const

(t_пс-t_ос)=var

Количественный способ регулирования

G_сет= var

(t_пс-t_ос)= const

4) t_нар

Q_т; t_пс; t_ос=f(t_нар)

Данные величины определяются по температурному графику и графику тепловых нагрузок

5) Порядок расчёта

1) Определение расхода сетевой воды – Qсет

Если t_нар в зоне качественного регулирования:

Если t_нар > 8^oC в зоне количественного регулирования:

2)Определение t_сет2

а) если Qпвк=0, то t_сет2= t_пс, т. Е. ПВК отключён

б)

Если Qпвк 0;

Если ПВК включён, то нагрузка отборов должна быть равна номинальной

известна из паспортных данных

2) Определение Рт₁

Рт₁ определяется притоком пара в камеру отбора из проточной части ои оттоком пара из камеры отбора в результате конденсации из ПСВ1.

Приток пара определяется по формуле Флюгеля-Стодола:

Величины берутся из заводского расчёта турбины

Dп₁=0 – при закрытой диафрагме, т.к. расход основного конденсата очень мал и температура его высока из-за ВСП.

Dк= =20-30 т/час – для турбины Т-100-130.

Принимаем три значения Dт₁ три значения три значения

Отток пара из отбора

=2150-2180

По графику определяем точку пересечения и находим величины Dт₁ и Рт₁

В итоге определены значения параметров: Рт₂; Рт₁; Dт₁.

при ПВК – работает; при - ПВК – не работает.

Деаэраторы электростанций

Главным устройством, удаляющим газы из питательной воды является деаэратор.

Основные условия обеспечения эффективности удаления газов в деаэраторе:

1)Вода должна кипеть и образовывать паровую атмосферу;

2)Газы должны выделяться из воды быстро (2-3 секунды)

3)Пониженная вязкость воды – определяется температурой насыщения (чем t_s выше, тем выше вязкость воды)

Вакуумные деаэраторы

Кипение обеспечивается с помощью греющего пара или для деаэраторов с Р> 1 атм работают на перегретой воде. При попадании в деаэратор давление падает и вода вскипает.

Необходимая скорость газов обеспечивается за счёт огромной поверхности контакта пара и воды путём струйно-капельного кипения и барботажа в деаэраторе.

Плёночные деаэраторы

Возможно создание большой поверхности за счёт плёночного движения воды в деаэраторе, где выплняется засыпка, по которой вода течёт тонкой струйкой вниз. Снижение вязкости достигается за счёт повышения давления.

Классификация деаэраторов

I) По назначению

1) Деаэраторы питательной воды (6-7 атм) устанавливаются в рассечку между группой ПВД и ПНД.

2) Деаэраторы добавочной воды – являются деаэраторами атмосферного типа (1, 2 атм). Устанавливаются после ХВО.

3) Деаэраторы подпиточной воды тепловых сетей

II) По способу обогрева воды

1) C внутренним подогревом воды внешним паром

2) С внешним подогревом воды – деаэраторы вакуумного типа, применяются в тепловых сетях и на водогрейных котельных.

III) По давлению греющего пара

1) Повышенного давления (6-7 атм.)

2) Атмосферного давления (1, 2 атм.)

3) Вакуумного типа

4) Скользящего давления

IV) По конструкции

1) Струйно-капельного тарельчатого типа с барботажем и без него.

2) Плёночного типа – вертикальные и горизонтальные.

Требования к деаэраторам

По правилам ПТЭ: при Ро< 10 МПа содержание О₂ < 20 мг/кг, при Ро> 10 МПа содержание О₂ < 10 мкг/кг.

Остатки кислорода после деаэрации удаляются с помощью гидрозин-гидрата.

Уравнение теплового баланса

Питательные установки ТЭС

Привод питательных насосов

существует два варианта приводов питательных насосов: 1)электрический;

2)турбинный.

Электрический привод питательных насосов

Достоинства:

1)простота конструкции (синхронный или асинхронный);

2)надёжность

Недостатки:

1)ограничена единичная мощность двигателя до 9 МВт;

2)ограниченные возможности по регулировке расхода питательной воды.

Регулирование расхода воды у гидропривода осуществляется при помощи гидромуфты. Она позволяет осуществить бесступенчатое изменение частоты вращения насоса при неизменной частоте вращения приводного электродвигателя с относительно небольшой энергетической потерей.

