Влажность пара в турбине конечна

Повышение к. п. д. благодаря регенерации при различном начальном давлении и переменной начальной температуре (обеспечивающей конечную влажность пара в турбине 13%) при числе отборов г = 4—5—6 показано на фиг. 46 и в табл 6. [c.75]

Указанные величины допустимой конечной влажности пара в турбине являются ориентировочными. Они изменяются в сторону повышения с прогрессом техники турбостроения. [c.92]

Промежуточный перегрев можно применить с целью а) максимально возможного повышения тепловой экономичности (путем применения повышенных параметров промежуточного перегрева) б) поддержания допустимой конечной влажности пара в турбине независимо от величины начального давления. [c.95]

Соответственно рассмотрим следующие виды циклов а) с вторичным перегревом при различных давлениях до одинаковой относительно высокой температуры (близкой к начальной Т ), причем конечная влажность равна или ниже допустимой б) с вторичным перегревом при различных давлениях до различных температур, обеспечивающих конечную влажности пара в турбине, равную допустимой. [c.95]

Исследуем тепловую экономичность цикла с вторичным перегревом, обеспечивающим постоянную (допустимую) конечную влажность пара в турбине (фиг. 716). Коэффициент полезного действия добавочного цикла, а следовательно, и к. п. д. цикла с вторичным перегревом повышаются непрерывно с повышением давления-и температуры вторичного перегрева, т. е. с уменьшением теплоперепада до вторичного перегрева (фиг. 72). Если верхний предел температуры после вторичного перегрева задан, например "впм 0 ТО ИЗ этого условия определяется максимальное значение давления вторичного перегрева при котором сохраняется [c.95]

Конечная влажность пара в турбине, % 8,0/13,8 6,4/10,5 8,0/11,7 5,3/7,0 [c.91]

Паротурбинные энергоблоки мощностью 150 МВт и выше в Советском Союзе выполняют с промежуточным газовым перегревом пара температуры свежего пара и промежуточного перегрева обычно равны to = t-n.n. Промежуточный перегрев пара применяется на паротурбинных электростанциях с целью повышения их КПД, а также для ограничения конечной влажности пара в турбине при высоком его начальном давлении, когда повышение начальной температуры ограничено по технологическим или экономическим причинам. При газовом перегреве пар, проработавший в ряде ступеней (обычно в части высокого давления — ЧВД) турбины, отводится в промежуточный перегреватель, использующий в паровом котле теплоту топлива (газов) после промежуточного перегрева пар возвращается к следующим ступеням (части среднего давления — ЧСД) турбины. [c.18]

Парные значения начальной температуры и начального давления, соответствующие заданной конечной влажности пара в турбине, [c.38]

Приводим значения сопряженных начальных параметров пара, отвечающие конечной влажности пара в турбине 13% и внутреннему относительному КПД турбины 0,85 [c.38]

Для снижения конечной влажности пара в турбине применена внешняя сепарация влаги в сепараторе жалюзийного типа в сочетании с двухступенчатым паровым промежуточным перегревом, В турбоустановке имеются четыре сепаратора-пароперегревателя СПП-1000. Дренаж влаги и греющего пара через конденсато-сборники отводится в систему регенерации. [c.194]

Сопряженные начальные параметры — парные значения начальных температуры и давления, обеспечивающие одно и то же значение конечной влажности пара в турбине. [c.302]

Из-за большой конечной влажности пара в турбине давление сухого насыщенного пара (точка I на рис. 2.44, б) в цикле Ренкина на насыщенном паре не может быть больше 0,5 МПа КПД при этом не будет превышать 20 %. [c.154]

Промежуточный перегрев пара, сильно усложняющий установку, практически дает экономию только в случаях его применения при достаточно высоких значениях давления и температуры промежуточного перегрева. Поэтому он должен применяться в установках с очень высокими начальными параметрами, в которых отсутствие промежуточного перегрева вызывало бы недопустимо большую конечную влажность пара в турбине, а дальнейшее [c.91]

При начальном давлении пара выше 100 аг для снижения конечной влажности пара в турбине и для повышения к. п. д. ТЭС применяют промежуточный перегрев пара обычно одноступенчатый, на отдельных установках —двухступенчатый. На советских электростанциях промежуточный перегрев пара применяют для конденсационных турбоагрегатов мощностью от 100 тыс. кет и выше запроектировано применение его для наиболее крупных теплофикационных турбоагрегатов (Т-250-240). [c.20]

На установке без промежуточного перегрева пара на выбор начального давления при данном уровне начальной температуры влияет допустимая величина конечной влажности пара в турбине, обычно равная 12%. Превышение этой величины приводит к снижению надежности работы ступеней в области влажного пара из-за повышенной эрозии (механического износа) лопаточного аппарата каплями влаги, выпадающими из общего парового потока. Коэффициент полезного действия ступеней турбины, работающих на влажном паре, снижается примерно на 1 % на каждый процент влажности пара. [c.48]

Конечная влажность пара в турбине 48 Консистенция пульпы 325, 326 [c.396]

