Расчет отсека ЦВД турбины К-500-240-4 ЛМЗ

Тип работы:
Курсовая
Предмет:
Производство и технологии


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

http: ///

Министерство образования Республики Беларусь

Белорусский национальный технический университет

Энергетический факультет

Кафедра «Тепловые электрические станции»

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по дисциплине «Турбины ТЭС и АЭС»

Тема: «Расчет ЦВД турбины К-500−240−4 ЛМЗ»

Исполнитель: студент Волчёк Александр Николаевич

Руководитель: ст. преподаватель Нерезько Андрей Викторович

Минск 2011

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОПИСАНИЕ ТУРБИНЫ

  • 2. РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ТУРБОАГРЕГАТА
    • 2.1 Построение процесса расширения пара в h-s диаграмме
      • 2.2 Расчет величины расхода пара на турбину
      • 3. РАЗБИВКА ТЕПЛОПЕРЕПАДА ЦВД ПО СТУПЕНЯМ
      • 3.1 Расчет регулирующей ступени
      • 3.2 Определение числа ступеней ЦВД турбины за регулирующей ступенью и значений тепловых перепадов
      • 4. РАСЧЕТ СТУПЕНЕЙ ЦВД
      • 4.1 Расчет первой нерегулируемой ступени ЦВД
      • 4.2 Сводная таблица расчета ступеней ЦВД
      • 4.3 Построение треугольников скоростей ступеней ЦВД турбины
      • 5. ТЕХНИЧЕСКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ТУРБОУСТАНОВКИ
      • 6. СПЕЦЗАДАНИЕ 1. пРОЧНОСТНЫЕ РАСЧЕТЫ НАИБОЛЕЕ НАГРУЖЕННЫХ ЭЛЕМЕНТОВ ТУРБИНЫ
      • 6.1 Прочностной расчет лопаток последней ступени
      • 6.2 Прочностной расчет диска последней ступени
      • 7. СПЕЦЗАДАНИЕ 2. оПИСАНИЕ СИСТЕМЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ ТУРБИНЫ
      • ЗАКЛЮЧЕНИЕ
      • СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

Развитие человеческого общества на современном этапе неразрывно связано с процессом производства и использования энергии. Наиболее распространенной, чистой и дешевой является электрическая энергия. Значительная доля электрической энергии вырабатывается на тепловых и атомных электрических станциях, которые и обеспечивают потребности человечества на данном этапе. Современная энергетика основывается на централизованной выработке электроэнергии. Установленные на электростанциях генераторы в подавляющем большинстве имеют привод от паровых турбин. Таким образом, паровая турбина является основным типом двигателя на современной тепловой электростанции, в том числе на атомной. Обладая большой быстроходностью, паровая турбина отличается малыми размерами и массой и может быть построена на большую единичную мощность. Вместе с тем у данного типа турбин достигнута высокая экономичность работы. Это главным образом и определило широкое распространение паровых турбин в современной энергетике. К недостаткам её стоит отнести невысокую маневренность, долгий пуск и набор мощности, что стоит препятствием для эффективного и экономичного использования паровых турбин для покрытия пиковой части графика потребления электроэнергии.

В данном курсовом проекте рассчитывается ЦВД турбины К-500−240−4 ЛМЗ.

1. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОПИСАНИЕ ТУРБИНЫ

Общие сведения. Конденсационная паровая турбина К-500−240−4 ЛМЗ номинальной мощностью 525 МВт предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока ТВВ-500−2ЕУЗ мощностью 500 МВт и для работы в блоке с прямоточным котлом. Номинальные параметры турбины представлены в таблице 1. 1

Турбина К-500−240−4 ЛМЗ соответствует требованиям ГОСТ 3618–85, ГОСТ 24 278–85 и ГОСТ 26 948–86.

Таблица 1.1 — Номинальные значения основных параметров турбины

Показатель

К-500 -240

1. Мощность, МВт

525

2. Начальные параметры пара:

давление, МПа

23. 5

температура. °С

540

3. Параметры пара после промежуточного перегрева:

давление, МПа

3. 75

температура. °С

540

4. Максимальный расход свежего пара, т/ч

1650

5. Температура воды. °С

питательной

276

охлаждающей

12

6. Расход охлаждающей воды, т/ч

51 480

7. Давление пара в конденсаторе. кПа

3,3

Характеристики отборов турбины приведены в таблице 1.2.

Таблица 1.2 — Характеристика отборов турбины

Потребитель пара

Параметры пара в камере отбора

Количество отбираемого пара, т/ч

Давление, МПа

Температура. °С

ПВД № 3

6,13

346

101,7

ПВД № 2

4. 20

297

157. 6

ПВД № 1

1. 87

446

88,5

Турбопривод

1,187

383

97. 7

Деаэратор

1,187

383

19.0 + 13. 7*

ПНД № 4

0,473

267

50

ПНД № 3

0. 263

203

60. 4

ПНД № 2

0. 107

122

73. 8

ПНД № 1

0. 0187

58. 5

50. 6

* Пар из концевых уплотнений.

