Размещено на http://www.allbest.ru/

3

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Курсовой проект

Расчет продольной части ЦСД турбины Т-180/210-130

РЕФЕРАТ

Пояснительная записка насчитывает 34 страницы, содержит 1 рисунок, 10 таблиц, 5 приложений и 6 использованных источников.

ТУРБИНА, ЦИЛИНДР СРЕДНЕГО ДАВЛЕНИЯ, НЕРЕГУЛИРУЮЩАЯ СТУПЕНЬ, СОПЛОВОЕ ПАРОРАСПРЕДЕЛЕНИЕ, СОПЛОВЫЕ И РАБОЧИЕ ЛОПАТКИ.

Целью курсового проекта является расчёт проточной части цилиндра среднего давления теплофикационной паровой турбины Т-180/210-130, определение расходов пара на турбину и её КПД при номинальной мощности.

В ходе расчёта курсового проекта был рассчитан ЦСД паровой турбины Т-180/210-130, а так же определены КПД и мощность этого цилиндра при расчётном режиме работы.

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Описание турбины

2. Построение процесса в h-s диаграмме и определение расхода пара на турбину

2.1 Определение КПД ЦВД

2.2 Определение КПД ЦСД

2.3 Определение КПД ЦНД (до второго теплофикационного отбора)

2.4 Определение КПД ЦНД (до конденсатора)

2.5 Определение расхода пара на турбину

3. Выбор расчетного режима

4. Разбитие теплоперепадов по ступеням турбины

5. Расчет нерегулируемых ступеней ЦСД

5.1 Расчет первой нерегулируемой ступени

6. Расчет на переменный режим работы

6.1 Распределение давлений по отсекам турбины

6.2 Расчет ЦСД на переменный режим

Заключение

Список использованных источников

ступень турбина расчет кпд мощность теплоперепад

Введение

Современная энергетика основывается на централизованной выработке электроэнергии. Генераторы электрического тока, устанавливаемые на электрических станциях, в подавляющем большинстве приводятся паровыми турбинами. Доля электроэнергии, производимой в нашей стране тепловыми и атомными электростанциями, где применяются паровые турбины составляет 85 - 90 %.

Таким образом, паровая турбина является основным типом двигателя на современной тепловой электростанции и в том числе на атомной. Паровая турбина получила также широкое распространение в качестве двигателя для кораблей военного и гражданского флота. Паровые турбины применяются, кроме того, для привода различных машин - насосов, газодувок и др.

Использование в энергетике другой тепловой турбины - газовой - не привело к вытеснению паровых турбин. Собственно газовые турбины нашли применение как пиковые агрегаты, работающие в течении года относительно мало времени. В суммарной выработке электроэнергии они занимают небольшую долю, не превышающую 1 - 2 %. В то же время комбинация газовой и паровой турбины, так называемые парогазовые установки, весьма перспективны, имеют наивысший КПД теплосилового цикла, т. е. производство электроэнергии с минимальным расходом топлива. В настоящее время ПГУ интенсивно разрабатываются, занимая всё большее место в энергетике. Для большинства альтернативных способов преобразования энергии, паровая турбина также необходима для вращения генератора. Паровая турбина, обладающая большой быстроходностью, отличается сравнительно малыми размерами и массой и может быть построена на очень большую мощность (1000 МВт и выше). Вместе с тем у паровой турбины исключительно хорошие технико-экономические характеристики: высокая экономичность, относительно небольшая удельная стоимость, надёжность и ресурс работы, составляющий десятки лет.

1. Описание турбины

Теплофикационная паровая турбина с отопительным отбором пара Т-180/210-130-1 производственного объединения турбостроения «Ленинградский металлический завод» (ПОТ ЛМЗ) номинальной мощностью 180 МВт с начальным давлением пара 12,8 МПа предназначена для непосредственного привода электрического генератора ТГВ-200М с частотой вращения ротора 50 1/с и отпуска тепла для нужд отопления.

Турбина имеет два отопительных отбора пара - верхний и нижний, предназначенные для ступенчатого подогрева сетевой воды.

Отопительные отборы имеют следующие пределы регулирования давления: верхний 0,059 - 0,196 МПа, нижний 0,049 - 0,147 МПа. Регулирование давления в отопительных отборах поддерживается: в верхнем - при включенных двух отопительных отборах, в нижнем - при включенном одном нижнем отопительном отборе.

Расход воды, проходящей через сетевые подогреватели, должен контролироваться.

Минимальное расчетное количество пара, поступающего в конденсатор при номинальном режиме, включенных сетевых подогревателях верхней и нижней ступени подогрева при давлении в верхнем отопительном отборе 0,098 МПа составляет примерно30 т/ч. Максимальный расход пара в конденсатор на конденсационном режиме при температуре охлаждающей воды 27 єС составляет 461 т/ч.

Номинальная суммарная тепловая нагрузка отопительных отборов, равная 1,09 ТДЖ/ч, обеспечивается при номинальных параметрах свежего пара, расходе охлаждающей воды через конденсатор с ее расчетной температурой на входе в количестве не менее 11000 мі/ч при полностью включенной регенерации и количестве питательной воды, подогреваемой в ПВД, равном 100% расхода пара на турбину; при работе турбоустановки со ступенчатым подогревом сетевой воды в сетевых подогревателях; при полном использовании пропускной способности турбины и минимальном пропуске пара в конденсатор.

Мощность турбины при этом зависит от температуры подогрева сетевой воды и составляет: 185 МВт при подогреве от 41 до 85 єС; 180 МВт при подогреве от 51 до 95 єС; 177 МВт при подогреве от 61 до 105 єС.

