Турбины Паровые турбины

Идея паротурбинного двигателя зародилась в глубокой древности [27]. Однако проблема паровой турбины получила разрешение лишь в 80-х годах прошлого столетия. В 1883 г. появилась одноступенчатая активная турбина Лаваля с чрезвычайно высокой скоростью вращения (до 30000 об/мин), в 1884 г. —многоступенчатая реактивная турбина Парсонса, обладавшая крупными преимуществами по сравнению с паровой машиной как мошный быстроходный двигатель, не имеющий поступательно движущихся частей и более экономичный в отношении расхода топлива. На появившихся крупных электростанциях мощные паровые турбины очень скоро вытеснили не только паровую машину, но и двигатели внутреннего сгорания вследствие чрезмерно больших размеров последних и дороговизны жидкого топлива. [c.133]

По сравнению с другими типами тепловых двигателей (паровыми машинами, двигателями внутреннего сгорания и газовыми турбинами) паровые турбины имеют ряд суш ественных преимуществ постоянная частота вращения вала, возможность получения частоты вращения, одинаковой с частотой вращения электрогенератора, экономичность работы и большая концентрация единичных мощностей в одном агрегате. Кроме того, паровые турбины относительно просты в обслуживании и способны изменять рабочую мощность в широком диапазоне электрической нагрузки. [c.185]

Принципиальная схема двухконтурной атомной энергетической установки с паровой турбиной (рис. 8.12) состоит из ядерного реактора /, где выделяется теплота, отводимая промежуточным теплоносителем, которым в зависимости от типа реактора может быть газ (гелий, двуокись углерода), органический теплоноситель, вода или жидкий металл (натрий). Циркуляция промежуточного теплоносителя в контуре реактора осуществляется насосом 3. В парогенераторе 2 промежуточный теплоноситель отдает теплоту рабочему телу — водяному пару, которое совершает цикл обычной паротурбинной установки. Водяной пар расширяется в паровой турбине 4, затем конденсируется в конденсаторе 5, а конденсат направляется насосом 6 обратно в парогенератор. [c.216]

Особенность паровой турбины ПТУ -ее работа при умеренной температуре свежего пара (Гп 810- -880 К), определяемой главным образом свойствами металлов турбин, котлов и пароперегревателей, и очень больших степенях понижения давления сОт = Рп/Рт 2 000 ч- 6000, определяемых высоким начальным (рп) и низким конечным (рт) давлением пара. Поэтому теплоперепад, срабатываемый в паровой турбине, в 2 — 3 раза больше, чем в газовой турбине, а число ступеней паровой турбины во много раз превосходит число ступеней газовой турбины. [c.199]

Паровой цикл с частичной регенерацией помимо указанного преимущества по экономичности благоприятно влияет на эксплуатацию и конструкцию паросиловой установки в целом, так как приводит к уменьшению загрузки парогенератора и улучшению работы последних ступеней паровой турбины. [c.323]

Техническое оборудование тепловых электростанций (котлы, турбины паровые) по расчетным показателям в основном соответствует мировому уровню. Так, по единичной мощности паровых конденсационных турбин и паровых котлов отечественная промышленность с выпуском одновального энергоблока мощностью 1200 МВт выходит на мировой уровень. Теплофикационная турбина мощностью 250 МВт на сверхкритические пара- [c.38]

Мощность первой советской паровой турбины (1924 г.) равнялась 3 тыс. кет. В 1937 г. в СССР была построена тогда крупнейшая в мире быстроходная турбина в 100 тыс. кет. В настоящее время советскими турбостроительными заводами строятся паровые турбины мощностью 800 тыс. кет. [c.56]

Развитие аустенитных жаропрочных сталей и сплавов на никелевой основе в последние годы определялось созданием новых парокотельных агрегатов и газотурбинных установок. Так, строительство паровой турбины для Каширской ГРЭС на закритические параметры пара (температура 660° С и давление 300 ата) потребовало разработки новых марок аустенитных сталей для паропроводных и пароперегревательных труб, а также литейных сплавов для корпусов турбин. [c.27]