Турбина может длительно работать с минимальной мощностью 150 МВт при номинальных параметрах пара. При этом время постепенного перехода от номинальной мощности до 30% составляет не менее 60 мин. В диапазоне мощности от 100 до 70% температура свежего пара и пара промежуточного перегрева должна быть номинальной. При снижении мощности от 70 до 30% возможно плавное снижение температуры от номинальной до 505 °C за время не менее 60 мин. Турбина может работать при скользящем давлении свежего пара. Допускается устойчивая работа турбины с мощностью менее 30% номинальной вплоть до нагрузки на собственные нужды, а также работа на собственные нужды и на холостом ходу после сброса нагрузки. При этом длительность работы на холостом ходу и нагрузке на собственные нужды не более 40 мин. Допускается работа турбины в беспаровом режиме длительностью до 3 мин. Конденсаторы турбины оборудованы водо- и пароприемными устройствами. Водоприемные устройства рассчитаны на прием при пуске турбины 500 т/ч воды давлением 1,96 МПа при температуре до 200 °C из котла и растопочных расширителей Пароприемные устройства рассчитаны на прием из быстродействующей редукционно-охладительной установки (БРОУ) при пусках и сбросах нагрузки до 1020 т/ч и температуре до 200 °C. Прием пара и воды в конденсаторы прекращается при давлении в конденсаторах выше 0,029 МПа.

Конструкция турбины. Турбина представляет собой одновальный четырехцилиндровый агрегат, состоящий из ЦВД+ЦСД + 2ЦНД. Пар из котла подводится по двум паропроводам к двум стопорным клапанам. Каждый из них сблокирован с двумя регулирующими клапанами, от которых пар по четырем трубам поступает к ЦВД. Во внутренний корпус ЦВД вварены четыре сопловые коробки патрубков. Пароподводящие штуцера имеют сварные соединения с наружным корпусом цилиндра и подвижные — с горловинами сопловых коробок. Пройдя сопловой аппарат, пар поступает в левый поток, состоящий из регулирующей ступени и пяти ступеней давления, поворачивает на 180° и перепускается в правый поток, состоящий из шести ступеней давления, и далее отводится на промежуточный перегрев по двум паропроводам. После промежуточного перегрева пар по двум трубам подводится к двум стопорным клапанам ЦСД, установленным по обе стороны цилиндра, и от них к четырем коробкам регулирующих клапанов, находящихся непосредственно на цилиндре.

Двухпоточный ЦСД имеет по 11 ступеней в каждом потоке, причем первые ступени каждого потока размещены в общем внутреннем корпусе. Из выхлопных патрубков ЦСД пар по двум трубам подводится к двум ЦНД.

ЦНД — двухпоточные, имеют по пять ступеней в каждом потоке. Впуск пара производится в среднюю часть цилиндра, состоящую из наружной и внутренней частей Выхлопные патрубки ЦНД привариваются к продольному конденсатору.

Роторы ВД и СД — цельнокованые, роторы НД — с насадными дисками, с высотой рабочих лопаток последних ступеней 960 мм. Средний диаметр этой ступени -2480 мм. Роторы имеют жесткие соединительные муфты и лежат на двух опорах. Фикспункт валопровода (упорный подшипник) расположен между ЦВД и ЦСД. Турбина снабжена паровыми лабиринтовыми уплотнениями. В предпоследние отсеки концевых уплотнений ЦНД подается пар с давлением 0,101−0,103 МПа из коллектора, давление в котором регулятором поддерживается равным 0,107−0,117 МПа. Концевые уплотнения ЦВД и ЦСД работают по принципу самоуплотнения. Отсосы из предпоследних отсеков сведены в общий коллектор, в котором регулятором «до себя» поддерживается давление 0,118−0,127 МПа. Из концевых каминных камер уплотнений всех цилиндров паровоздушная смесь отсасывается эжектором через вакуумный охладитель. Схема питания концевых уплотнений ЦВД и ЦСД позволяет подавать горячий пар от постороннего источника при пусках турбины из неостывшего состояния.

Лопаточный аппарат турбины рассчитан и настроен на работу при частоте в сети 50 Гц, что соответствует частоте вращения ротора турбоагрегата 50 с-1. Допускается длительная работа турбины при отклонениях частоты в сети 49,0−50,5 Гц.

Возможен автоматический пуск турбины и последующее нагружение после простоя любой продолжительности. Предусматривается пуск турбины на скользящих параметрах пара из холодного и различной степени неостывшего состояний. Общее число пусков за весь период эксплуатации из горячего и неостывшего состояний — по 750.

Для сокращения времени прогрева турбины и улучшения условий пуска предусмотрен паровой обогрев фланцев и шпилек горизонтального разъема ЦВД и ЦСД, а также блоков клапанов ЦВД.

Комплектующее оборудование. В состав комплектующего оборудования турбоустановки входят:

— паровая турбина с автоматическим регулированием, валоповоротными устройствами, фундаментными рамами, блоком стопорных регулирующих клапанов высокого давления, коробкой защитного клапана ЦСД с клапаном, обшивкой турбины;

— внутритурбинные трубопроводы;

— баки масляной и огнестойкой жидкости системы регулирования, маслоохладители;

— охладитель пара уплотнений; эжекторы водоструйные;

— электрическая часть системы регулирования;

— регенеративная установка, включающая ПНД № 1, 2, 3, 4 и 5 поверхностного типа, ПВД № 1, 2, 3 поверхностного типа с регулирующими и предохранительными клапанами;

— установка ПСВ;

— насосы и электрооборудование турбоустановки;

— конденсаторная группа, содержащая два продольных конденсатора и затворы на выходе охлаждающей воды.