Максимальная тепловая нагрузка с учетом подогрева подпиточной воды в конденсаторе равна 1,13 ГДж/ч.

Максимальная расчетная температура сетевой воды при расходе свежего пара 670 т/ч на выходе из подогревателя сетевой воды верхнего отопительного отбора (ПСГ-2) составляет примерно 118 єС.

Турбина имеет семь нерегулируемых отборов, предназначенных для подогрева питательной воды ПНД, в деаэраторе, в ПВД.

Максимальная электрическая мощность турбины обеспечивается при номинальных параметрах свежего пара и пара промежуточного перегрева, полностью включенной регенерации, выключенных отопительных и дополнительных отборах пара, чистой проточной части, расходе охлаждающей воды, равном 22000 мі/ч, и расчетной температуре охлаждающей воды 27 єС Т-180/210-130-1 и 20 єС для турбины Т-180/215-130-2.

Кроме регенеративных отборов, допускаются дополнительные отборы за счет снижения мощности и тепловой нагрузки.

Предусматривается возможность работы турбо-установки с пропуском подпиточной воды через встроенный пучок конденсатора.

Допускается кратковременная непрерывная работа турбины не более 30 мин при отклонениях параметров от номинальных.

При достижении этих значений в любых сочетаниях суммарная продолжительность работы турбины при этих параметрах не должна превышать 200 ч в год.

Одновременный пропуск подпиточной воды через встроенный пучок и циркуляционной воды через основную поверхность конденсатора возможен при разности температур подпиточной и циркуляционной воды на входе не более 20 єС.

Допускается работа турбины в открытых системах теплоснабжения с подогревом сетевой воды во встроенном пучке конденсатора.

Расход пара на холостом ходу составляет ~30 т/ч. Турбина может работать на холостом ходу после сброса нагрузки до 15 мин при условии охлаждения конденсатора циркуляционной водой, проходящей через основную поверхность конденсатора и при полностью открытых регулирующих диафрагмах.

Конструкция турбины. Турбина представляет собой одновальный агрегат, выполненный по схеме: 1ЦВД+1ЦСД+1ЦНД.

ЦВД состоит из 12 ступеней левого вращения, первая из которых - регулирующая, ЦСД - из 11 ступеней правого вращения. ЦНД - двухпоточный, имеет по четыре ступени в каждом потоке левого и правого вращения, третья ступень является регулирующей.

Ротор высокого давления - цельнокованый. В роторе среднего давления первые семь ступеней откованы заодно с валом, четыре последних - насадные. Ротор низкого давления состоит из вала, на котором насажены восемь дисков.

Роторы высокого и среднего давлений соединены между собой жестко с помощью муфт, откованных заодно с роторами, и имеют средний подшипник (опорно-упорный). Роторы среднего и низкого давлений и генератора соединены жесткими муфтами. Роторы турбины выполнены гибкими.

Регулирование в данных турбинах - сопловое. Свежий пар подводится к двум, отдельно стоящим стопорным клапанам, из которых пар поступает по перепускным трубам в четыре паровые коробки регулирующих клапанов, вваренные в переднюю часть ЦВД.

Паровпуск ЦВД находится со стороны среднего подшипника. После ЦВД пар направляется в промежуточный перегреватель, а затем возвращается в турбину через стопорные и регулирующие клапаны ЦСД. Регулирующие клапаны ЦСД установлены непосредственно на цилиндре.

После ЦСД часть пара идет в верхний отопительный отбор, остальная часть по двум перепускным трубам поступает в двухпоточный ЦНД. Пройдя две ступени ЦНД в каждом потоке, часть пара идет в нижний отопительный отбор, остальная часть направляется на последующие две ступени левого и правого потоков, а затем в конденсатор.

В камере нижнего отопительного отбора за 2-й ступенью левого и правого потоков установлены две регулирующие диафрагмы с поворотными кольцами, которые регулируют пропуск пара через 3-ю и 4-ю ступени ЦНД.

Конструкция ЦНД одинакова для обеих модификаций турбины; в ней меняется только длина лопаток в последней ступени.

Фикспункт турбины расположен на боковых рамах передней части ЦНД.

Турбина снабжена валоповоротным устройством, вращающим ротор турбины с частотой вращения 3,4 об/мин. Привод валоповоротного устройства - электрический с автоматическим пуском со щита управления.

Пуск турбины на скользящих параметрах пара допускается из холодного и различной степени неостывшего состояний.

Для сокращения времени прогрева турбины и улучшения условий пуска предусматривается паровой обогрев фланцев и шпилек горизонтального разъема и подвод свежего пара на переднее уплотнение ЦВД и ЦСД.

Лопаточный аппарат турбины рассчитан на работу при частоте тока в сети 50 Гц, что соответствует частоте вращения ротора генератора 3000 об/мин.

Допускается длительная работа турбины с номинальной мощностью при отклонении частоты тока в сети в пределах 49-60,5 Гц

Регулирование и защита. Турбина имеет электрогидравлическую САР, а также устройства защиты, обеспечивающие работу и останов турбины при возникновении аварийных нарушений режима ее работы. САР поддерживает частоту вращения ротора турбогенератора и давление в регулируемом отборе пара воздействием регуляторов скорости и давления на органы паровпуска - регулирующие клапаны ЦВД и повортные диафрагмы ЦНД турбины.

Предусматривается возможность работы турбины в следующих режимах: конденсационном; с обеспечением автономности поддержания нагрузки и давления в регулируемом отборе пара; работы по тепловому графику с фиксированным положением поворотной диафрагмы и работы по тепловому графику с возможностью пропуска пара в конденсатор для поддержания заданной температуры охлаждающей воды, поступающей в трубную систему конденсатора.

