Потери в паровых турбинах

Концевые потери в паровых турбинах обычно вычисляют по эмпирическим формулам типа [c.141]

Прежде всего следует упомянуть о методах повышения к. п. д. паровых циклов, использующих тепло атомных реакторов. При ограниченной температуре в реакторе неизбежны большие потери в турбине, работающей на влажном паре. Предлагается осуществлять перегрев пара, полученного за счет ядерного горючего в пароперегревателе, работающем на органическом горючем [Л. 2-12 ]. При этом за счет повышения сухости пара уменьшаются потери в паровой турбине и тем самым увеличивается к. п. д. ядерной части установки. Если в пароперегревательной части применить комбинированный парогазовый цикл, то органическое горючее будет использоваться с к. п. д. порядка 40%, а удельный расход тепла понизится на 6—12%. Тепловая схема такой установки, рассчитанной на одновременное использование ядерного и органического горючего, весьма близка к схеме Фойта, изображенной на рис. 2-14. Условия для применения подобных установок отпадут, если реактор сможет обеспечить перегрев генерируемого пара. [c.60]

Пленочное или пористое охлаждение лопаток компрессора. Влажность отрицательно сказывается на работе компрессорной ступени, вызывая понижение к.п.д. и эрозию лопаток. Кроме того, в ступенях компрессора возникают дополнительные потерн вследствие увеличения работы сжатия из-за неравномерности испарения, ударного тормозящего воздействия капель воды на газ и затрат энергии на дробление и ускорение капель. Все эти потери в паровых турбинах, работающих на влажном паре, уже рассматривались Ц4]. Показано, что каждый процент влаги, присутствующий в паре, снижает к.п.д. ступени турбины примерно на 1%. При этом в зоне оптимальных (0,3—0,6) отношений окружной и осевой скоростей основную долю потерь составляют потери на разгон капель и их дробление. С целью повышения к.п.д. и умень-щения эрозии лопаток в ступенях паровых турбин применяются различные влагоулавливающие устройства, снижающие содержание капелек влаги в паре. Основываясь на этих данных, можно [c.51]

ПОТЕРИ В ПАРОВОЙ ТУРБИНЕ И ЕЕ К. П. Д. [c.104]

Потерями в паровой турбине называют увеличение расхода тепла на получение механической работы в действительной турбине по сравнению с идеальной, для которой принято, что процесс расширения пара протекает без потери тепла. Кроме того, наличие механических потерь и утечки пара через различные неплотности дополнительно уменьшают полезную работу на валу турбины. [c.104]

Какие имеются потери в паровой турбине [c.124]

Эксергетические потери в паровой турбине (рпс. 4-5) равны [c.173]

Потери в. паровой турбине и к. п. д. [c.34]

ГЛАВА ЧЕТВЕРТАЯ ПОТЕРИ В ПАРОВОЙ ТУРБИНЕ И К. П. Д. [c.34]

Потери в паровых турбинах 376 [c.793]

В первых ступенях паровых турбин 8 0,15, в газовых турбинах обычно е= 1. Потери на трение и вентиляцию в паровых турбинах значительны, особенно в первых ступенях, где плотность р пара велика. Так, в первой (регулирующей) ступени турбины К-800-240 мощностью 800 МВт 4т в =0,015, а в последующих 4т.в = 0,001. В газовых турбинах благодаря сравнительно малой плотности газа эти потери меньше. Затраты мощности (в кВт) на трение и вентиляцию можно оценить по уточненной полу эмпирической формуле А. Стодолы [c.186]

ПОТЕРИ ЭНЕРГИИ В ПАРОВЫХ ТУРБИНАХ [c.138]

На рис. 1-1 представлена общая схема технологического процесса современной электростанции. Как видно из рисунка, рабочее тело (вода) из аккумуляторного бака деаэратора, питательным насосом подается в паровой котел, в котором она превращается в насыщенный пар различного давления. Из котла насыщенный пар поступает в пароперегреватель, где он подсушивается и перегревается. Из пароперегревателя пар поступает в паровую турбину, находящуюся на одном валу с генератором. Экономически выгодно, чтобы рабочее тело расширялось до возможно меньшего давления. Для этого за турбиной устанавливается специальный конденсатор, через который по трубам циркулирует охлаждающая вода, а между трубами конденсируется отработанный пар турбины, в результате чего давление отработанного пара, выходящего из турбины, снижается до 0,03— 0,05 ат. Конденсированный пар с помощью насоса направляется из конденсатора в головку деаэратора, куда одновременно поступает и добавочная порция предварительно подготовленной (химически очищенной или обессоленной) воды, предназначенной для восполнения потерь конденсата, пара и котловой воды (потери последней происходят при продувке котлов). Добавление химически очищенной воды в котлы может достигать на ТЭЦ нескольких десятков процентов. [c.7]