Турбинный привод питательных насосов

Достоинства:

1)возможность регулирования частоты вращения, а также подачи воды в широком диапазоне;

2)компактность;

3)большой регулирующий диапазон.

Выбор электродвигателя осуществляется на основе сравнения.

Условием тепловой экономичности турбинного или электрического привода служит следующее соотношение:

Коэффициенты полезного действия преобразования и передачи энергии при турбоприводе и электроприводе соответственно равны:

-внутренние относительные КПД главной и приводной турбин;

и -механические КПД главной и приводной турбин;

-коэффициент дросселирования при транспорте пара в тракте приводной турбины;

-КПД генератора;

-КПД электрического трансформатора и электрической сети собственных нужд;

- КПД приводного электродвигателя;

- КПД гидромуфты

На ТЭЦ обычно применяется электропривод, а на КЭС тип привода зависит от мощности блоков станции.

Например: 1)для блоков мощностью 200 МВт используются электроприводы; 2)для блоков мощностью 300 МВт: при Nэ< 30 % - электроприводы, при 30 %< Nэ< 100% - турбоприводы; 3) для блоков мощностью 500 МВт- турбоприводы.

Составление ПТС КЭС

Определяется мощность станции и мощность блоков, типоразмеры котельных агрегатов и турбин, составляется ПТС, выбирается тип и количество ПВД и ПНД.

Решается вопрос о схеме отвода дренажей греющего пара (каскадную или с дренажными насосами), о наличии в регенеративных подогревателях охладителей пара и дренажа, об установке деаэратора и его подключении (с потерей или без потери тепловой экономичности), о способе подготовки добавочной воды: ХВО или термическая водоподготовка. В случае использования ХВО необходимо определить, куда вливается добавочная вода – в конденсатор или деаэратор. При использовании испарительных установок определяют: 1)количество ступеней испарительной установки; 2)с потерей или без потери тепловой экономичности.

Решается схема подключения мазутных подогревателей и калориферов для котельных агрегатов; схема включения питательных насосов (одноподъёмная или двухподъёмная).

Определяется тип привода питательных насосов (турбинный или электрический). Решается вопрос об установке конденсатных насосов, вспомогательных теплообменников и утилизации пара из уплотнений.

Составление ПТС ТЭЦ

На первом этапе определяется тепловая и электрическая мощности ТЭЦ; набор турбин для покрытия тепловой, а затем электрической нагрузки. Этот набор зависит от соотношения Qп/Qт. Производится выбор котельных агрегатов. В случае подключения только отопительной нагрузки, возможно применение блочного варианта схемы. В дополнение к этим вопросам, необходимо решить задачу о подключении сетевой установки к пиковым водогрейным котлам (ПВК).

В схеме отпуска промышленного отбора пара следует решить, является она открытой или закрытой, трёхступенчатой или двухступенчатой.

Выбор мощности ТЭС

Выбор тепловой мощности ТЭС

Выбор тепловой и электрической мощности ТЭС определяется развитием экономики региона.

II Оценка надёжности работы агрегатов и блоков: выбор резервов мощности.

Коэффициент надёжности работы оборудования

- время исправной работы оборудования в течении года, ч

- время аварийного простоя в течении года, затрачиваемое на восстановительный ремонт, ч.

Коэффициент аварийности

Коэффициент готовности

Выбор резервов мощности

Аварийный резерв

Холодный резерв - готовые к пуску блоки в остановленном состоянии.

Горячий резерв – разгруженные работающие блоки 60-70 % от номинального.

Ремонтный резерв

- суммарная мощность агрегатов, выведенных в ремонт

Объём ремонта определяется регламентом ремонтных работ

Типы котлов

1) Барабанные котельные агрегаты (Рпп=100 атм; Рпп=130 атм )

Данный тип котлов применяют на ТЭЦ, где имеются большие потери пара и конденсата, т.к. они менее требовательны к качеству питательной воды, чем прямоточные.

2) Прямоточные котельные агрегаты (Рпп=240 атм) используются на КЭС, где потери пара и конденсата минимальны.