Управление регуляторами скорости, давления и сервомоторами паровпускных органов осуществляется посредством последовательных гидравлических усилителей.

Бесшарнирный регулятор скорости всережимного действия, расположенный на оси ротора турбины, поддерживает частоту вращения с неравномерностью около 4 % от номинальной.

Механизм управления турбиной (МУТ) используется: для зарядки органов защиты от повышения частоты вращения, для управления сервомоторами автоматических затворов и органами паровпуска, изменения частоты вращения и нагрузки. С помощью единого органа - механизма управления, имеющего как ручной, так и дистанционный привод, производится управление турбиной при пуске, синхронизация генератора при любой аварийной частоте в системе, изменение нагрузки, а также испытание регулятора безопасности повышением частоты вращения.

Регулятор давления сильфонной конструкции имеет механизм управления ручного и дистанционного действия для изменения величины давления в камере регулируемых теплофикационных отборов: верхний - 0,059-0,196 МПа, нижний 0,49-0,147 МПа. Имеются дистанционный указатель положения механизма управления и конечные выключатели для сигнализации о его крайних положениях. Связанность и автономность регулирования осуществляются в специальном органе - суммирующих золотниках.

При работе по тепловому графику сильфонный регулятор давления отключается, и давление в отборе поддерживается электронным регулятором давления, действующим на электродвигатель МУТ.

С помощью сервомотора поворотных диафрагм меняется положение диафрагм на требуемый режим работы турбины.

ЭЧСР состоит из двух устройств: электроприставки и регулятора мощности.

В электроприставке имеются блоки, обеспечивающие форсированное закрытие органов паровпуска турбины при сбросе нагрузки воздействием через электрогидравлический преобразователь, в результате чего повышается максимальная частота вращения ротора после мгновенного сброса нагрузки с генератора не более, чем до 109 % от номинального значения. Кроме того, в электроприставке имеются блоки, формирующие импульсы, необходимые для кратковременной разгрузки турбины по сигналам противоаварийной автоматики энергосистем, а также быстродействующий ограничитель, поддерживающий заданную в послеаварийном режиме мощность и использующий обратную связь по мощности турбины.

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 поддерживает давление не ниже минимально допустимой величины. Степень неравномерности регулирования частоты вращения составляет (4,5±0,5) %. Регулятор мощности дает возможность изменять статизм 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 турбины от недопустимого возрастания частоты вращения имеется регулятор безопасности, у которого два центробежных бойка астатически срабатывают при достижении частоты вращения в пределах (111-112) %. Кроме того, имеется дополнительная защита на блоке золотников регулятора скорости, срабатывающая при повышении частоты вращения до 114,5 % от номинальной. Испытание бойков может производиться как повышением частоты вращения, так и без него - подводом масла. Посадка бойков происходит при частоте вращения выше 101 % от номинальной (50 с -1).

Сервомоторы автоматических затворов свежего пара и пара после промежуточного перегрева имеют приспособления для испытания каждого из них поочередно на частичное и полное закрытия с помощью имеющегося ограничителя мощности в особых случаях эксплуатации может быть ограничено открытие клапанов свежего пара.

Имеются дублирующие друг друга два электромагнитных выключателя (ЭМВ), срабатывающих от защит турбогенератора, блока и от ключа на щите управления. ЭМВ расположены на турбине и имеют кнопки ручного отключения турбины, которые быстро закрывают сервомоторы автоматических затворов и регулирующих органов паровпуска. Воздействие бойков дополнительной защиты и ЭМВ производится на двух дублирующих друг друга золотниках регулятора безопасности.

При закрытии сервомоторов автоматических затворов отключается генератор и принудительно закрываются обратные клапаны на линиях отборов.

Система контроля и управления турбиной обеспечивает: контроль параметров работы оборудования, определяющих надежность и эффективность эксплуатации турбоустановки; регистрацию основных параметров, знание которых необходимо для последующего анализа работы оборудования и тенденцию изменения которых необходимо знать в процессе управления установкой; аварийную, предупредительную и технологическую сигнализации; дистанционное управление оборудованием турбоустановки во всех режимах пуска, останова и работы под нагрузкой; автоматическую стабилизацию ряда параметров работы и поддержания заданных значений, постоянно требующихся в процессе эксплуатации, автоматическую защиту турбины и вспомогательного оборудования.

Управление турбинным оборудованием централизовано и ведется из помещения блочного управления. На местах предусматривается выполнение только отдельных подготовительных операций перед пуском турбины и различных наладочных работ, а также периодический осмотр работающего оборудования обходчиком.

Система контроля и управления выполняется на базе современных электрических приборов и аппаратуры.

Система маслоснабжения. Гидравлическая часть САР и система смазки подшипников работают на масле марки Тп-22С ТУ 38.101821-83.

Давление масла в САР - 1,96 МПа, в системе смазки - 0,09 МПа. При работе турбины масло подается главным масляным насосом центробежного типа, размещенным на оси ротора турбины.

В систему смазки масло подается двухступенчатым инжектором. Первая ступень инжектора питает всасывающую линию главного насоса, с давлением около 0,09 МПа для предотвращения отклонений режима. С той же целью в линию всасывания направлены сбросы масла из поршневых камер, главных сервомоторов регулирующих клапанов и поворотных диафрагм.