III. ПОТЕРИ МОЩНОСТИ НА ТРЕНИЕ И ОТ УТЕЧЕК ПАРА В ПАРОВЫХ ТУРБИНАХ [c.214]

Теплота, сообщаемая воздуху при сжатии в турбовоздуходувке, используется в паровом котле и учитывается его показателями. Поэтому расход теплоты на турбовоздуходувку определяют аналогично расходу теплоты на турбопривод питательных насосов, т. е. учитывают потери теплоты в конденсаторе и тепловой эквивалент механических потерь в приводной турбине и воздуходувке. [c.280]

Все потери энергии паровой турбины можно разделить на две группы внутренние и внешние. Внутренние потери возникают внутри корпуса турбины и приводят к уменьшению используемого теплоперепада h . Они представляют собой потерю энергии пара на трение, вихри, удар и пр. Потерянная энергия превращается в теплоту, повышая конечную энтальпию пара. К внешним потерям турбины относятся потери от утечки пара через концевые уплотнения и механические потери. [c.199]

Потери и расход пара в паровой турбине. Мощность и КПД турбины. Рабочий процесс турбины сопровождается неизбежными потерями. Потери принято разделять на внутренние и внешние. Внутренние потери — это потери внутри корпуса турбины, они уменьшают используемый теплоперепад. Кроме потерь в соплах к внутренним потерям относятся потери в каналах рабочих лопаток, возникающие вследствие ударов частиц пара о кромки лопаток и трения частиц пара о поверхности лопаток и друг о друга (потерянная энергия также превращается в теплоту, повышая энтальпию пара) потери от влажности пара в последних ступенях турбины, возникающие вследствие того, что частицы влаги в паре движутся медленнее сухого пара (особенно вредно разрушающее действие частиц влаги на входные кромки рабочих лопаток, поэтому степень сухости пара в последних ступенях не должна быть менее X = 0,77. .. 0,90) потери, связанные с утечками пара через зазоры между диафрагмами и валом или рабочими лопатками и корпусом (у реактивных турбин) выходные потери, обусловленные тем, что пар по выходе из турбины обладает еще некоторой кинетической энергией. [c.250]

Какие потери имеются в паровой турбине и чем они вызваны [c.259]

В этом уравнении все величины, за исключением и е, известны из теплового расчета. Поэтому, задаваясь е, можно определить или, задаваясь 1х, определить е. В газовых турбинах обычно е = 1. Слишком малые значения и е в паровых турбинах ведут к большим потерям в соплах. Для активной ступени рекомендуется выполнять 10 мм, а е 0,1-7-0,15. [c.168]

Потери тепла в паровой турбине учитываются ее коэффициентом полезного действия. [c.104]

Потери в турбине. В паровой турбине, кроме рассмотренных потерь с выходной скоростью отработавшего пара, есть потери, которые уменьшают полезную работу. Эти потерн делят на внутренние и на внешние. [c.225]

В паровой турбине потери обусловливаются главным образом трением пара в проточной ее части и при конденсации. [c.333]

До сих пор мы рассматривали идеальный цикл паросиловой установки, в котором процесс расширения пара в двигателе, как и другие процессы, происходил обратимо. В действительности этого нет, и процесс протекает значительно сложнее. Так, в паровой турбине, которая является единственным двигателем, используемым в крупных паросиловых установках, расширение пара происходит при наличии ряда потерь, основной из которых является трение пара о стенки и трение внутри самого пара. На это трение расходуется некоторая доля работы расширения пара. Работа трения превращается в тепло и вновь усваивается паром. Это вызывает рост теплосодер- [c.85]

Пример 23. В паровую турбину поступает водяной пар при абсолютном давлении р — 20 ат и = 380° С. Пар расширяется до абсолютного давления в конденсаторе р = 0,04 ат. Определить конечное состояние пара и потерю энтальпии, если процесс расширения происходит по адиабате. [c.44]

Действительному процессу в паровом контуре установки отвечает реальный цикл Ренкииа 15—7—8—9—10—15 (обозначения точек соответствуют рис. 1-4). В целях упрощения учитываются только потери в паровой турбине, а температура конденсации совпадает с температурой наружного воздуха. Реальный цикл Ренкииа можно обычным методом заменить эквивалентным обратимым циклом 75(1—7—8—9—10 —15 . [c.43]