Выбор насосов

Питательные насосы выбирают по и Рпн

Dпв=Dопк+0, 05Doпк

1) Для барабанных котельных агрегатов

2) Для прямоточных котельных агрегатов

Рб - рабочее давление в паровом котле;

Рд- давление в деаэраторе;

- высота подъёма воды из деаэратора в барабан парового котла;

- средняя плотность питательной воды;

- суммарное гидравлическое сопротивление оборудования

2) Для прямоточных котельных агрегатов

Для энергоблоков мощностью 150-200 МВт устанавливают один рабочий и один резервный (в запасе на складе) каждый на 100 % полного расхода воды, или два насоса по 50 % без резерва.

Для энергоблоков мощностью 300 МВт устанавливают по одному рабочему питательному насосу полной подачи (100 %) с приводом от паровой турбины с противодавлением и один пускорезервный – на 30-50 % полной подачи.

Для энергоблоков мощностью 500, 800 и 1200 МВт устанавливают с целью разгрузки выхлопных частей главных турбин питательные насосы с конденсационной приводной турбиной, по два рабочих турбонасоса, каждый на 50 % полной подачи с резервированием подвода пара к приводной турбине.

Конденсатные насосы выбирают по Dок

- при работающих регулируемых отборах и номинальной нагрузке.

Рк – давление в конденсаторе турбины;

- высота подъёма конденсата от уровня его в конденсатосборнике конденсатора до уровня в деаэраторном баке;

Рд – давление в деаэраторе

- средняя плотность конденсата в его тракте

- суммарное местное сопротивление тракта конденсата

Обычно выбирают один насос на 100 % или два рабочих по 50 % общей подачи и соответственно один резервный (на 100 % или 50 % полной подачи). Общую подачу определяют по наибольшему пропуску пара в конденсатор с учётом регенеративных отборов.

При прямоточных паровых котлах применяют химическое обессоливание конденсата турбины, поэтому устанавливают конденсатные насосы двух ступеней: после конденсатора турбины с небольшим напором и после обессоливающей установки с напором, необходимым для подачи конденсата через поверхностные регенеративные подогреватели низкого давления в деаэратор питательной воды.

Дренажные насосы выбирают по: Dдр(Dп); Рок. Устанавливают без резерва. При выходе ДН из строя сброс дренажей идёт по каскаду на всас конденсатного насоса.

Дренажные насосы ПСВ: на каждую турбину устанавливают один или два насоса, один из которых является резервным – у нижней ступени ПСВ.

Циркуляционные насосы выбирают по . Устанавливают по одному или по два на турбину. В машинном зале насосы устанавливают индивидуально, обычно по два насоса на турбину, для возможности отключения одного из них при уменьшении расхода воды (в зимнее время). В центральных (береговых) насосных целесообразно укрупнять насосы охлаждающей воды, принимая по одному на турбину.

Для ЦН не устанавливают резерв. их производительность выбирают по летнему режиму, когда температура охлаждающей воды высокая и требует наибольшее количество. В зимнее время, при низкой температуре воды, расход её существенно снижается (примерно вдвое), и часть насосов фактически является резервом.

Насосы для питания водой вспомогательных теплообменников (испарители, паропреобразователи, сетевые подогреватели) выбирают преимущественно централизованно на всю электростанцию или часть её секций в возможно наименьшем числе (один - два рабочих насоса), с одним резервным, имеющим подачу рабочего насоса. При закрытой схеме устанавливают два насоса, при открытой - три насоса, включая один резервный в обоих случаях.

Выбор баков

1)Баки запаса питательной воды или аккумуляторы деаэраторов, выбираются на ёмкость баков.

На блочных КЭС баки должны обеспечивать 5 минут работы при номинальной нагрузке блока. На неблочных ТЭЦ – на 15 минут работы при номинальной нагрузке парового котла.

2)Баки запаса обессоленной воды.

Располагаются вне главного здания. На блочных КЭС объём баков рассчитан на 40 минут работы при (не менее 6 тыс. м³).

На неблочных ТЭЦ – на 60 минут работы при (не менее 3 тыс. м³).

Количество баков должно быть не менее двух.

Назначение: хранение обессоленной воды, сливаемой и з котлов тепловой схемы при ремонтах.

3)Дренажные баки

Объём баков должен быть 15 м³. На блочных станциях устанавливают по одному баку на каждый блок. На неблочных станциях – один бак на две – три турбины.

Назначение: дренажные баки используют для сбора чистых дренажей из разных источников тепловой схемы.

4)Баки сбора загрязнённых вод.

К загрязнённым водам относят: воды обмывки котельных агрегатов, с мазутонасосных, с ХВО.