Однако при давлениях более 100—120 бар перегрев пара даже до 500— 550° С не обеспечивает допустимой величины конечной влажности пара. В этих условиях становится необходимым промежуточный перегрев пара после расширения его в начальной части турбины. [c.580]

В установках с паровыми турбинами степень влажности пара при выходе из турбины составляет обычно 13—14 % (в некоторых случаях она может быть больше). Наиболее простым способом уменьшения конечной влажности пара является повышение степени перегрева острого пара. Однако при давлениях более (10 —1,2-10 ) Па перегрев пара даже до 773—823 К не обеспечивает допустимого значения конечной влажности пара. В этих условиях необходимо осуществлять промежуточный перегрев пара после расширения его в начальной части турбины (рис. 8.33). Температуру промежуточного перегрева следует выбирать так, чтобы КПД установки был максимальным. [c.544]

Цикл паросиловой установки с промежуточным перегревом пара. На рис. 1.71 приведена принципиальная схема паросиловой установки с промежуточным перегревом пара, а на рис. 1.72, а, б изображен цикл, по которому она работает. Как видно из этих рисунков, здесь вместо расширения пара в турбине до недопустимой малой степени сухости хг < 0,8), осуществляющегося в цикле без промежуточного перегрева пара, достигается допустимая степень сухости Хг 0,8 при том же конечном давлении р . В первой секции турбины происходит расширение пара до некоторого промежуточного давления р , после чего он поступает во второй пароперегреватель 2, где за счет теплоты дымовых газов, выходящих из первого пароперегревателя I, он снова перегревается при постоянном давлении Ре до температуры После этого пар поступает во вторую секцию турбины, где он расширяется до заданного конечного р давления в области допустимой влажности паров. [c.95]

Однако при давлениях более 100—120 бар перегрев пара даже до 500—550° С не обеспечивает допустимой величины конечной влажности пара. В этих условиях становится необходимым промежуточный перегрев пара после расширения его в начальной части турбины. Промежуточный перегрев пара иногда называют также вторичным. [c.440]

На рис. 4 в Г—S-координатах приведены циклы насыщенного пара для ртути, цезия, рубидия, натрия и калия при начальной температуре ЮПО"" С. Конечная температура цикла для каждого рабочего тела различна и соответствует конечному давлению пара, при котором влажность пара за турбиной составляет 18%. Наиболее благоприятны термодинамические характеристики циклов насыщенного пара ртути, цезия и рубидия. Их к. п. д. близок [c.24]

Принятые начальные и конечные параметры цикла из-за недопустимо высокой влажности пара в последних ступенях турбины не позволяют использовать наиболее простой цикл турбоустановки (без промежуточной сепарации влаги и без промежуточного перегрева пара), поскольку еще не разработаны эффективные устройства для удаления влаги из проточной части турбины. Применение промежуточного перегрева пара с использованием в качестве греющего острого пара или пара из отборов турбины оказывает двоякое воздействие на экономичность турбоустановки с одной стороны, происходит уменьшение влажности в ступенях турбины, расположенных после промперегрева, и уменьшение потерь от влажности пара, с другой стороны, снижается к.п.д. термодинамического цикла турбоустановки. Чтобы отдельно рассмотреть влияние схемы и параметров промежуточного перегрева пара на экономичность термодинамического цикла установки, были проведены расчеты для цикла с идеальной турбиной, в которой отсутствуют потери, связанные с влажностью пара, и ограничения по предельной влажности. Результаты расчетов даны на рис. 4.2. [c.84]

Уменьшение конечной влажности ртутного пара должно достигаться выбором оптимального соотношения начального и конечного давлений ртутного пара в турбине и конструктивными приспособлениями для улавливания капельной ртути из потока пара в последних ступенях турбины. [c.24]

В последнее время как на отечественных, так и на зарубежных АЭС применяются турбины с выносными сепараторами, совмещенными с перегревателями. Наличие перегревателя позволяет не только снизить конечную влажность пара после турбины, но и повысить экономичность [c.191]

Для снижения конечной влажности пара в цилиндрах турбины до допустимого значения 10—13 % применяют подсушку и промежуточный перегрев пара. Между цилиндрами турбины устанавливают сепаратор влаги (С) для подсушки пара до сухости примерно 0,99 и вслед за ним пароперегреватели промежуточного перегрева, обогреваемые паром из отбора турбины (ППо) и свежим паром (ППс) (рис. 4.14). Начальное давление насыщенного водяного пара по условиям ограничения параметров воды в ядерном реакторе принимают 6,0—7,0 МПа с соответствующей температурой насыщения примерно 280 С. [c.46]

С 10 ДО 30 °С приводит к снижению относительного КПД производства электроэнергии соответственно на 0,4 и 0,6 % с одновременным повышением температуры уходящих газов. Значение температурного напора на горячем конце пароперегревателя ВД желательно выбирать не более 30 °С для достижения максимального КПД установки и снижения конечной влажности пара в паровой турбине. [c.352]