ЦНД — самые крупные, трудоемкие и дорогостоящие элементы мощных паровых турбин. Доля мощности, вырабатываемая ЦНД, достигает 30—35 % в турбинах блоков на органическом топливе и до 65 % в турбинах АЭС. Экономичность и пропускная способность ЦНД в значительной мере определяют экономичность и мощность турбины в целом. В турбинах АЭС число ЦНД может достигать четырех. [c.92]

Таким образом, можно признать, что наиболее распространенными и целесообразными типами хвостовиков паровых турбин являются Т-образные — для ступеней высокого и среднего давления вильчатые — для ступеней среднего и низкого давления. С успехом, однако, могут применяться и другие типы хвостовиков, например грибовидные или елочные. Для газовых турбин наиболее распространены елочные хвосто- [c.33]

После газовой турбины уходящие газы, имея избыточное давление 300 жж вод. ст., пропускаются через котел-утилизатор и водяной экономайзер, охлаждаясь до 117° С. Котел генерирует насыщенный пар давлением 25 ama, который после пароперегревателя поступает в паровую турбину. Вал газовой турбины, работающей при 8500 об/мин, соединен через редуктор с электрическим генератором, мощность которого составляет 1200 кет. Мощность электрического генератора, приводимого паровой турбиной, [c.59]

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]

При выборе схемы, параметров и конструкции газотурбинного агрегата для ГТУ учитываются оптимальный к. п. д. установки на номинальном и переменном режимах, возможный предел начальной температуры газа, вид топлива, назначение установки, требования компоновки основного и вспомогательного оборудования. Паровая турбина для ПГУ обычно выбирается из числа типовых (стандартных), а ГТУ выбирается на основе анализа тепловой схемы ПГУ, включающего рассмотрение подходящих по расходу и давлению воздуха типовых газовых турбин или новых газовых турбин с оптимальными для данной схемы ПГУ характеристиками. Выбор типовой или подлежащей проектированию новой ГТУ производится путем сопоставления техникоэкономических показателей всей ПГУ. [c.101]

Турбины ЛМЗ (рис. II.1). При проектировании унифицированного ряда турбин для повышенных параметров пара была поставлена в качестве одной из главных задача создания одноцилиндровых паровых турбин мощностью до 50 МВт. При проектировании одноцилиндровой конденсационной турбины 50 МВт наиболее дискуссионным был вопрос о потере выходной кинетической энергии за последним рабочим колесом. Не менее сложные вопросы возникали при проектировании турбин мощностью 25 МВт с отборами пара. Турбины этого типа для низких параметров пара ЛМЗ изготовлял двухцилиндровыми, и для решения поставленной задачи были необходимы принципиально новые решения. Отметим особенности этой серии турбин. [c.18]

Отметим, прежде всего, что рассматриваемая турбина не производит впечатления совсем устаревшей и ее конструкция радикально не отличается от современной, что говорит о высокой степени отработки конструкции паровых турбин уже в то время. Отличие современных турбин состоит главным образом в более высоком к. п. Д. проточной части, в применении новых технологических процессов изготовления (например, сварки), в усложнении схемы (регенерация, регулируемые отборы, промежуточный перегрев) и конструкции (увеличение числа автоматических и защитных устройств и пр.). И, конечно, накладывает свой отпечаток на конструкцию повышение единичной мощности агрегата и начальных параметров пара, а также предъявление к турбине некоторых специфических требований. [c.267]

Как уже указывалось выше, наилучшим образом такая схема очистки мазута от серы компонуется со схемой ПГУ-200-750/30 СО АН СССР, использующей в качестве рабочего тела смесь пара и продуктов сгорания топлива. Установка (рис. 6.3) включает следующие основные агрегаты три компрессора для сжатия атмосферного воздуха, поступающего в установку, — низкого, среднего и высокого давления 1 —3 одну паровую турбину 4, являющуюся приводом для компрессора высокого давления, и две парогазовые турбины низкого и среднего давления 5, 6, для привода компрессоров среднего и низкого давления и электрогенератора перегреватель 14 для перегрева пара, подаваемого в паровую турбину, и генерации парогазовой смеси, поступающей в турбину среднего давления регенератор для подогрева воды и генерации части пара за счет охлаждения парогазовой смеси hS, 18, поступающей в регенератор из турбины низкого давления воздухоохладители 9, 10 для охлаждения воздуха перед ком- [c.143]

