И предварительная оценка расхода пара

Проточная часть проектируется на экономическую мощность, кото-рая соответствует максимальной экономичности турбины. Экономическая мощность определяется в зависимости от назначения турбины. Для турбин малой и средней мощности, а также турбин с противодавлением:

N_эк = (0,7–0,8) N_н.

Для базовых турбин большой мощности и турбин АЭС:

N_эк = (0,9–1,0) N_н.

Располагаемый теплоперепад всей турбины Н₀, кДж/кг, определяется по заданным параметрам Р₀, t₀и Р_k от точки А₀до А_кt (рис. 2). Давление перед соплами регулирующей ступени с учетом потерь в стопорном и регулирующих клапанах, бар:

Р₀ (0,95–0,97).

Давление за последней ступенью с учетом потерь в выхлопном патрубке, бар:

,

где С_вп – скорость потока в выхлопном патрубке; для конденсационных турбин С_вп = 100–120 м/с; для турбин с противодавлением и ЦВД С_вп= 50–80 м/с; λ = 0,08–0,10.

Точка характеризует состояние пара после клапанов перед соплами регулирующей ступени. Отрезок определяет распола-гаемый теплоперепад проточной части Н₀', кДж/кг (рис. 2).

Расход пара на турбину или цилиндр в первом приближении, кг/с:

.

Здесь относительный электрический КПД η_оэв первом приближении принимается в зависимости от номинальной мощности турбины по табл. 1;

N_эк – экономическая мощность, кВт.

Рис. 2. Процесс расширения турбины

Таблица 1

КПД	Номинальная мощность турбины Nн, МВт
						300 и выше
Относительный электрический КПД, ηоэ = ηоi ∙ ηм∙ ηг	0,78–0,81	0,79–0,83	0,81–0,84	0,83–0,84	0,84–0,86	0,84–0,86	0,84–0,86
Механический КПД, ηм	0,97–0,99	0,98–0,99	0,98–0,99	0,99	0,99	0,99	0,99
КПД электрического генератора, ηг	0,96–0,97	0,96–0,97	0,97–0,98	0,98–0,99	0,99	0,99	0,99