Формулы (241)—(244) определяют термический к. п. д. и удельные расходы пара и теплоты в идеальном цикле паросиловой установки. Действительный цикл сопровождается неи збежными потерями, вследствие чего удельные расходы пара и теплоты увеличиваются. Так, в паровой турбине процесс расширения пара сопровождается потерями, связанными главным образом с трением. [c.233]

Особые требования к химическому составу воды предъявляют нг. паровых электростанциях, упрощенная схема которых дана на рис. 51. Пар получается в котле или парогенераторе (ПГ). После повышения его температуры в пароперегревателе (ПП) часть полученной им энергии используется в паровой турбине (Т) или паровой машине. После этого пар поступает в теплообменник - конденсатор (Кд), где происходит конденсация путем передачи тепла холодной воде. После того, как возможные потери воды будут скомпенсированы добавлением подготовленой подпиточной воды (ПВ) в резервуаре питающей воды (РВ), конденсат возвращается в котел/генератор. [c.46]

Каждая печь, в которой плавятся материалы с высокой температурой плавления, должна иметь подогреватель воздуха. Это относится и к топкам с жидким шлакоуда-лением, в которых плавится зола сжигаемого угля.. Подогреванием воздуха для горения повышается уровень температуры факела в плавильном пространстве топки, т. е. достигается тот же результат, что и при повышении теплоты сгорания сжигаемого угля. Подогрев воздуха для горения облегчает также воспламенение топлива, поступающего в топку, так как подогретая смесь пыли и воздуха требует для своего нагревания до температуры зажигания уже меньше тепла. Воздух для горения подогревается в большинстве случаев продуктами сгорания, которые выходят из котла, благодаря чему снижается также потеря тепла с уходящими газами. У паровых подогревателей воздуха используется тепло, которое иначе было бы потеряно в конденсаторе турбины. [c.264]

К внутренним относятся потери в клапанах св ежего пара, перепускных клапанах, в соплах, на ]забочих лопатках, с выходной скоростью, на трение диска в паре и др. К внешним потерям относятся механические потер1И от преодоления трения в опорных и упорных подшипниках, а также потери от утечки пара через концевые лабиринтовые уплотнения. Потери тепла в паровой турбине учитываются ее коэффициентом полезного действия. Различают следующие коэффициенты полезного действия турбоагрегата. [c.126]

В действительных условиях идеаль- ный цикл Ренкина неосуществим из-за необратимости составляющих его процессов и из-за наличия ряда тепловых потерь. Значительные потери тепла имеют место при сжигании топлива в котельном агрегате и при получении в нем пара из питательной воды. Потерями сопровождаются превращение тепла в работу в паровой Турбине и последующее преобразование работы в электроэнергию. Потери тепла имеют место в механической части турбины, электрического генератора и насоса, а также при транспорте теплоносителя по соединительным трубопроводам. В результате степень использования подведенного к котлоагрегату тепла (т. е. теплоты сожженного топлива) на лектростан-циях ниже, чем то может быть определено для идеального термодинамического цикла, в котором единственной потерей тепла является только то количество, которое передано холодильнику. [c.15]

Продувка влечет за собой одновременно тепловую потерю и потерю рабочего тела. Однако следует иметь в виду, что уменьшение величины продувки вызывает увеличение солесодер-жания котловой водьп до предельного. При зтО М наблюдается значительное увлажнение пара, вызванное образованием пены с нарушением границы между водяным и паровым пространствами в барабане котла. Увлажнение пара, т. е. ухудшение его качества, нарушает режим работы пароперегревателя и сопровождается выносом солей с влагой в пароперегреватель и в паровую турбину. [c.99]

На рис. 125 показана принципиальная тепловая схема ТЭЦ. Пар из парогенератора 1 поступает в паровую турбину 2, которая приводит во вращение генератор 3. Отработавший в турбине пар выбрасывается в конденсатор 11. Конденсат конденсатным насосом 13 через эжекторные подогреватели, подогреватель низкого давления 12 и деаэратор 15 подается в питательный бак 16. Из питательного бака питательная вода направляется в паровой котел питательным насосом 17 через подогреватель высокого давления 22. Подогрев питательной воды осуществляется паром из нерегулируемых ступеней отборов турбины. Восполнение потерь питательной воды производится водой, которая проходит хим-водоочистку 18 и охладитель продувочной воды 20, а затем подается в питательный бак. Непрерывная продувка парогенераторов осуществляется через расширители продувки 21. Пар продувочной воды из расширителя поступает в деаэратор, а вода, отдав тепло в охладителе, сбрасывается в канализацию 19. Водоснабжение конденсатора производится при помощи циркуляционного насоса 10, забиракщего воду из бассейна охладителя 9. Воздух из конденсатора откачивается паровым эжектором 14. [c.170]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...