Расчет допустимой монтажной расцентровки подшипников проведем на примере соединения роторов двухцилиндровых турбин паровой турбины ПТ-50-130 и газовой турбины ГТ 700-4 роторы обеих турбин связаны между собой жесткими муфтами. Исходные данные для расчета представлены в табл. 21. [c.141]

Схема работы современной тепловой электрической станции показана на фиг. 1-2. На этой схеме условно изображены один паровой котел/ и одна п а р о. в а я т у р б и-н а 2. В действительности на действующих электростанциях пар из нескольких котлов соединяется в общем паропроводе и затем направляется в несколько турбин. Паровая турбина [c.16]

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]

В современных многоцилиндровых паровых турбинах ТЭС и АЭС используется жесткое соединение роторов. Упорный подшипник, фиксирующий положение вала относительно корпусов цилиндров, обычно располагается между цилиндрами Вд"и СД в турбинах ТЭС или между ЦВД и ЦНД в турбинах АЭС. Такое расположение упорного подшипника и турбине позволяет уменьшить относительные расширения роторов и корпусов прежде всего в наиболее экономичных высокотемпературных цилиндрах ВД и СД и абсолютные удлинения валопровода, накапливающиеся вдоль цепочки цилиндров в обе стороны от упорного гребня. [c.184]

Паровую турбину можно устанавливать как на валу ГТД, так и отдельно. В первом случае она используется для привода того же механизма, во втором — для привода отдельного механизма, или для выработки электроэнергии при этом турбина может получать пар от нескольких ГТУ. Получаемый в парогенераторе пар можно использовать не только в паровой турбине, но и в газовой, как показано на рис. 7-15 пунктиром. В этом случае отпадает необходимость в паротурбинной установке и связанных с ней сооружениях (система циркуляционного водоснабжения и др.). [c.136]

Все турбины, перечисленные в этих таблицах, аксиальные, выполнены со ступенями активного типа. Парораспределение, как правило, сопловое. В некоторых крупных турбинах, в том числе устанавливаемых на АЭС в последние годы, применяется дроссельное парораспределение. Чертежи некоторых паровых турбин, указанных в таблицах, приведены в [7, 12, 21, 36, 43, 45 и др.]. Отдельным типам турбин, указанных в табл. 7-12 — 7-14, присвоен Государственный знак качества. Требования к качеству этих турбин приводятся в следующих ГОСТ [c.367]

Типы теплофикационных турбин. Паровые турбины, установленные на теплофикационных станциях и служащие для комбинированного снабжения потребителей электрической энергии и теплом, называются теплофикационными. [c.208]

Газовая турбина представляет собой двигатель внутреннего сгорания, так как в ней топливо сгорает внутри двигателя в специальной камере и рабочим телом являются продукты сгорания, как и в поршневом двигателе внутреннего сгорания. Устройство газовой турбины имеет много общего с паровой турбиной. Так" же, как и у паровой турбины, к основным частям газовой турбины относятся вал, рабочее колесо с лопатками и корпус со. вставленными соплами. Отличие газовой турбины от паровой состоит в том, что в механическую энергию преобразуется кинетическая энергия не пара, а продуктов сгорания. [c.16]

Четвертым средством повышения экономичности паровых турбин является регенерация тепла. Принцип регенерации тепла состоит в том, что пар, выходя из первой ступени, идет в регенератор, где отдает часть своего тепла питательной воде, а затем возвращается на вторую ступень турбины. Такой процесс передачи тепла питательной воде повторяется после нескольких ступеней. Повышение же температуры питательной воды, как мы видели для цикла Ренкина, ведет к повышению к. п. д. всей установки. [c.126]

В настоящее время в ЭХТС находят применение паровые и газовые турбины. Паровые турбины, работающие на энергетическом паре, получаемом с ТЭЦ либо с котлов-утилизаторов, используются в качестве привода турбокомпрессоров и турбонасосов. Газовые турбины работают на технологических и отбросных газах химических производств, имеющих избыточное давление, и также используются в качестве привода турбокомпрессоров и турбонасосов. [c.299]