Таблица 1.3 — Комплектующее теплообменное оборудование

Наименование

Обозначение

в тепловой схеме

типоразмера

Конденсатор

К

К-11 520

Подогреватели низкого давления

ПНД-1

ПНД-2

ПНД-3

ПНД-4

ПНД-5

ПН-700−29−7-Ш

ПН-1000−29−7-П

ПН-700−29−7-1

ПН-1000−29−7-Ш

ПН-900−29−7-1

Деаэратор

Д

ДП-2000−1

Подогреватели высокого давления

ПВД-1

ПВ-2100−380−17

ПВД-2

ПВ-1900−380−44

ПВД-3

ПВ-2100−380−61

Подогреватели сетевой воды

ПС-1

пев

ПС-2

пев

Сальниковый подогреватель

СП

ЭП-3−50/150

Эжектирующий подогреватель

эп

ЭУ-16

Маслоохладители

-

МБ-190−250

Конденсатный насос первого подъема

КН-1

КСВ-1600−90

Конденсатный насос второго подъема

КН-2

ЦН-2000−185

Сливные (дренажные) насосы

ДН

КСВ-360−160

Питательные насосы

ПН

ПТ-3750−100

2. РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ТУРБОАГРЕГАТА

2.1 Построение процесса расширения пара в h-s диаграмме

Данные об параметрах пара в точках процесса расширения приведены в таблице 1.4. Приведенные данные соответствуют режиму работы при номинальном расходе пара через стопорные клапаны номинальной мощности 525 МВт, номинальных начальных параметрах пара и пара промежуточного перегрева, номинальной температуре охлаждающей воды 12 °C и расходе ее 51 480 м7ч, расходе пара на собственные нужды в количестве 35 т/ч из отбора за 23-й (34-й) ступенями ЦСД и подпитке цикла обессоленной водой 33 т/ч.

Таблица 2.1 — Параметры пара в отборах турбины

Точки процесса расширения

Параметры пара

Давление, МПа

Температура. °С (Х)

Энтальпия, кДж/кг

0

23,5

540

3321,7

0'

23,03

540

3321,7

1

6,13

346

3028,9

2

4. 20

297

2946,0

2'

3. 75

540

3539,8

3

1,87

446

3351,0

4

1,187

383

3225,0

5

0,473

267

2997,2

6

0. 263

203

2873,9

6'

0. 26

203

2873,9

7

0. 107

122

2719,9

8

0. 0187

97

2508,6

К

0,0033

91

2314,6

Турбина имеет 8 нерегулируемых отборов пара, предназначенных для подогрева питательной воды (основного конденсата) в ПНД, деаэраторе и ПВД до температуры 276 °C (при номинальной мощности турбины и питании приводных турбин главных питательных насосов паром из отборов турбины).

Cхема расширения пара в турбине К-500−240−4 приведена на рисунке 1.1. При построении схемы расширения учитываем потери давления в пароперепускных трубах перед ЦВД (2%), а также перед ЦНД (1%). Утечки пара их концевых уплотнений принимаем 1% от общего расхода пара.

Рисунок 2.1 — Процесс расширения пара в турбине К-500−240−4

2.2 Расчет величины расхода пара на турбину

1) Из характеристик рассчитываемой турбины находим номинальную мощность турбины:

2) Определяем расход пара на турбину из уравнения мощности:

где D0 — расход пара на турбину;

D1 …D8 — расходы пара в отборах турбины;

— произведение механического КПД на КПД генератора (принимаем).

Выражая из данного выражения значение общего расхода, получаем следующее значение:

3) Проверяем значение мощности турбины, подставляя значение общего расхода пара на турбину в уравнение:

где Ni — приведенный использованный теплоперепад на турбину;

б1 …б8 -доли расходов пара в отборах турбины;

— произведение механического КПД на КПД генератора (принимаем).

Отклонение номинальной мощности турбины от расчетной составляет 0,3%, что является допустимой величиной.

Утечки пара их концевых уплотнений принимаем 1% от общего расхода пара. Тогда окончательно принимаем общий расход пара на турбину:

3. РАЗБИВКА ТЕПЛОПЕРЕПАДА ЦВД ПО СТУПЕНЯМ

3.1 Расчет регулирующей ступени

Параметры пара перед ступенью:

;; ;;.

Принимаем:

; ;;.

1) Располагаемый теплоперепад

.

2) Фиктивная скорость:

3) Окружная скорость на среднем диаметре:

4) Средний диаметр ступени:

5) Располагаемый теплоперепад сопловой решетки:

6) Энтальпия пара за сопловой решеткой:

7) Параметры пара за сопловой решеткой:

р1t=17,29 МПа;

v1t=0,1 704.

8) Теоретическая скорость выхода пара из сопловой решетки:

9) Режим течения пара в сопловой решетке:

— дозвуковой режим.

10) Площадь сопловой решетки:

11) Оптимальная степень парциальности регулирющей ступени:

12) Высота сопловых лопаток:

13) Принимаем профиль сопловой лопатки С-90−12А по углам входа 0 = 900 и выхода потока пара (газа) из нее =120, а так же с учетом числа:

14)Количество сопловых лопаток:

15) Число Рейнольдса для потока пара за сопловой решеткой:

где Н с/м2 — коэффициент кинематической вязкости пара по параметрам за сопловой решеткой.

16) Поправки на числа Рейнольдса и Маха:

17) Коэффициент расхода для сопловой решетки (расчетный):

18) Потери на трение в пограничном слое (в первом приближении принимаем):

19) Коэффициент кромочных потерь:

,

где — толщина выходной кромки.

Тогда:

20) Коэффициент концевых потерь:

21) Поправка к коэффициенту потерь энергии в сопловой решетке на числа Маха и Рейнольдса:

22) Поправка к коэффициенту потерь энергии на верность:

,

где- верность решетки;

Тогда:

23) Поправка на наклон меридионального обвода:

,

где — угол периферийного меридионального наклона (принимается);

— относительное затенение высоты лопатки.

Тогда:

24) Поправка на нерасчетный угол входа:

где — угол входа потока в ступень (равен оптимальному значению угла входа).

Тогда:

25) Коэффициент потерь для сопловой решетки:

26) Коэффициент скорости:

.

27) Фактическая величина скорости выхода потока из сопловой решетки:

(м/с).