Вторая ступень инжектора увеличивает давление до уровня, достаточного для преодоления сопротивления маслоохладителей и маслопроводов. Давление масла в системе смазки поддерживается на отметке редукционным клапаном. Для пуска турбины имеется электронасос с напорным давлением 1,96 МПа, используемый также для гидравлических испытаний системы. Имеются насос смазки с двигателем переменного тока и аварийный насос с двигателем постоянного тока. При снижении давления смазки автоматически от реле падения давления смазки (РПДС) включаются резервный и аварийный насосы. РПДС периодически испытываются во время работы турбины. При снижении давления масла ниже допустимого предела турбина отключается посредством подачи сигнала от РПДС на ЭМВ.

Емкость масляного бака составляет 28 м 3 . Указатель уровня масла в баке имеет контакты для подачи световых сигналов при минимальном и максимальном уровнях. В баке имеются сетчатые фильтры, конструкция которых позволяет производить их очистку во время работы турбины. Фильтр тонкой очистки масла от механических примесей обеспечивает непрерывную фильтрацию части расхода масла в систему регулирования и смазки. Для охлаждения масла имеется три маслоохладителя, включенных по маслу и во- де параллельно. Допускается возможность отключения одного маслоохладителя для чистки при работе турбины.

Конденсационная установка турбины состоит из поверхностного конденсатора, конденсатных насосов, основных и пусковых эжекторов для удаления воздуха из конденсатора и водяных камер, циркуляционных насосов.

Конденсатор - двухходовой, с общей поверхностью теплопередачи 9000 м 2 , предназначен для работы на пресной охлаждающей воде с расходом 6,1 м 3 /с и давлением 0,34 МПа. Через встроенную часть поверхности конденсатора может быть пропущена сетевая пли подпиточная вода с наибольшим расходом 2,02 м 3 /с и давлением 0,7 МПа. По охлаждающей сетевой или подпиточной воде конденсатор - однопоточный, разделен на два отсека, позволяющих осуществить конденсацию пара при разных давлениях, соответствующих температурам последовательно пропускаемой через отсеки воды. Конденсатор имеет устройства: для отбора проб конденсата из четырех мест у основных досок; приема постоянной добавки обессоленной воды (до 27,7 кг/с); два приемных устройства пара, поступающего от БРОУ (до 69,4 кг/с); для приема воды из котла при растопке в количестве 55,5 кг/с; для регулирования уровня отводимого конденсата из отсека корпуса с наибольшим давлением конденсации. Точность поддержания уровня ±200 мм. вод. ст. на высоте 300 мм от низа корпуса. Содержание кислорода в конденсаторе при нормальных присосах воздуха в конденсатор около 50 м кг/кг.

Конденсатор транспортируется отдельными блоками. Сварка блоков, набор и раз- вальцовка трубок производятся при монтаже.

Для отсоса паровоздушной смеси из конденсатора предусмотрены два пароструйных эжектора типа ЭП-3-700-1. Пусковые эжекторы типа ЭП-1-1100-1. Конденсат откачивается насосами типа КСВ-500-85 1-й ступени и насосами типа КСВ-320-160-2 2-й ступени подъема. Для срыва вакуума предусмотрена задвижка с электроприводом, управляемая со щита.

Регенеративная установка предназначена для подогрева питательной воды паром, отбираемым из нерегулируемых отборов турбины, и имеет четыре ступени ПНД, три ступени ПВД и деаэратор.

ПНД № 1, 2, 3, 4 и ПВД № 1, 2, 3 - поверхностного типа, вертикальные. Каждый подогреватель снабжен регулирующим клапаном отвода конденсата греющего пара из подогревателя, управляемым электронным регулятором. ПВД имеют встроенные охладители дренажа и охладители греющего пара.

Установка для подогрева сетевой воды включает два сетевых подогревателя ПСГ-1 и ПСГ-2, сальниковый бойлер (СБ), конденсатные насосы и воздухоудаляющее устройство.

Сетевые подогреватели представляют собой поверхностные горизонтальные пароводяные теплообменные аппараты. Поверхность теплообмена каждого подогревателя образована прямыми трубками, развальцованными в трубных досках, и составляет 5000 м 2 . Подогреватели по воде рассчитаны на давление 0,78 МПа и номинальный расход сетевой воды 1666,6 кг/с. Конденсатные насосы установлены для откачки конденсата из конденсатосборников сетевых подогревателей и подачи его в магистраль основного конденсата соответственно до и после ПНД № 2. Для ПСГ-1 и ПСГ-2 устанавливается по два насоса.

Комплектующее оборудование. В состав комплектующего оборудования турбоустановки входят:

паровая турбина с автоматическим регулированием, валоповоротным устройством, фундаментными рамами, паровой коробкой с автоматическим стопорным клапаном, обшивкой турбины;

внутритурбинные трубопроводы;

бак масляный, маслоохладитель;

эжекторы основной, пусковой системы отсоса из уплотнений;

регенеративная установка, включающая подогреватели поверхностного типа с регулирующими и предохранительными клапанами;

установка сетевых подогревателей, включающая сетевые подогреватели № 1 и 2 с регулирующим клапаном; насосы и электрооборудование паротурбинной установки;

конденсаторная группа с задвижками на входе, выходе и на перемычке охлаждающей воды.