В текущей пятилетке предстоит создание оборудования для полупиковой парогазовой установки мощностью 600—700 МВт на базе маневренной паровой турбины К-500-130 и газотурбинной установки типа ГТ-100. Для этой же цели намечено ввести в эксплуатацию парогазовую установку типа ПГУ-250 с высоконапорным парогенератором аощностью 250 МВт на основе паровых турбин К-200-130 и ГТ-45-820. [c.116]

Кроме того, рассматриваются разные варианты промежуточного перегрева пара. Для БН-600 он осуществляется в пределах парогенератора до температуры свежего пара, как на обычных ТЭС. Поэтому оказалось возможным применить серийные паровые турбины перегретого пара. Однако опыт эксплуатации показал, что при такой организации промежуточного перегрева осложняются режимы останова и особенно пуска установки — могут возникнуть тепловые удары при поступлении холодного пара из ЦВД в промежуточный пароперегреватель. Для энергоблоков с реакторами БН возможны варианты выполнения промежуточного перегрева пара, повышающие надежность работы, но снижающие температуру перегрева пара перед ЦСД по сравнению с температурой свежего пара. Так как для серийных турбин ТЭС обе эти температуры равны, то потребуются некоторые изменения в конструкции цилиндров среднего, а возможно, и низкого давлений. Для АЭС с натриевым теплоносителем возможно также использование парогенераторов сверхкритическнх параметров. [c.87]

Положение кардинально изменилось лишь тогда, когда в качестве первичных двигателей стали применять быстроходные паровые турбины и на их основе возник совершенно новый тип синхронных генераторов. В 1884 г. Ч. Парсонс изобрел реактивную паровую турбину, предназначенную специально для электростанции. Для того чтобы этот быстроходный двигатель насадить без промежуточного редуктора на один вал с электрическим генератором, имевшим значительно меньшую оптимальную скорость, Парсонс разработал многоступенчатую турбину. Дальнейшее совершенствование турбины Парсонса шло неразрывно с развитием генераторов возник единый агрегат — турбогенератор [2, с. 60—62]. Некоторое время создавались турбогенераторы постоянного тока, предельная мощность которых достигла 2000 кВт при 1500 об/мин. Постепенно они были вытеснены турбогенераторами, вырабатывавшими переменный ток. Большие скорости вращения сказались на конструктивном выполнении обмоток генераторов первоначально роторы строили с явно выраженными полюсами, но возросшая механическая нагрузка и большие потери на трение о воздух заставили перейти к распределенной обмотке возбуждения. Уже в 90-х годах турбина Парсонса получила широкое распространение в Англии, а ее применение на Европейском континенте несколько задержалось, несмотря на то что в 1895 г. фирма Westinghous , а годом позже фирма Brown, Boveri С° прибрели право на строительство турбин Парсонса [36, с. 62]. Перелом произошел в 1899 г., когда Парсонс выполнил заказ на две крупные по тому времени турбины для приво- [c.81]

В 1884 г. идею использования турбины как основного двигателя судна попытался реализовать Ч. Парсонс, однако первый опыт не увенчался успехом из-за проявления эффекта кавитации, до того не встречавшегося. Кавитация полностью уничтожила выгоды от увеличения скорости вращения винта. Для ликвидации возникшего затруднения необходимо было усовершенствовать винт. Парсонс провел серию опытов с целью установить причину неэффективности старых форм винтов. В 1897 г. Парсонс добился успеха. Его судно, названное Турбинией , водоизмещением 44 т развивало скорость 34,5 узла [24, с. 151]. Укажем, что скорость Великого Восточного , построенного в 1858 г. и являвшегося выдающимся судном своего времени, была более чем вдвое меньше. В паровых турбинах применяют пар высоких параметров — давление до 45 ат и температура до 470° С. Недостаток турбин — отсутствие реверса, что требует установки дополнительных турбин обратного хода. В начале [c.237]

Количество тепловой энергии, содержащейся в 1 кг воздуха (газа), поступающего в газовую турбину, примерно в шесть раз меньше, чем в 1 кг пара, поступающего в паровую турбину. Поэтому при равных мощностях и обычных параметрах пара и газа для паровых и газовых турбин расход рабочего тела, проходящего через газовую турбину, в шесть раз больше, чем раеход пара через паровую турбину. Это приводит к тому, что высота лопаток первых [c.16]