Объём баков должен быть не менее 10 м³.

Устанавливают по одному баку загрязнённых вод в турбинном и котельном цехах, мазутохозяйстве и цехе водоподготовки.

Выбор ТДМ

К ТДМ относятся: дымососы, вентиляторы, воздуходувки.

На один котёл при уравновешенной тяге обычно устанавливают по два дымососа и два вентилятора.

Запас по производительности Q_{В, Д}=10 %, запас по напору Н_{В, Д}=15 %.

К машинам относят: вентиляторы радиального типа с загнутыми назад лопатками и осевые машины.

Выбор водоподготовки

Для станций с Р< 90 атм применяется химическая очистка воды – удаление катионов жёсткости (Nа - катионирование). Для станций с Р< 90 атм применяется полное обессоливание воды.

SO₄+CL₂+NO₃+N₂< 7 мг*экв/л – при химической очистке воды

SO₄+CL₂+NO₃+N₂> 7 мг*экв/л – при термической обработке воды в испарителях

Резерв подготовки воды

Резерв ХВО для энергоблоков с прямоточными котлами: 1) мощностью 200-300 МВт Dдоб=50 т/час; 2) мощностью 500 МВт Dдоб=75 т/час.

Резерв ХВО для энергоблоков с барабанными котлами Dдоб=25 т/час.

Дроссировка трубопроводов

1. Основное условие при проектровании: зона низкого давления никогда не должна оказаться под высоким давлением.

2.Компактность дроссировки. Достигается за счёт применения крутозагнутых отводов.

Конструктивные элементы (компенсаторы, отводы, опоры, подвески) жёстко регламентированы межведомственными нормами.

Длина трубопроводов должна быть минимальной, прямые участки выполняются с уклоном. В нижней части трубопровода – дренаж, в верхней – воздушник.

Крепление трубопроводов к строительным конструкциям должно учитывать тепловое расширение, причём крепление должно быть жёстким. При этом на

трубопроводе устанавливаются компенсаторы.

Согласно установленным правилам, при температуре больше 45^оС на трубопроводе должна быть изоляция.

Обозначения трубопроводов

Красный цвет – высокая температура и давление

Зелёный цвет – водопроводы

Чёрный цвет – технические воды

Оранжевый цвет – пожарная вода

Если на трубопроводе есть металлическая изоляция, то на листе наносятся буквенные и цифровые обозначения, а так же цветовые кольца.

Для питательной воды – ПВ (без цветового кольца ), для химически очищенной воды – белое цветовое кольцо.

Расчёт трубопроводов

Задача расчёта: 1)определение внутреннего диаметра d_в и толщины стенки δ; 2) выбор марки стали, дроссировка трубопровода, проверка напряжения в металле.

Нахождение необходимых величин производится на основании механического и гидравлического расчётов.

Гидравлический расчёт

Внутренний диаметр трубопровода определяют на основании уравнения сплошности потока пара и воды, протекающего по сечению трубопровода.

[м³/с]

- объёмный пропуск среды, м³/с;

- массовый пропуск среды, кг/с;

d_р – расчётный внутренний диаметр трубопровода, м;

- удельный объём среды м³/кг;

- площадь сечения трубопровода, м²;

- скорость потока

Потери давления в трубопроводах

- потери давления в трубопроводах

- коэффициент сопротивления прямых труб

-местные сопротивления, м

L –общая длина прямых труб

Механический расчёт

Толщину стенки трубопровода определяют по формуле:

- толщину стенки трубопровода, мм;

Р – давление среды, протекающей внутри трубопровода, МПа;

- коэффициент прочности, учитывающий класс и марку стали, наличие и вид сварных швов;

- допускаемое напряжение в металле трубопровода, МПа;

с – прибавка к расчётной толщине стенки

с=с₁+с₂

с₁ – утонение стали при коррозии;

с₂ - утонение стали при изгибе

Арматура электростанций

К арматуре относят вентили, задвижки, регулирующая арматура.

Типы:

1) запорная

2) регулирующая

3) предохранительная

4) защитная

5) контрольная

6) фазоразделительная

Запорная арматура служит для временного отключения участков трубопровода и прекращения движения в них среды. К ней относятся краны, задвижки и клапаны

Главная паровая задвижка, главная питательная задвижка: работают в двух положениях – открыто – закрыто.

12 3 4 5 6 7 8 Следующая ⇒