2. Построение процесса в h-s-диаграмме и определение кпд

Характеристика отборов

Таблица 1

Потребитель пара	Параметры пара в камере отбора	Количество отбираемого пара, т/ч
	Давление, МПа	Температура, °С
ПВД7 ПВД6 ПВД5 + деаэратор ПНД4 ПНД3 ПНД2 ПНД1	4,12 2,72 1,26 0,658 0,259 0,098 0,049	386 333 447 360 249 152 98	31,8 49,9 17,9 + 2,9 28,5 21,8 7,8 1,6

Номинальные значения основных параметров турбины

Таблица 2

Величина	Формула	Расчет	Результат
Давление пара, , МПа	Исходные данные	-	12,8
Температура пара, ,°C	Исходные данные	-	540
Энтальпия пара , кДж/кг	[6]	-	3460
Удельный объем пара , м3/кг	[6]	-	0,028
Расход пара на турбину , кг/с	Исходные данные	-	186
Давление пара после промежуточного перегрева, Рпп, МПа	Исходные данные	-	2,49
Температура пара после промежуточного перегрева, tпп , єС.	Исходные данные	-	540
Давление пара в конденсаторе , кПа	Исходные данные	-	4,5
Энтальпия пара в конденсаторе , кДж/кг	[6]	-	2384
Частота вращения ротора, n , 1/c	Исходные данные	-	50
Мощность ,МВт	Исходные данные	-	180
Средний диаметр последней ступени , м	Исходные данные	-	2,090
Длина лопатки последней ступени ,м	Исходные данные	-	0,64

Производим предварительную оценку процесса в h, s-диаграмме.

Оцениваем давление перед первой ступенью турбины Р_о^/, определив

потери давления в стопорных и регулирующих клапанах:

?р = (0,03 ч0,05)р₀, принимаем ?р=0,05 стр. 48 [1]

Р = 0,05 Р_о = 0,05 12,8 = 0,64 МПа.

Следовательно, давление пара перед первой ступенью турбины:

Р_о^/ = Р_о Р = 12,8-0,64 = 12,16 МПа.

Потери давления в газовом промежуточном перегревателе:

?р_пп ? (0,09ч0,11)*р_пп, принимаем ?р_пп=0,1 стр.53 [1]

?Р_пп=0,1*Р_пп = 0,1*2,49=0,249 МПа.

Следовательно, давление пара перед промежуточным перегревом:

Р?_пп = Р_пп + ?Р = 2,49 + 0,249 = 2,739 МПа.

Потери давления в теплофикационных отборах:

Дp_т ? (0,050,08)*р_т , принимаем Дp_т =0,06 стр.51 [1]

Потери давления в первом теплофикационном отборе:

?Р_отб1=0,06* Р_отб1 = 0,06*98=5,88 КПа.

Давление пара после первого теплофикационного отбора:

Р?_отб1 = Р_отб1 - ?Р_отб1= 98 - 5,88 = 92,12 КПа.

Потери давления во втором теплофикационном отборе:

?Р_отб2=0,06* Р_отб2 = 0,06*49=2 КПа.

Давление пара после второго теплофикационного отбора:

Р?_отб2 = Р_отб2 - ?Р_отб2= 49 - 2 = 47 КПа.

Потери давления в выходном патрубке:

Д p_в.п.?(0,02 ч0,08)р_к, принимаем Д p_в.п=0,05 стр.48 [1]

Р_ВП = 0,05 Р_К = 0,05 4,5 = 0,225 кПа.

Давление пара на выходе из последней ступени

Р_к^/ = Р_к + Р_ВП = 4,5+0,225 = 4,725 кПа.

2.1 Определение КПД ЦВД

Таблица 3

Величина	Формула	Расчет	Результат
Давление пара, , МПа		-	12,16
Энтальпия пара, , кДж/кг	[6]	-	3040
Удельный объем пара, , м3/кг	[6]	-	0,095
Располагаемый теплоперепад ЦВД, , кДж/кг			420
Сумма расходов пара на отборы в ЦВД, , кг/с	По таблице 1		22,69
Расход пара на выходе из ЦВД, , кг/с			163,31
Средний расход пара через ступени, , кг/с			174,29
Средний удельный объем пара, , м3/кг			0,053
Потери с выходной скоростью,			0,006
Относительный внутренний КПД ЦВД,			0,86
Используемый теплоперепад ЦВД,, кДж/кг			360,3
Давление пара на выходе из ЦВД, Р2, МПа		-	20739
Энтальпия пара на выходе из ЦВД, , кДж/кг	=- [6]	= 3460-360,3	3100

2.2 Определение КПД ЦСД

Таблица 4

Величина	Формула	Расчет	Результат
Давление пара на входе в ЦСД, , МПа	По таблице 2	-	2,49
Энтальпия пара на входе в ЦСД, , КДж/кг	[6]	-	3560
Энтальпия пара, , кДж/кг	[6]	-	2710
Удельный объем пара на входе в ЦСД, ,м3/кг	[6]	-	0,155
Удельный объем пара, , м3/кг	[6]	-	2
Располагаемый теплоперепад ЦСД, , кДж/кг			850
Сумма расходов пара на отборы в ЦСД, , кг/с	По таблице 1		21,93
Расход пара на первый теплофикационный отбор, , кг/с	По таблице 2		64
Расход пара на выходе из ЦСД, , кг/с			77,38
Средний расход пара через ступени, , кг/с			112,4
Средний удельный объем пара, , м3/кг			0,557
Потери с выходной скоростью,			0,00294
Относительный внутренний КПД ЦСД,			0,93
Используемый теплоперепад ЦВД,, кДж/кг			790,5
Энтальпия пара на выходе из ЦСД, , кДж/кг	=-, [6]	= 3560-790,5	2770
Давление на входе в ЦНД, после первого теплофикационного отбора, Р?отб1, МПа	[6]	-	0,9212

2.3 Определение КПД ЦНД (до 2-го отопительного отбора)