На паротурбинных электростандиях мы постояино встречаемся с превращениями различных видов энергии. При сжигании топлива в топке парового котла его химическая энергия превращается в тепловую, переда ваемую продуктам горения (дымовым газам). Дымовые газы нагревают воду, находящуюся в котле, до кипения и превращают ее в пар, обладающий определенным запасом тепловой энергии. За счет запаса тепловой энергии водяной пар, расширяясь в соплах паровой турбины, приобретает большую скорость и, поступая на рабочие лопатки ротора, заставляет его вращаться с определенным числом оборотов. Таким образом, в турбине тепловая энергия пара превращается в механическую работу вращения вала. Но вал турбины при помощи муфты соединен с валом ротора электрического генератора, и при вращении его в обмотке статора (неподвижной части) генератора получается электрический ток. В результате механическая энергия турбины превращается в электрическую. [c.6]

Однако, когда появились затруднения в повышении начальных параметров пара в турбинах свыше (20- -30) 10 Па, 400—450° С с целью дальнейшего снижения удельного расхода топлива, мысль конструкторов снова вернулась к идее применения неводяных паров, но уже не в поршневых машинах, а в паровых турбинах. Применение неводяных паров обещало возможности улучшения термодинамического цикла как за счет изотермического подвода тепла при более высокой температуре и умеренном начальном давлении, так и за счет понижения температуры отвода тепла при умеренном вакууме. [c.10]

Освоение рассмотренных турбин типа К-50-29 положило начало крупному турбиностроению на двух сотрудничавших между собой заводах, обладавших уже в то время первоклассным оборудованием и большими производственными возможностями. В 1938 г. на ХТГЗ выпустили двухцилиндровую паровую турбину максимальной мощностью 100 МВт при 1500 об/мин, продолжая развивать строительство тихоходных турбин. [c.7]

После войны энергетика оказалась в очень тяжелом состоянии в результате общего урона, нанесенного промышленности, а также вследствие эксплуатации сохранившихся электростанций с предельной нагрузкой. ХТГЗ был полностью выведен из строя, турбинное производство на ЛМЗ прекратилось, а на УТМЗ еще не было развернуто. Встала задача в короткий срок организовать выпуск крупной серии мощных паровых турбин, в первую очередь на ЛМЗ, в рамках имеющихся средств производства. Для решения этой задачи необходимо было, по возможности, упростить конструкции турбин, широко применить сварные изделия вместо литых и, конечно же, унифицировать турбинное оборудование. Вместе с тем и топливная проблема была крайне острой. Поэтому повышение начальных параметров пара было весьма кстати, хотя и встречало производственные трудности. [c.15]

Указанные меры могут оказаться также полезными при модернизации проточных частей находящихся в эксплуатации паровых турбин, так как повышение корневой и снижение периферийной степени реактивности ведет к росту к.п. д. ступени. При этом неизбежная для ступеней, закрученных в соответствии с условием СиГ = onst, переменная вдоль радиуса величина Сги не приводит к снижению к. п. д. ступени, если она выбирается в допустимых пределах (см. гл. XII). Применение закруток, обеспечивающих сниженный градиент степени реактивности, целесообразно для последних ступеней мощных паровых турбин, которые проектируют с высокой корневой степенью реактивности с целью расширения диапазона безотрывного обтекания РК на режимах малых расходов. [c.192]

Заводы — изготовители промышленных паровых турбин небольшой мощности полагают, что требования ПТЭ [Л. 23], относящиеся к устройствам защиты и сигнализации для большей части промышленных турбин, несколько завышены, считая, что дело не столько в сравнительно небольшой мощности и невысоких параметрах, сколько в том, что промышленная турбина — это турбина теплофикационная с предельной выработкой энергии на тепловом потреблении, и автоматика и защита конденсационного устройства и системы регенеративного подогрева или не нужна вовсе, или доллгна быть сведена к минимуму. Имеет значение и то, что в промышленной установке относительно велико количество персонала. Поэтому ряд автоматических устройств, возможно, не оправдан. Исходя из указанного, заводы — изготовители промышленных турбин не снабжают их многими системами защиты и автоматики, требуемыми Правилами технической эксплуатации. Поэтому задачей персонала ТЭЦ является доукомплектование своих турбоустановок дополнительной защитой, указателями, сигнализацией, которые действительно необходимы, исходя из конструктивных особенностей данных турбин и условий их эксплуатации. Что касается малой автоматизации, то она имеет смысл тогда, когда она позволяет расширить круг обязанностей персонала, сократив [c.76]