28) Угол выхода потока из сопел в абсолютном движении (фактический):

29) Осевая составляющая абсолютной скорости выхода потока из сопловой решетки:

30) Окружная составляющая абсолютной скорости выхода потока из сопловой решетки:

31) Относительная скорость выхода потока из сопловой решетки:

32) Угол входа потока в рабочую решетку в относительном движении:

33) Входной треугольник скоростей регулирующей ступени:

Рисунок 3.1 — Входной треугольник скоростей регулирующей ступени ЦВД

34) Абсолютная величина потерь энергии потока в сопловой решетке:

35) Относительная теоретическая скорость выхода потока из рабочей решетки:

36) Число Маха:

37) Высота рабочей решетки:

где — величина перекрыши (сумма корневой и периферийной перекрыш).

38) Выходная площадь рабочей решетки:

где — коэффициент расхода рабочей решетки (принимается).

39) Эффективный угол выхода потока из рабочей решетки в относительном движении:

40) Принимаем хорду профиля рабочих лопаток:

Выбираем профиль Р-30−21А [1]:

41) Количество лопаток:

42) Уточняем значение величины коэффициента расхода рабочей решетки:

где — угол поворота потока в канале рабочей решетки;

— поправка к коэффициенту расхода на угол поворота потока в канале рабочей решетки;

— поправка к коэффициенту расхода на угол на число Рейнольдса, где.

— поправка к коэффициенту расхода на угол на число Маха, где

43) Потери на трение в пограничном слое:

44) Кромочные потери:

45) Концевые потери:

46) Поправка на веерность:

47) Поправка к потерям на числа Рейнольдса (поправка на число Маха не учитывается, так как М< 1):

48) Коэффициент потерь энергии в рабочей решетке:

Тогда:

49) Угол выхода из рабочей решетки в относительном движении:

50) Значение реальной скорости выхода потока из рабочей решетки:

51) Осевая и окружная составляющие относительной скорости:

52) Скорость выхода из рабочей решетки в абсолютном движении:

53) Угол выхода из рабочей решетки в абсолютном движении:

54) Выходной треугольник скоростей регулирующей ступени:

Рисунок 3.2 — Выходной треугольник скоростей регулирующей ступени ЦВД

55) Абсолютная потеря энергии в рабочей решетке:

56) Потеря энергии с выходной скоростью потока абсолютная:

57) Располагаемая энергия ступени:

где — коэффициент использования выходной скорости (для регулирующей ступени равен 0).

58) Относительный лопаточный КПД:

где

удельная полезная работа ступени.

59) Мощность на лопатках колеса турбины:

60) Лопаточный КПД турбинной ступени рассчитывается двумя методами: через потери и значения скоростей потока с привлечением зависимостей:

Расхождение между данными значениями составляет менее 5%.

61) Общие потери на трение (включая потери на трение диска, лопаточного бандажа и конических поверхностей):

где — коэффициент трения (принимается).

62) Потери с утечками:

а) потери с утечками через диафрагменное уплотнение:

где — поправочный коэффициент для прямоточного уплотнения (принимается по экспериментальным кривым);

— коэффициент расхода уплотнения (принимается);

— число гребней уплотнения (выбирается в зависимости от необходимости улучшения плотности ступени);

— площадь щели между диафрагмой и уплотнением (величины и выбираются по заводским данным).

б) потери с утечками через периферийные уплотнения ступени:

где — диаметр по периферии рабочих лопаток;

— степень реактивности на среднем диаметре ступени;

эквивалентный зазор периферийного уплотнения (значения принимаются по данным завода — изготовителя, — по экспериментальным кривым,).

Тогда общие потери с утечками составят:

63) Потери от парциальности:

а) потери от вентиляции:

где — коэффициент вентиляции (принимается для одновенечной ступени).

б) сегментные потери:

где — ширина рабочей лопатки (принимается по характеристикам профиля лопаток); - число пар концов сопловых сегментов (выбирается в зависимости конструкции ступени).

Тогда общие потери от парциальности составят:

64) Относительный внутренний относительный КПД ступени:

64) Внутренняя мощность ступени:

3.2 Определение числа ступеней ЦВД турбины за регулирующей ступенью и значений тепловых перепадов

1) По h-s диаграмме определяем адиабатический теплоперепад на следующие за регулирующей ступени ЦВД:

2) В первом приближении принимаем располагаемый теплоперепад на первую ступень ЦВД и ее степень реактивности на среднем диаметре:

3) Находим средний диаметр первой ступени:

где — оптимальное соотношение скоростей для первой ступени (принимается).

4) Находим высоту сопловой лопатки первой ступени:

где — теоретическая скорость выхода пара из сопл;

— эффективный угол выхода потока из сопл;

— удельный объем пара за сопловой решеткой (теоретический);

5) Находим высоту рабочей лопатки первой ступени:

6) Принимаем постоянный корневой диаметр ступеней:

7) Ометаемая площадь первой ступени отсека:

8) Ометаемая площадь последней ступени отсека:

где — удельные объемы пара за первой и последней ступенями ЦВД (теоретические);

9) Геометрические размеры последней ступени отсека находятся путем решения системы уравнений:

10) Величина теплоперепада на последнюю ступень отсека:

11) Строим вспомогательную диаграмму:

Рисунок 3.3 — Вспомогательная диаграмма для разбивки теплового перепада по ступеням ЦВД турбины

12) Определяем средний теплоперепад для ступеней ЦВД по вспомогательной диаграмме как:

13) Определяем коэффициент возврата теплоты:

где — для ступеней, работающих на перегретом паре.