Таблица 5

Величина	Формула	Расчет	Результат
Давление пара, , МПа	По таблице 1	-	0,049
Энтальпия пара, , кДж/кг	[6]	-	2640
Удельный объем пара, , м3/кг	[6]	-	4
Располагаемый теплоперепад в 1-ой части ЦНД, , кДж/кг			130
Расход пара на 2-ой теплофикационный отбор, , кг/с	По таблице 2		64
Расход пара на отбор в ЦНД, , кг/с	По таблице 1		0,44
Расход пара после второго отбора, , кг/с			12,94
Выходная площадь последней ступени, , м2	по таблице 2		4,2
Верность последней ступени,	стр.47 [1]		3,27
Потери с выходной скоростью, ?, кДж/кг			0,02
Относительный внутренний КПД ЦНД,			0,846
Используемый теплоперепад в первой части ЦНД, , кДж/кг			109,98
Давление пара перед второй частью ЦНД, , МПа	= Р?отб2	-	0,047
Энтальпия пара на входе во вторую часть ЦНД, , кДж/кг	[6]	-	2660

2.4 Определение КПД ЦНД (до конденсатора)

Таблица 6

Величина	Формула	Расчет	Результат
Давление пара, , МПа	Исходные данные	-	0,0045
Энтальпия пара, , кДж/кг	[6]	-	2340
Удельный объем пара, , м3/кг	[6]	-	28
Располагаемый теплоперепад во 2-ой части ЦНД, , кДж/кг			320
Расход пара на конденсатор, , кг/с	= по таблице 5	-	12,94
Выходная площадь последней ступени, , м2	по таблице 2		4,2
Верность последней ступени,	стр.47 [1]		3,27
Потери с выходной скоростью, ?, кДж/кг			0,971
Коэффициент, зависящий от системы влагоудаления,	Принимается согласно стр. 47 [1]	-	0,8
Влажность пара на входе,	[6]	-	0
Влажность пара на выходе,	[6]	-	0,07
Коэффициент влажности,			0,972
Относительный внутренний КПД 2-ой части ЦНД без учета влажности,			0,86
Относительный внутренний КПД 2-ой части ЦНД,			0,84
Используемый теплоперепад во второй части ЦНД, , кДж/кг			268,8
Энтальпия пара на выходе из ЦНД, , кДж/кг	[6]	-	2391

Процесс расширения пара в турбине - Приложение А

2.5 Определение расхода пара на турбину

Таблица 7

Величина	Формула	Расчет	Результат
Располагаемый теплоперепад турбины, , кДж/кг	По таблице 2, [6]	Н0 = 420+850+130+320	1720
КПД электрического генератора,	Принимается согласно стр. 58 [1]	-	0,9887
Механический КПД,	Принимается согласно стр. 55 [1]	-	0,995
Коэффициент регенерации,	Принимается согласно стр. 57 [1]	-	1,15
КПД всей турбины,			0,876
Расход пара на турбину, , кг/с			173,66

3. Выбор расчетного режима

В качестве расчетного режима выбираем режим, соответствующий номинальной мощности и полной величине отбираемого пара.

4. Разбитие теплоперепадов по ступеням турбины

Таблица 8

Величина	Формула	Расчет	Результат
Диаметр первой нерегулируемой ступени, , м	Принимается предварительно стр.76 [1]	-	1
Расход пара через первую нерегулируемую ступень при расчетном режиме, , кг/с	=	=173,66-8,83-13,86	150,97
Перепад энтальпий в сопловой решетке, ,кДж/кг	Принимается согласно стр. 76 [1]	-	45
Удельный объем в конце изоэнтропийного расширения пара в сопловой решетке, , м3/кг	[6]	-	0,175
Отношение скоростей,	Принимается согласно стр. 76 [1]	-	0,45
Степень парциальности, е	Принимается согласно стр. 76 [1]	-	1
Частота вращения, n, 1/с	По таблице 2	-	50
Угол выхода потока из сопел, б1	Принимается согласно стр. 76 [1]	-	14
Коэффициент расхода, м	Принимается согласно стр. 76 [1]	-	1
Высота сопла, l1, м	стр.76 [1]		0,099
Уточнение диаметра первой нерегулируемой ступени, , м			1
Удельный объем пара на выходе из ЦСД, , м3/кг	По таблице 4	-	2
Расход пара на выходе из ЦСД, , кг/с			65,04
Высота сопел нерегулируемой ступени последней ступени цилиндра, , м			0,46
Средний диаметр последней ступени, , м			1,361
Отношение скоростей для последней ступени, xz	Принимается согласно стр.78 [1]	-	0,55
Располагаемый теплоперепад ступени по параметрам торможения для первой ступени, , кДж/кг	стр.150 [2]		60,74
Располагаемый теплоперепад по статическим параметрам для первой ступени, , кДж/кг	= стр.150 [2]	-	60,74
Располагаемый теплоперепад по параметрам торможения для последней ступени, , кДж/кг	стр.150 [2]		75,32
Располагаемый теплоперепад по статическим параметрам для последней ступени, , кДж/кг	=0,95* стр.150 [2]	=0,95*81,33	71,55
Средний располагаемый перепад энтальпий на ступень, , кДж/кг			74,682
Коэффициент для влажного пара,	Принимается согласно стр. 76 [1]	-
Относительный внутренний КПД ЦСД,	По таблице 4	-	0,93
Коэффициент возврата тепла,			0,0216
Проверка количество ступеней,
Сумма перепадов энтальпий отдельных ступеней,			736,81
Поправка,			151,55
Распределение поправки на все ступени,			13,4
Сумма теплоперепадов с учетом поправки,		В таблице 10	864,22

