Турбины зависимость к. п. д. от температуры пара

Зависимость к. п. д. ПГУ от температуры перед газовой турбиной при различных параметрах пара представлена на рис. 18. Газовая ступень принята в расчетах с одним подводом тепла, без промежуточного охлаждения воздуха. При температуре газа 900° С к. п. д. ПГУ может достигать 46%. При более высокой начальной температуре (1100—1200° С) возможен к. П д. до 50% и выше. [c.36]

Вода обладает хорошей конвекционной теплопроводностью и слабо поглощает нейтроны. В мощных реакторах, имеющих температуру активной зоны около 300 °С, использование воды затрудняется ее закипанием. Чтобы избежать кипения, приходится сильно повышать давление в системе теплоотвода. А это требует использования больших количеств нержавеющей стали, которая сильно поглощает нейтроны. Кроме того, при высоких температурах вода становится химически активной. Интересной разновидностью водяного теплоносителя является система с кипящей водой, не требующая больших давлений. При этом получающийся пар можно направлять прямо в энергетическую турбину, что в перспективе дает возможность получать высокий к. п. д. в соответствующих энергетических установках. Недостатком реактора на кипящей воде является довольно сильная зависимость коэффициента размножения k от давления пара в активной зоне, что может привести к опасной нестабильности реактора. [c.580]

Возможность создания высокотемпературной газовой турбины в значительной степени определяется начальным давлением газа, от величины которого зависит процесс охлаждения проточной части. Зависимость основных параметров газопаровой установки, работающей по схеме ЦКТИ —ЛПИ (начальная температура газа 1200° С), от степени повышения давления о представлена на рис. 3. Кривые 1, 2 и 3 иллюстрируют изменение, соответственно к. п. д. установки, относительного расхода пара d и температуры уходящих газов для чисто бинарной схемы. Максимальное значение к. п. д. имеет место при ст ж 9. [c.207]

Величина вакуума существенно влияет на тепловую экономичность конденсационной установки. Термический к.п.д. f i конденсационной установки изменяется с большой степенью точности по линейному закону в зависимости от конечной температуры отработавшего пара турбины К. Величина повышается при начальных параметрах 90 ата, 490° С примерно на 3,5% с понижением конечной температуры пара на 10° С. Снижение конечного давления от / = 0,04 ата до 0,03 ата улучшает к. п. д. примерно на 2% повышение от 0,04 до 0,06 ата ухудшает к. п. д. примерно на 2,2% (фиг. 66а). [c.87]

Фнг. 75. Зависимость температуры отработавшего пара пред-включенной турбины от начальной температуры и к. п. д. [c.99]

На рис. 37 приведена зависимость а от Го (температуры парогазовой смеси па входе в парогазовую турбину) при сгорании природного газа. Удельный весовой расход d пара (воды) принят при к.п.д. компрессора, равном 0,85. Для получения необходимой начальной температуры Го = ЮОО 1200 К коэффициент избытка воздуха а = 2,5 3,5. Более высокая температура Го может быть получена при меньших значениях а. Аналогичные зависимости а = / (Го) могут быть построены и для других видов топлива (бензина, керосина, мазута и т. п.) как для основной, так и для дополнительной ( форсажной ) камер сгорания. [c.62]

Определить зависимость термического к. п. д. паротурбинной установки от начальных параметров пара, если при начальных и конечных давлениях соответственно р1=3, 0 МПа и р2= =40 гПа, пар перед турбиной 1) имеет сухость х=0,9 2) сухой насыщенный 3) перегретый до температуры 450 °С. [c.144]

В этих усло ви.ях вследствие дросселирования пара и низкого к. п. д. турбины пар при выходе 1КЗ последней сту пен,и получается сильно перегретым. Повышение температуры выхлопного патрубка турбины выше некоторых пределов пе допускается, так как приводит к температурным деформациям, кото рые могут оказаться опасными для конструкции. В зависимости от размеров, конструкции и материала выхлопной части турбины максимальная допустимая температура выхлопного патрубка турбины не должна превосходить 55- -100° С. Эта температура всегда указывается в инструкции по обслуживанию каждой турбины. [c.363]

Выше уже отмечалось, что эрозия лопаток турбины кладет предел допустимой степени влажности пара для последних ступеней турбины. 75-диаграмма на рис. 12-8 графически показывает влияние повышения начального давления на увеличение влажности пара в конце процесса расширения в случае, когда температура перегрева пара остается неизменной. На том же рисунке показаны кривые влажности пара в последней ступени турбины tB зависимости от давления для циклов с температурами перегрева 550 и 430°С (к. п. д. турбин принят равным 80%) при давлении отработавшего пара 25 мм рт. ст. абс. Эти кривые показывают, что если допустимая влажность равна 10%, то наивысшее начальное давление равно 40 /сГ/сж при температуре перегрева 430° С н 100 кГ1см при 550° С. [c.96]

Установка выполнена по простому открытому циклу, с использованием тепла уходящих газов в котле-утилизаторе. Максимальная температура перед турбиной 675°С, степень повышения давления 4,0. При этих параметрах ГТУ развивает мощность 6000 кет, измеренную на клеммах генератора. В зависимости от использования тепла уходящих газов к. п. д. установки может достигать 60—70%. Параметры пара котла-утилизатора составляют 12 ama при температуре 235°С. Используется 20 Мкал/ч тепла при охлаждении продуктов сгорания на 150°С. Установка имеет одновальную линейную схему со следующей последовательностью отдельных элементов турбина, компрессор, электрический генератор и пусковой электродвигатель (рис. 5-7). Возбудитель генератора, приводимый асинхронным электродвигателем, представляет собой самостоятельный агрегат, расположенный в подвале машинного отделения. [c.158]

Повышение средней температуры подвода теплоты в цикле может быть в определенных условиях достигнуто с помощью введения промежуточного перегрева пара. Введение промежуточного перегрева должно повышать экономичность и снижать конечную влажность пара в турбине до12—14 %. Однако следует иметь в виду, что если снижение конечной влажности достигается всегда, то повышение экономичности цикла достигается при применении промежуточного перегрева только в определенных условиях при оптимальных параметрах. На рис. 3-8 показан график зависимости Г) при введении промежуточного перегрева до той же температуры 4п = = 4 от давления пара, отбираемого на промежуточный перегрев. На графике видно, что имеется оптимальное значение давления промежуточного перегрева рЦ < 0,5 ро- При < < 0,2 Ро промежуточный перегрев приводит к потере экономичности, так как отработавший пар за турбиной будет иметь более высокую энтальпию, а это приведет к увеличению потерь в холодном источнике цикла и к снижению термического к. п. д. [c.40]

Расчет эксергетического к.п.д. блока произведен для режима с максимальным расходом пара на турбину. Температура газов на выходе из г азоохладителя t" изменяется в пределах 300—150° С в зависимости от места включения его в схему ЭТБ. Температура водяного газа на входе в охладитель принимается равной — 1040° С, а температура питательной воды на входе в газоохладитель — равной температуре на входе в параллельно подключенный подогреватель. [c.77]

На фиг. 12 показан график общего к. п. д. различных паро-га-зотурбинных установок с утилизацией тепла в зависимости от удельной электрической мощности /свг/Ю ккал тепла. Температура рабочего газа принята для газовой турбины с СПГГ 450 °С, а для газовой турбины с (компрессором — 650 °С. [c.20]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...