14) Фактическое количество ступеней равно:

Округляем значение до 11 и определяем невязку, которая составляет 15, 41 кДж/кг. Распределяем данную невязку по ступеням отсека, следя за тем, чтобы выполнялось условие:

Тогда окончательно получаем значения теплоперепадов по ступеням ЦВД:

4. РАСЧЕТ СТУПЕНЕЙ ЦВД

4.1 Расчет первой нерегулируемой ступени ЦВД

Параметры пара перед ступенью:

;; ;;.

Принимаем:

; ;;.

1) Располагаемый теплоперепад (по параметрам торможения):

.

2) Фиктивная скорость:

3) Окружная скорость на среднем диаметре:

4) Средний диаметр ступени:

5) Располагаемый теплоперепад сопловой решетки:

6) Энтальпия пара за сопловой решеткой:

7) Параметры пара за сопловой решеткой:

р1t=15,57 МПа;

v1t=0,1 867.

8) Теоретическая скорость выхода пара из сопловой решетки:

9) Режим течения пара в сопловой решетке:

— дозвуковой режим.

10) Площадь сопловой решетки:

11) Оптимальная степень парциальности первой нерегулируемой ступени (принимается):

12) Высота сопловых лопаток:

где — произведение парциальности.

13) Принимаем профиль сопловой лопатки С-90−12А по углам входа 0 = 900 и выхода потока пара (газа) из нее =130, а так же с учетом числа:

14)Количество сопловых лопаток:

15) Число Рейнольдса для потока пара за сопловой решеткой:

где Н с/м2 — коэффициент кинематической вязкости пара по параметрам за сопловой решеткой.

16) Поправки на числа Рейнольдса и Маха:

17) Коэффициент расхода для сопловой решетки (расчетный):

18) Потери на трение в пограничном слое (в первом приближении принимаем):

19) Коэффициент кромочных потерь:

,

где — толщина выходной кромки.

Тогда:

20) Коэффициент концевых потерь:

21) Поправка к коэффициенту потерь энергии в сопловой решетке на числа Маха и Рейнольдса:

22) Поправка к коэффициенту потерь энергии на верность:

,

где- верность решетки;

Тогда:

23) Поправка на наклон меридионального обвода:

,

где — угол периферийного меридионального наклона (принимается);

— относительное затенение высоты лопатки.

Тогда:

24) Поправка на нерасчетный угол входа:

где — угол входа потока в ступень (равен оптимальному значению угла входа).

Тогда:

25) Коэффициент потерь для сопловой решетки:

26) Коэффициент скорости:

.

27) Фактическая величина скорости выхода потока из сопловой решетки:

(м/с).

28) Угол выхода потока из сопел в абсолютном движении (фактический):

29) Осевая составляющая абсолютной скорости выхода потока из сопловой решетки:

30) Окружная составляющая абсолютной скорости выхода потока из сопловой решетки:

31) Относительная скорость выхода потока из сопловой решетки:

32) Угол входа потока в рабочую решетку в относительном движении:

33) Входной треугольник скоростей регулирующей ступени:

Рисунок 4.1 — Входной треугольник скоростей регулирующей ступени ЦВД

34) Абсолютная величина потерь энергии потока в сопловой решетке:

35) Относительная теоретическая скорость выхода потока из рабочей решетки:

36) Число Маха:

37) Высота рабочей решетки:

где — величина перекрыши (сумма корневой и периферийной перекрыш).

38) Выходная площадь рабочей решетки:

где — коэффициент расхода рабочей решетки (принимается).

39) Эффективный угол выхода потока из рабочей решетки в относительном движении:

40) Принимаем хорду профиля рабочих лопаток:

Выбираем профиль Р-30−21А [1]:

41) Количество лопаток:

42) Уточняем значение величины коэффициента расхода рабочей решетки:

где — угол поворота потока в канале рабочей решетки;

— поправка к коэффициенту расхода на угол поворота потока в канале рабочей решетки;

— поправка к коэффициенту расхода на угол на число Рейнольдса, где

.

— поправка к коэффициенту расхода на угол на число Маха, где

43) Потери на трение в пограничном слое:

44) Кромочные потери:

45) Концевые потери:

46) Поправка на веерность:

47) Поправка к потерям на числа Рейнольдса (поправка на число Маха не учитывается, так как М< 1):

48) Коэффициент потерь энергии в рабочей решетке:

Тогда:

49) Угол выхода из рабочей решетки в относительном движении:

50) Значение реальной скорости выхода потока из рабочей решетки:

51) Осевая и окружная составляющие относительной скорости:

52) Скорость выхода из рабочей решетки в абсолютном движении:

53) Угол выхода из рабочей решетки в абсолютном движении:

54) Выходной треугольник скоростей регулирующей ступени:

Рисунок 4.2 — Выходной треугольник скоростей регулирующей ступени ЦВД

55) Абсолютная потеря энергии в рабочей решетке:

56) Потеря энергии с выходной скоростью потока абсолютная:

57) Располагаемая энергия ступени:

где — коэффициент использования выходной скорости.

58) Относительный лопаточный КПД:

где

удельная полезная работа ступени.

59) Мощность на лопатках колеса турбины:

60) Лопаточный КПД турбинной ступени:

Расхождение между данными значениями составляет менее 5%.

61) Общие потери на трение (включая потери на трение диска, лопаточного бандажа и конических поверхностей):

где — коэффициент трения (принимается).

62) Потери с утечками:

а) потери с утечками через диафрагменное уплотнение:

где — поправочный коэффициент для прямоточного уплотнения (принимается по экспериментальным кривым);

— коэффициент расхода уплотнения (принимается);

— число гребней уплотнения (выбирается в зависимости от необходимости улучшения плотности ступени);

— площадь щели между диафрагмой и уплотнением (величины и выбираются по заводским данным).