Построим диаграмму для определения теплоперепада, диаметра ступени и отношения скоростей - Приложение Б

4.1 Распределение перепада энтальпий между ступенями

Таблица 9

Показатель	Номер ступени
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Диаметр ступени, м	1	1,0361	1,072	1,108	1,144	1,18	1,216	1,252	1,288	1,324	1,361
Отношение,	0,45	0,46	0,47	0,48	0,49	0,50	0,51	0,52	0,53	0,54	0,55
Предварительный перепад энтальпий, , кДж/кг	60,74	59,28	60,79	62,26	63,69	65,08	66,43	67,74	69,01	70,25	71,55
Окончательный перепад энтальпий, , кДж/кг	74,14	72,68	74,19	75,66	77,09	78,48	79,83	81,14	82,41	83,65	84,95

5. Расчёт нерегулируемых ступеней ЦСД

5.1 Расчет первой нерегулируемой ступени ЦСД

1. Расход пара через ступень: G₀=150,97 кг/с. (По таблице 8)

2. Параметры пара перед ступенью:

Давление пара перед ступенью: р₀=2,49 МПа; (Исходные данные)

Температура пара перед ступенью: t₀= 540єC;

Энтальпия пара перед ступенью: h₀=3560 кДж/кг; [6]

Удельный объем пара перед ступенью: v₀=0,0155/кг. [6]

3. Скорость пара на входе: С₀=0 м/с;

Давление торможения: =2,49 МПа;

Располагаемый теплоперепад: = 74,14 кДж/кг. (По таблице 9)

4. Средний диаметр: d_ср=1 м. (По таблице 9)

5. Окружная скорость: м/с.

6. Отношение скоростей: (По таблице 9)

7. Средняя степень реактивности: .

8. Располагаемые теплоперепады, приходящиеся на сопловую и рабочую решётки:

кДж/кг.

кДж/кг.

9. Теоретическая скорость на выходе из сопловой решётки:

м/с.

10. Угол направления скорости выхода пара из сопловой решётки: б₁ = 14є. (Задаем)

11. Параметры пара за решетками:

Давление за сопловой решёткой: р₁ = 2,1 МПа; [6] Давление за рабочей решёткой: р₂ = 2 МПа;

Удельный объём за сопловой решёткой: v_1t =0,17 м³/кг; [6]

Удельный объём за рабочей решёткой: v_2t = 0,18 м³/кг;

Температура за сопловой решёткой: t₁=516°C; [6]

Температура за рабочей решёткой: t₂=511°C;

Энтальпия за сопловой решёткой: h₁=3508,42 кДж/кг; [6] Энтальпия за рабочей решёткой: h₂=3500 кДж/кг.

12. Скорость звука: м/с.

13. Число Маха: ,

где k=1,3 - показатель адиабаты для перегретого пара.

14. Коэффициент расхода . (принимаем предварительно)

15. Степень парциальности: . (стр.76 [1])

16. Предварительная выходная площадь сопловой решётки:

м².

17. Предварительная высота сопловой решётки:

м.

18. Выбор профиля сопловой решетки: С - 90 - 15А. из таблицы 3.1,(стр.86 [2])

19. Хорда профиля сопловой решётки: b₁= 0,0515 м.

20. Относительный шаг: .

21. Относительная высота лопаток: .

22. Уточнение коэффициента расхода µ₁=0,984. (рис.3.4, стр.82 [2])

23. Уточнение выходной площади сопловой решётки:

.

24. Уточнение высоты сопловой решётки:

.

25. Определение числа сопловых лопаток:

26. Определение коэффициента скорости сопловой решётки: ц = 0,97. (рис.2.36, стр.73 [2])

27. Абсолютная скорости пара на выходе из сопловой решётки:

м/с.

28. Относительная скорость пара на входе в рабочую решётку:

29. Угол направления скорости в₁:

30. Теоретическая скорость пара на выходе из рабочей решётки:

м/с.

31. Перекрыша: м. (стр. 63 [1])

32. Высота рабочей решетки:

м.

33. Скорость звука: м/с.

34. Число Маха:

35. Выбор профиля рабочей решетки: Р - 30 - 21А. из таблицы 3.1,(стр.86 [2])

36. Хорда профиля рабочей решетки: b₂= 0,0256 м.

37. Относительный шаг: t_опт=0,63.

38. Относительная высота лопаток: .

39. Определение числа рабочих лопаток:



40. Коэффициент расхода рабочей решётки: . (Принимаем)

41. Предварительная выходная площадь рабочей решётки:

м².

42. Предварительный угол направления скорости в₂:

.

43. Определение .

44. Уточнение коэффициента расхода рабочей решётки: . (рис.3.4, стр.82 [2])

45. Уточнение выходной площади рабочей решётки:

.

46. Уточнение угла выхода из рабочей решетки:

47. Коэффициент скорости рабочей решётки: ш = 0,944. (рис.2.36, стр.73 [2])

48. Относительная скорость пара на выходе из рабочей решётки:

м/с.

49. Абсолютная скорость на выходе из рабочей решётки:

50. Угол направления скорости С₂:

.

51. Потери энергии в сопловой решётке:

кДж/кг.

52. Потери энергии в рабочей решётке:

кДж/кг.

53. Потери энергии с выходной скоростью:

кДж/кг.

54. Коэффициент использования выходной скорости: ч_вс = 1, т.к. скорость С₂ используется в последующей ступени. (стр.66 [1])

Располагаемая энергия ступени:

кДж/кг.

55. Относительный лопаточный К.П.Д. ступени:

56. Мощность на лопатках ступени:

57. Потери на трения:

.