Первая ступень энергетических параметров пара (3,90 МПа, 440 °С) принята, исходя из возможности выполнения пароперегревателя и ступеней высокого давления турбины из углеродистой стали. Температура труб пароперегревателя должна быть не выше 500 °С. Давление 3,90 МПа принято по условию допустимой конечной влажности пара в ступенях низкого давления турбины 10—12%. [c.305]

Влажность пара в последних ступенях турбин тем больше, чем выше начальное давление пара при одной и той же начальной температуре, чем ниже конечное давление пара и чем выше внутренний к. п. д. турбины. [c.88]

Переход на высокие начальные давления при умеренных температурах перегрева способствует (как это можно легко видеть на s-i — диаграмме) тому, что процесс расширения пара в турбине попадает в область повышенных значений влажности (см. рис. 111). Повышенная конечная влажность пара-неблагоприятно сказывается на экономичности установки и вредно влияет на конструкцию турбины (из-за эрозии последних рядов ее лопаток). [c.282]

Промежуточный перегрев пара, используемый на современных ТЭС, позволяет снизить конечную влажность пара в турбине и увеличить КПД установки. Схема ПТУ на перегретом паре с промежуточным перегревом (промперегре-вом) представлена на рнс. 10.26,а, цикл, соверщаемый рабочим телом этой установки, — на рис. 10.26,6 процесс в турбинах — на рис. 10.26,в. [c.288]

В действительном процессе работы пара в турбине конечная влажность пара не должна превышать примерно 12% такое ограничение обусловливается эрозией последних лопаток каплями влаги, выделяюц имися из общего парового потока, а также снижением КПД последних ступеней, работающих на влажном паре. Это снижение КПД на каждый дополнительный процент влажности пара составляет 0,5—17о- Имея это в виду, нужно считать не все точки кривых = / (Po)t реально достижимыми. [c.38]

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]

И К. п. д. установки из-за дополнительных необратимых потерь влажного пара на лопатках. Под воздействием капельной влаги пара происходит эрозия лопаток. Поэтому в установках с высокими начальными параметрами пара применяют промежуточный перегрев пара, что снижает влажность пара в процессе расширения и ведет к повышению к. п.д. установки. Рассмотрим схему установки с промежуточным перегревом пара. (рис. 11.9) и цикл этой установки в Т — 5-диаграмме (рис. 11.10). Из парового котла пар поступает в основной пароперегреватель 2 и далее в турбину высокого давления 4, после расширения в которой пар отводится в дополнительный пароперегреватель 3, где вторично перегревается при давлении р р до температуры Ts. Перегретый пар поступает в турбину низкого давления 5, расширяется в ней до конечного давления р2 и направляется в конденсатор 7. Влажность пара после турбины при наличии дополнительного перегрева его значительно меньше, чем без дополнительного перегрева хд>Х2. Применение промежуточного перегрева пара повышает к. п.д. реальных установок примерно на 4%. Этот выигрыш получают как за счет повышения относительного к. п.д. турбины низкого давления, так и за счет некоторого повышения суммарной работы изо-энтропного расширения на участках цикла 1—7 и 8—9 (см. рис. 11.10) по отношению к изоэнтропной работе расширения на участке 1—2 в силу того, что разность энтальпий процесса 8—9 больше разности энтальпий процесса 7—2, так как изобары в к — 5-диаграммах несколько расходятся слева направо (см. рис. 8.11). [c.172]

Таким образом, применение промежуточного перегрева острым или отборным паром для снижения влажности пара в проточной части турбины менее эффективно с точки зрения экономичности термодинамического цикла, чем использование промежуточной сепарации влаги в вынесенных сепараторах или применение влагоудаляющих устройств в ступенях турбины. Применение промежуточного перегрева может быть оправдано только необходимостью обеспечения допустимого по условиям длительной надежности работы лопаточного аппарата значения конечной влажности пара в последних ступенях турбины или существенным повышением внутреннего относительного к.п.д. турбоустановки из-за снижения влажности пара в ступенях. Учет последнего обстоятельства достаточно сложен, так как пока нет надежных методов определения действительной влажности пара в ступени, методов расчета количества удаленной влагоулавливающими устройствами влаги, а также величины потерь от влажности. [c.85]

В последнее десятилетие ввиду интенсивного развития многих существующих отраслей техники и возникновения новых, рабочие процессы в которых сопровождаются образованием иарожлдкостных систем и систсхм с твердыми включениями, наблюдается повышенный интерес к проблемам двухфазных сред. Особенно остро vГ poблeмы влажного пара стали, прр вляться в атомной энергетике, развитие которой во многих странах, в том числе и в СССР, идет в настоящее время на базе водо-водяных и кипящих реакторов. Процессы расширения пара в турбинах такого типа электростанций, как правило, начинаются с линии насыщения и при отсутствии промежуточного перегрева целиком лежат в двухфазной области состояний. Высокая конечная влажность пара приводит к необходимости использования выносных сепараторов, развитой системы сепарации внутри проточной части турбины и специальных мер защиты проточной части от эрозии. Рост единичных мощностей турбин, увеличение длин рабочих лопаток и их окружных скоростей приводит к дополнительным трудностям при ре- [c.3]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...