б) потери с утечками через периферийные уплотнения ступени:

где — диаметр по периферии рабочих лопаток;

— степень реактивности на среднем диаметре ступени;

эквивалентный зазор периферийного уплотнения (значения принимаются по данным завода — изготовителя, — по экспериментальным кривым,).

Тогда общие потери с утечками составят:

63) Потери от парциальности отсутствуют, так как применяется полный подвод пар.

64) Относительный внутренний относительный КПД ступени:

64) Внутренняя мощность ступени:

4.2 Сводная таблица расчета ступеней ЦВД.

Показатель

Обозн.

Размерн.

Значение

РС

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

Расход пара

G

кг/с

440,5

440,5

440,5

440,5

440,5

440,5

440,5

440,5

440,5

440,5

440,5

440,5

Средний диаметр

Dср

м

1,24

0,766

0,791

0,803

0,813

0,823

0,834

0,845

0,855

0,866

0,875

0,883

Частота вращения

n

об/с

50

50

50

50

50

50

50

50

50

50

50

50

Окружная скорость на среднем диаметре

U

м/с

195,16

120,3

124,24

126

127,66

129,26

130,92

132,59

134,24

135,91

137,38

138,7

Параметры пара перед ступенью

давление

температура

энтальпия

P0

T0

i0

МПа

°С

кДж/кг

23,03

537,24

3321,7

17,13

487,87

3243,03

15,47

470,97

3215,4

13,86

453,1

3186,2

12,36

434,9

3156,4

10,96

416,9

3126,4

9,68

397,7

3095,9

8,51

378,88

3065,0

7,44

359,79

3033,6

6,47

340,6

3001,9

5,6

321,17

2969,6

4,81

301,73

2937,0

Скорость пара на входе в ступень

C0

м/с

0

0

49,8

51,4

52,3

52,5

53,3

54,1

55,7

55,6

56,2

57,1

Давление за ступенью

P2

МПа

17,13

15,47

13,86

12,36

10,96

9,68

8,51

7,44

6,47

5,6

4,81

4,08

Изоэнтропийный теплоперепад по параметрам торможения

кДж/кг

90

31,4

33,08

33,6

34,08

34,51

34,98

35,44

35,9

36,36

36,71

37,27

Отношение скоростей

U/Cф

-

0,46

0,48

0,483

0,486

0,489

0,492

0,495

0,498

0,501

0,504

0,507

0,508

Степень реактивности

с

-

0,03

0,1

0,11

0,115

0,125

0,13

0,135

0,14

0,145

0,15

0,155

0,155

Угол направления скорости C1

б1

град

12,06

13,08

13,13

13,23

13,37

13,47

13,56

13,66

13,76

13,86

13,96

14,05

Хорда профиля сопловой решетки

b1

м

0,0452

0,0597

0,0572

0,0573

0,0538

0,0539

0,0538

0,0536

0,0531

0,0513

0,054

0,0569

Профиль сопловой решетки

-

-

С90−12А

С90−12А

С90−12А

С90−12А

С90−12А

С90−12А

С90−12А

С90−12А

С90−12А

С90−12А

С90−12А

С90−12А

Выходная площадь сопловой решетки

F1

м2

0,0184

0,0355

0,0379

0,0412

0,0451

0,0496

0,0548

0,0607

0,0675

0,0755

0,0848

0,0954

Высота сопловой решетки

l1

м

0,0301

0,0656

0,0673

0,0716

0,0769

0,0829

0,0897

0,0974

0,1063

0,1165

0,1286

0,1422

Скорость на выходе из сопел

C1

м/с

405,4

231

236,6

237,9

238

238,6

239,6

240,6

241,6

242,5

243,1

245,1

Относительная скорость пара на входе в рабочую решетку

W1

м/с

218,4

117

119

118,8

117,2

116,8

116,5

116,1

115,7

115,2

114,6

115,5

Угол входа относительной скорости

в1

град

22,8

26,5

26,9

27,3

28

28,4

28,8

29,3

29,8

30,3

30,7

31,0

Высота рабочих лопаток

l2

м

0,0331

0,0696

0,0713

0,0756

0,0819

0,0879

0,0947

0,1029

0,1118

0,1225

0,1346

0,1482

Хорда профиля рабочей лопатки

b2

м

0,032

0,04

0,041

0,042

0,043

0,044

0,046

0,048

0,049

0,052

0,053

0,056

Выходная площадь рабочей решетки

F2

м2

0,0347

0,0613

0,0646

0,0701

0,0765

0,0838

0,0919

0,1015

0,1125

0,1254

0,1405

0,1581

Профиль рабочей решетки

-

-

P-30−21А

P-30−21А

P-30−21А

P-30−21А

P-30−21А

P-30−21А

P-30−21А

P-30−21А

P-30−21А

P-30−21А

P-30−21А

P-3021А

Угол выхода относительной скорости из рабочей решетки

в2

град

21,13

21,71

21,59

21,78

21,62

21,79

21,96

22,02

22,19

22,27

22,47

22,75

Относительная скорость

W2

м/с

216,3

134,1

139,1

140,6

141,9

143,2

144,5

145,8

147,1

148,4

149,5

150,7

Абсолютная скорость на выходе из рабочей решетки

C2

м/с

78,2

49,8

51,4

52,3

52,5

53,3

54,1

54,7

55,6

56,2

57,1

58,3

Угол выхода абсолютной скорости из рабочей решетки

б2

град

85,2

85,1

84,3

85,1

85,3

86

86,7

87,3

88

88,6

89,2

89,7

Количество сопловых лопаток

zc

-

108

54

58

58

64

64

64

66

68

70

68

66

Количество рабочих лопаток

zp

-

156

100

101

100

99

98

95

92

91

87

87

83

Располагаемая энергия ступени

E0

кДж/кг

90

30,16

31,76

32,23

32,70

33,09

33,52

33,95

34,35

34,88

35,08

37,27

Относительный лопаточный КПД ступени

зол

-

0,874

0,914

0,922

0,923

0,919

0,921

0,922

0,924

0,925

0,923

0,927

0,886

Внутренний относительный КПД ступени

зол

-

0,831

0,842

0,852

0,859

0,861

0,867

0,873

0,879

0,884

0,887

0,894

0,858