58. Потери энергии от утечек:

Для этих расчётов принимаем: д_у=0,0006 м, д_а=0,001 м, д_r=0,001 м, µ_у=0,78, к_у=1, d_у=0,4 м.(стр.102 [2])

Эквивалентный зазор периферийного уплотнения:

м,

где z - число гребешков на бандаже;

µ_а=0.5 - коэффициент расхода в зазоре (стр. 67 [1])

Относительные потери от утечек через бандажное уплотнение:

Относительные потери от утечек через диафрагменное уплотнение:

Абсолютные потери от утечек:

кДж/кг.

59. Внутренний относительный К.П.Д. ступени:

.

60. Использованный теплоперепад ступени:

.

61. Внутренняя мощность ступени: МВт.

Аналогичным методом проведём расчёт остальных ступеней ЦСД, результаты расчётов сведены в приложение В. Треугольники скоростей для 11 ступеней ЦСД, даны в приложении Г.

6. Расчет переменного режима

Расчет переменного режима проведем при уменьшении расхода пара на турбину в 2 раза . Далее рассчитаем давление пара перед ступенями, предварительно преобразовав формулу Стодолы - Флюгеля для турбин: , где G₀ =150,97 кг/с - расход пара при расчетном режиме; G=75,485 кг/с - расход пара при изменившемся режиме; р₀₀ и р_z0- давление пара перед и за ступенью при расчетном режиме; Р₀₁ и р_z1 - давление пара перед и за ступенью при изменившемся режиме.

Таким образом, формула после преобразований примет вид:

Давление пара перед конденсатором:

( По таблице 1)

Давление пара перед седьмым отбором:

( По таблице 1)

Давление пара перед шестым отбором:

( По таблице 1)

Давление пара перед пятым отбором:

( По таблице 1)

Давление пара перед четвертым отбором:

( По таблице 1)

Давление пара перед третьим отбором:

( По таблице 1)

Давление пара перед вторым отбором:

( По таблице 1)

Давление пара перед первым отбором:

( По таблице 1)

6.1 Распределение давлений по отсекам турбины

Таблица 10

	Давление пара перед отсеком на расчётном режиме,	Давление пара за отсеком на расчётном режиме,	Отношение расходов	Давление пара перед отсеком на переменном режиме,
1	12,8	4,12	0,5	2,06
2	4,12	2,72		1,36
3	2,49	1,26		1,245
4	1,26	0,658		0,63
5	0,658	0,259		0,329
6	0,259	0,098		0,1295
7	0,098	0,049		0,049
8	0,049	0,045		0,0248

6.2 Расчёт ЦСД на переменный режим

Первый отсек:

Энтальпия пара на входе в первый отсек ЦСД: кДж/кг. [6]

Энтальпия пара после отсека: кДж/кг. [6] Располагаемый теплоперепад отсека:

кДж/кг.

Удельный объем:

Перед отсеком: м³/кг; [6] За отсеком: м³/кг. [6]

Средний удельный объем: м³/кг.

Расход пара в отсек: кг/с.

Относительный КПД отсека:

Используемый теплоперепад: кДж/кг.

Действительная энтальпия на выходе: кДж/кг.

Второй отсек:

Энтальпия пара на входе во второй отсек ЦСД: кДж/кг. [6]

Энтальпия пара после отсека: кДж/кг. [6]

Располагаемый теплоперепад отсека:

кДж/кг.

Удельный объем:

Перед отсеком: м³/кг; [6]

За отсеком: м³/кг. [6]

Средний удельный объем: м³/кг.

Расход пара в отсек: кг/с.

Относительный КПД отсека:

Используемый теплоперепад: кДж/кг.

Действительная энтальпия на выходе: кДж/кг.

Третий отсек:

Энтальпия пара на входе в третий отсек ЦСД: кДж/кг. [6]

Энтальпия пара после отсека: кДж/кг. [6]

Располагаемый теплоперепад отсека:

кДж/кг.

Удельный объем:

Перед отсеком: м³/кг; [6]

За отсеком: м³/кг. [6]

Средний удельный объем: м³/кг.

Расход пара в отсек: кг/с.

Относительный КПД отсека:

Используемый теплоперепад: кДж/кг.

Действительная энтальпия на выходе: кДж/кг.

Четвертый отсек:

Энтальпия пара на входе в четвертый отсек ЦСД: кДж/кг. [6]

Энтальпия пара после отсека: кДж/кг. [6]

Располагаемый теплоперепад отсека:

кДж/кг.

Удельный объем:

Перед отсеком: м³/кг; [6]

За отсеком: м³/кг. [6]

Средний удельный объем: м³/кг.

Расход пара в отсек: кг/с.

Относительный КПД отсека:

Используемый теплоперепад: кДж/кг.

Действительная энтальпия на выходе: кДж/кг.

Мощность ЦСД на переменном режиме:

Процесс расширения пара в ЦСД при переменном режиме приведен в приложении Д.

Заключение

В ходе выполнения расчёта ЦСД паровой турбины Т-180/210-12,8 получили:

- расход пара на турбину G₀=173,66 кг/с;

- внутренний относительный КПД ЦВД

_оi^ЦВД = 0,86

- внутренний относительный КПД ЦСД

_оi ^ЦСД = 0,93

- внутренний относительный КПД ЦНД до 2-го отопительного отбора

_оi^ЦНД1 = 0,846

- внутренний относительный КПД ЦНД до конденсатора

_оi^ЦНД2 = 0,86;

При расчете турбины на переменный режим при снижении расхода в два раза получили внутреннюю мощность Ni=40,63 МВт.

Размещено на Allbest.ru