Для контроля за ползучестью главного паропровода высокого давления на нем установлены бобышки в соответствии с правилами Госгортехнадзора. После паровой турбины высокого давления пар с температурой 320" С н давлением 16 ата направляется на действующую конденсационную турбину низкого давления АК-30 по паропроводу 2 325x11 мм из углеродистой стали. Отработавший пар после турбины высокого давления или БРОУ может быть направлен также на главные паропроводы низкого давления котельного цеха. Мятый пар после БРОУ по трубопроводу объединяется с отработавшим паром предвключенной турбины высокого давления. На отработавшем паре турбины высокого давления и мятом паре после БРОУ установлены предохранительные клапаны импульсного типа. Для замера расхода пара установлена измерительная шайба, учиты-ваюш,ая общий расход пара на паровую турбину высокого давления и БРОУ. Пар на ПВД подается из противодавления паровой турбины высокого давления. Конденсат ПВД направляется на деаэратор. [c.48]

I — щит электронных регуляторов 2 — пульт управления паровой турбиной 3 — пульт управления парогенератором и газо вой турбиной 4 — турбогенератор Р-12-90Д8 5 — пусковое РОУ 5 — экономайзер I ступени 7 — дымовая труба — соединительный газопровод ВГГГ с газовой турбиной 9 — газовая турбина — парогенератор // — дополнительная камера сгорания /2 — компрессор — генератор газовой турбины / -деаэратор /5 — насос принудительной циркуляции ЭЦН-3 [c.55]

Как было показано в 5.6, нагрев питательной воды паровых турбин за счет использования тепловых ВЭР в количестве Свэр. МДж/с, приводит к снижению расхода теплоты, отводимой в регенеративные отборы, в размере AQper. Если значение AQper не превышает 10% расхода теплоты на турбину (это соответствует отключению не более трех подогревателей), расчет энергетической эффективности от использования ВЭР осуществляют методом, основанным на понятиях коэффициен- [c.127]

В течение многих лет для изготовления лопаток паровых турбин, бандажей и бандажной проволоки применяют феррит-ные нержавеющие стали 1X13 и 2X13. Термическая обработка этих сталей — закалка с высоким отпуском. Получаемая после этого структура — сорбит. На рис. 94, б показана микроструктура турбинной лопатки из стали 2X13. [c.197]

Конденса ционкые устройства паровых турбин. Конденсационное устройство предназначено для создания вакуума в выпускной части турбины, а также для конденсации отработавшего в турбине пара. Очевидно, что чем больше разрежение в конденсаторе, тем больший теплоперепад может быть использован турбиной при ОлЧних и тех же начальных параметрах пара. Поэтому стационарные турбины имеют конденсационные устройства, создающие глубокий вакуум. Для паровых турбин применяют конденсаторы, в которых пар не соприкасается с окружающей водой. Образованный конденсат используется для питания паровых котлов. На рис. 190 дана схема устройства поверхностного конденсатора. Этот конденсатор представляет собой стальной сварной барабан (корпус /) с двумя крышками 4 по торцам. На концах барабана посредством двух вертикальных листов 2 называемых трубными досками, отделены водяные камеры 5 от пара. Водяные камеры, в свою очередь, часто разделяются перегородками иа два или несколько отделений. 254 [c.254]

Цельнокованые роторы паровых турбин изготовляются из стали марки 34ХЛ11А, содержащей около 1% хрома и 0,5% молибдена. Технология изготовления этих роторов в основном такая же, что и роторов турбогенераторов, с тем отличием, что роторы паровых турбин всегда подвергаются при окончательной термической обработке нормализации с отпуском. Режим охлаждения поковок цельнокованых роторов, как видно из фиг. 56, состоит из нормализации, переохлаждения до 400° и отпуска (изотермической выдержки) при 640—660° в течение 72 час. с последующим медленным охлаждением в печи. Диаметр поковок роторов около 1000 мм. [c.126]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...