Внутренняя мощность ступени

Ni

МВт

34,65

12,15

12,89

13,11

13,24

13,42

13,61

13,81

13,99

14,18

14,32

14,54

4.3 Построение треугольников скоростей ступеней ЦВД турбины

Рисунок 4.3 -Треугольники скоростей регулирующей ступени ЦВД

Рисунок 4.4 -Треугольники скоростей 1-ой нерегулируемой ступени ЦВД

Рисунок 4.5 -Треугольники скоростей 2-ой нерегулируемой ступени ЦВД

Рисунок 4.6 -Треугольники скоростей 3-ой нерегулируемой ступени ЦВД

Рисунок 4.7 -Треугольники скоростей 4-ой нерегулируемой ступени ЦВД

Рисунок 4.8 -Треугольники скоростей 5-ой нерегулируемой ступени ЦВД

Рисунок 4.9 -Треугольники скоростей 6-ой нерегулируемой ступени ЦВД

Рисунок 4. 10 -Треугольники скоростей 7-ой нерегулируемой ступени ЦВД

Рисунок 4. 11 -Треугольники скоростей 8-ой нерегулируемой ступени ЦВД

Рисунок 4. 12 -Треугольники скоростей 9-ой нерегулируемой ступени ЦВД

Рисунок 4. 13 -Треугольники скоростей 10-ой нерегулируемой ступени ЦВД

Рисунок 4. 14 -Треугольники скоростей 11-ой нерегулируемой ступени ЦВД

5. ТЕХНИЧЕСКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ТУРБОУСТАНОВКИ

1) Суммарный расход тепла на установку:

2) КПД по выработке электроэнергии:

3) Удельный расход тепла на выработку электроэнергии:

4) Удельный расход топлива на выработку электроэнергии:

6. СПЕЦЗАДАНИЕ 1. пРОЧНОСТНЫЕ РАСЧЕТЫ НАИБОЛЕЕ НАГРУЖЕННЫХ ЭЛЕМЕНТОВ ТУРБИНЫ

6.1 Прочностной расчет лопаток последней ступени

1)Максимальное напряжение от центробежных сил в рабочей лопатке записывается:

где:

,

-плотность материала лопатки 7850 кг/м3.

-угловая скорость: м/с.

l=0,1482 м- высота лопатки последней ступени.

dср =0,883 м — средний диаметр последней ступени.

k — коэффициент разгрузки, показывает, во сколько раз напряжение в корневом сечении лопатки переменного профиля отличается от напряжения в корневом сечении лопатки постоянного профиля. Турбинные лопатки проектируют таким образом, что k< 1, обычно k находят по формуле:

где =0,5 -отношение площадей профилей лопатки в периферийном и корневом сечениях.

2) Коэффициент запаса прочности:

где []=760 МН/м2 — допускаемое напряжение от центробежных сил для стали.

6.2 Прочностной расчет диска последней ступени

Касательные напряжения при кручении изгибе:

,

где — момент сопротивления диска;

— крутящий момент.

Изгибающим моментом пренебрегаем вследствие его малости.

Тогда:

7. СПЕЦЗАДАНИЕ. оПИСАНИЕ СИСТЕМЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ ТУРБИНЫ

турбина технический скорость пар

Турбина снабжена электрогидравлической системой автоматического регулирования, а также устройствами защиты, обеспечивающими работу турбины при однобайпасной схеме паросбросных устройств блока и останов ее при возникновении аварийных нарушений режима работы. Система автоматического регулирования предназначена:

— для автоматического поддержания частоты вращения турбогенератора с неравномерностью регулирования около 4,5% и компенсации среднего влияния на приемистость регулирования турбины большого количества пара, аккумулированного в промежуточном перегревателе;

— для предотвращения повышения частоты вращения ротора турбины до срабатывания центробежных выключателей турбины при мгновенном сбросе нагрузки генератора с отключением и без отключения выключателей генератора;

— для точного регулирования мощности в соответствии с заданной статической характеристикой, требуемой для систем вторичного регулирования частоты и активной мощности энергосистемы;

— для быстрого кратковременного разгружения турбины и быстрого длительного ограничения мощности по сигналу противоаварийной автоматики энергосистемы;

— для разгружения турбины при снижении давления свежего пара.

Электрогидравлическая система регулирования состоит из электрической и гидравлической частей. Система регулирования включает в себя механический и электрический датчики частоты вращения, электрические датчики активной мощности генератора, датчики давления пара в линии промежуточного перегрева и давления свежего пара.

Исполнительные элементы системы регулирования и защиты: четыре гидравлических сервомотора регулирующих клапанов ЦВД, два сервомотора регулирующих клапанов ЦСД, два сервомотора стопорных клапанов ЦВД, два сервомотора стопорных клапанов ЦСД, сервомотор сбросного клапана из линии промежуточного перегрева в конденсатор, сервомотор отсечного клапана на линии к подогревателю ПВД № 1, сервомотор стопорного клапана КОСМ-800−1 на линии к ПТН. Сервомоторы регулирующих клапанов № 3 и № 4 ЦВД имеют механизмы перестройки характеристики сервомотора с дистанционным приводом, позволяющие перестраивать регулирование на дроссельное в процессе пуска турбины и на сопловое -- при работе турбины под нагрузкой.

Управление турбиной при пуске, синхронизации и нагружении осуществляется механизмом управления, обеспечивающим: зарядку золотников регулятора безопасности; управление стопорными и регулирующими клапанами ЦВД и ЦСД, сбросным клапаном, отсечным клапаном, стопорным клапаном КОСМ-800−1; изменение частоты вращения ротора турбины с возможностью синхронизации генератора при любой аварийной частоте в системе; изменение нагрузки. Механизм управления может приводиться в действие вручную и дистанционно с блочного щита. Регулятор, воздействующий на электродвигатель механизма управления турбиной, поддерживает заданную мощность турбины при постоянной частоте и с учетом отклонения давления свежего пара от номинального значения. Система регулирования пара обеспечивает поддержание давления не ниже минимально допустимой величины. Степень неравномерности регулирования частоты вращения составляет (4,5±0,5) %. В регуляторе мощности возможно изменение характеристик регулирования от 2,5 до 6%. Нечувствительность гидравлической части системы регулирования частоты вращения составляет не более 0,3%. Путем корректирующего воздействия регулятора мощности обеспечивается уменьшение нечувствительности всей системы регулирования до 0,06%.

Для защиты от разгона турбина снабжена регулятором безопасности с двумя бойками, которые срабатывают при повышении частоты вращения до (111,5±0,5) %. При срабатывании регулятора безопасности происходит закрытие всех регулирующих и стопорных клапанов, клапанов на линиях к ПТН и ПВД № 1, а также открытие сбросного клапана. Время полного закрытия регулирующих и стопорных клапанов составляет ~0,3 с от момента срабатывания регулятора безопасности. Действие регулятора безопасности дублируется дополнительной защитой, выполненной в блоке золотников регулятора скорости. Кроме того, для предотвращения чрезмерного разгона ротора при отказе системы регулирования частоты вращения в электроприставке предусмотрен блок предварительной защиты, воздействующий на электромагнитный выключатель предварительной защиты и закрывающий стопорные и регулирующие клапаны турбины при повышении частоты вращения до частоты срабатывания регулятора безопасности, и зависящий от величины ускорения частоты вращения.

Турбина снабжена двумя электромагнитными выключателями защиты, обеспечивающими срабатывание золотников регулятора безопасности.

Рабочей жидкостью в гидравлической части системы регулирования является огнестойкое синтетическое масло. Огнестойкое масло в систему регулирования подается от блока маслоснабжения, состоящего из бака емкостью 5,9 м, выносных охладителей, воздухоотделителя, фильтров грубой и тонкой очистки и двух электронасосов переменного тока. Рабочее давление в системе регулирования — 4,4 МПа. Охладитель огнестойкого масла работает при подводе охлаждающей воды из циркуляционной системы и обеспечивает нормальную работу системы регулирования при температуре охлаждающей воды не более 33 °C.

Для предотвращения разгона турбоагрегата обратными потоками пара установлены обратные клапаны на трубопроводах нерегулируемых отборов пара в ПВД и ПНД, на трубопроводах пара к турбоприводам питательных насосов, деаэратору и калориферам котла.

Управление установкой централизовано и ведется из помещения блочного щита управления. Система контроля управления выполняется на базе новейших электрических приборов и аппаратуры.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном курсовом проекте был рассчитан отсек ЦВД турбины К-500−240−4 ЛМЗ. Данный отсек был разбит на 1 регулирующую и 11 нерегулируемых ступеней. Правильность расчета проверялась путем построения треугольников скоростей, а также путем нахождения относительного внутреннего КПД каждой ступени (для рассчитанных ступеней он был в пределе 0,83−0,86).

Чтобы удостовериться в том, что лопатки и диск последней ступени выдержат нагружения, проводился проверочный расчет. В ходе данного расчета было выяснено, что коэффициент запаса прочности лопаток составляет около 21, а касательные напряжения на диске 7,54•109 Н/м2, что является допустимой величиной.

В ходе выполнения данного курсового проекта также была изучена схема регулирования турбины, которая включает как гидравлическую, так и электрическую часть с различными исполнительными элементами.

Таким образом, при выполнении данного проекта было выяснено, что турбина К-500−240−4 ЛМЗ — сложный в изготовлении и эксплуатации механизм, требующий постоянного контроля, обслуживания и ремонта. Соблюдение данных условий возможно при наличии на электростанции опытного персонала и современных средств автоматического контроля и регулирования.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Балабанович В. К., Пантелей Н. В. Турбины теплоэлектростанций. Методические рекомендации к выполнению курсового проекта. Минск-2005.

2. Бойко Е. А., Баженов К. В., Грачев П. А. Тепловые электрические станции (паротурбинные энергетические установки ТЭС): Справочное пособие — Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2006. — 152 с.

3. Трухний А. Д. Стационарные паровые турбины, 2-е изд. — М.: Энергоатомиздат, 1990. — 640 с.

4. Щегляев А. В. Паровые турбины. Теория теплового процесса и конструкции турбин: Учебник для вузов в 2-х книгах. Кн. 1 -6 издание.- М.: Энергоатомиздат, 1993. — 384 с.

5. Щегляев А. В. Паровые турбины. Теория теплового процесса и конструкции турбин: Учебник для вузов в 2-х книгах. Кн. 2 -6 издание.- М.: Энергоатомиздат, 1993. — 384 с.

6Турбины тепловых и атомных электрических станций: Учебник п для вузов. Под ред. А. Г. Костюк, В. В. Фролов. — М.: Издательство МЭИ, 2001. -488 с.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой