35556

Турбины теплоэлектростанций

Книга

Энергетика

Построение процесса расширения пара в турбине в hsкоординатах. Построение процесса расширения пара для конденсационной турбины. Построение процесса расширения пара для теплофикационной турбины. Определение расчетного расхода пара на турбину.

Русский

2013-09-16

2.94 MB

150 чел.

Министерство образования Республики Беларусь

Белорусский национальный технический университет

Кафедра «Тепловые электрические станции»

Турбины теплоэлектростанций

Методические рекомендации

по выполнению курсового проекта

Минск 2005


УДК 621.165

Составители:

В.К. Балабанович, Н.В. Пантелей

Рецензенты:

А.П. Несенчук, Н.Н. Скоробогатый

Методические рекомендации предназначены для студентов, обучающихся по специальности «Тепловые электрические станции», и включают методики основных расчетов паровых турбин ТЭС, а также необходимый справочный материал.

Методические рекомендации преследуют цель привития студентам практических навыков расчетов и выработки творческого начала при конструировании.

© Балабанович В.К., Пантелей Н.В.,

       составление, 2005


СОДЕРЖАНИЕ

ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ

И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

5

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

6

СОСТАВ, СОДЕРЖАНИЕ, ОБЪЕМ КУРСОВОГО ПРОЕКТА И ТРЕБОВАНИЯ К ЕГО ОФОРМЛЕНИЮ. . . . . . . . . . . . . . . . . .

8

1.

ОБЩИЕ ПРЕДПОСЫЛКИ ВЫПОЛНЕНИЯ ТЕПЛОВОГО РАСЧЕТА ПАРОВЫХ ТУРБИН. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

12

1.1.

Примеры заводских данных теплового расчета паровых турбин и их анализ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

12

1.2.

Конструкторский расчет паровой турбины. . . . . . . . . . . . . .

14

1.3.

Общие предпосылки выполнения теплового расчета

паровых турбин. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

15

1.4.

Построение процесса расширения пара в турбине

в hs-координатах. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

18

1.4.1.

Построение процесса расширения пара

для конденсационной турбины. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

18

1.4.2.

Построение процесса расширения пара

для теплофикационной турбины. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

23

1.4.3.

Выбор расчетного режима ступеней ЧНД

теплофикационной турбины. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

25

2.

ОБОСНОВАНИЕ ОСНОВНЫХ ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПО ПРОЕКТИРУЕМОЙ ТУРБИНЕ. . . . . . . . . . .

30

2.1.

Определение расчетного расхода пара на турбину. . . . . . . .

30

2.2.

Эскизная проработка вариантов конструкции

проектируемой турбины. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

33

2.3.

Разбивка теплового перепада по ступеням

отсеков турбины. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

36

2.4.

Выбор конструктивных решений при проектировании теплофикационных турбин. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

43

2.5.

Выбор числа ступеней части низкого давления турбины. . .

44

3.

РАСЧЕТ ПРОТОЧНОЙ ЧАСТИ ПАРОВЫХ ТУРБИН. . . . . .

46

3.1.

Расчет турбинной ступени от начальных параметров. . . . . .

46

3.2.

Уравнения ВТИ для машинных расчетов паротурбинных установок. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

46

3.3.

Алгоритм расчета процесса расширения пара в турбинной ступени с применением ПЭВМ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

48

3.4.

Последовательность и алгоритм расчета

турбинной ступени. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

52

3.5.

Новая методика расчета проточной части турбин

от конечных параметров рабочего тела. . . . . . . . . . . . . . . . .

73

ЛИТЕРАТУРА. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

82

ПРИЛОЖЕНИЯ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

84

П р и л о ж е н и е  1. Образец оформления титульного листа

пояснительной записки курсового проекта. . . . . . . . . . . . . . . . . .

84

П р и л о ж е н и е  2. Сводная таблица теплового расчета

турбины ПТ-60-130/13. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

85

П р и л о ж е н и е  3. Сводная таблица теплового расчета

турбины Т-110/120-130. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

89

П р и л о ж е н и е  4. Сводная таблица теплового расчета

турбины Т-250/300-240. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

95

П р и л о ж е н и е  5. Геометрические и аэродинамические

характеристики профилей МЭИ [8]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

103

ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

ТЭС – тепловая электрическая станция.

АЭС – атомная электрическая станция.

ПГУ – парогазовая установка.

ПЭВМ – персональная электронная вычислительная машина.

ХТГЗ – Харьковский турбогенераторный завод.

ССКД – суперсверхкритическое давление.

ЧВД – часть высокого давления паровой турбины.

ЧСД – часть среднего давления паровой турбины.

ЧНД – часть низкого давления паровой турбины.

ЦВД – цилиндр высокого давления паровой турбины.

НПЧ – низкопотенциальная часть паровой турбины.

УТМЗ – Уральский турбомоторный завод (Екатеринбург).

ТО – теплофикационный отсек паровой турбины.

ПО – промежуточный (переключаемый) отсек паровой турбины.

ЛМЗ – Ленинградский металлический завод (Санкт-Петербург).

ЦСВД – цилиндр сверхвысокого давления паровой турбины.

ЦСД – цилиндр среднего давления паровой турбины.

ЧСВД – часть сверхвысокого давления паровой турбины.

ИГЭУ – Ивановский (РФ) государственный энергетический университет.

ПВД – подогреватель высокого давления.

ПНД – подогреватель низкого давления.

ЦНД – цилиндр низкого давления паровой турбины.

ГТУ – газотурбинная установка.

ПД – поворотная диафрагма части низкого давления теплофикационной паровой турбины.

ТЭЦ – теплоэлектроцентраль.

СДПП – ступень двойного повторного подвода турбины.

РС – регулирующая ступень турбины.

ПЧ – проточная часть турбины.

ВТИ – Всероссийский теплотехнический институт (Москва).

КПД – коэффициент полезного действия.

МЭИ – Московский энергетический институт.

БНТУ – Белорусский национальный технический университет.

РТ – рабочее тело.

РНД – ротор низкого давления.

ВВЕДЕНИЕ

Предмет “Турбины ТЭС”, читаемый студентам БНТУ специальности “Тепловые электрические станции”, является одним из базовых в подготовке по данной специальности. Курсовое проектирование предполагает обобщение и совершенствование знаний, полученных при изучении предмета в течение двух семестров.

Целью курсового проекта является приобретение практических навыков выполнения конструкторских и поверочных расчетов турбин, работающих как на паре, так и на газах любого состава.

Турбина – уникальный двигатель, поэтому области ее применения разнообразны: от мощных силовых установок тепловых и атомных электростанций до маломощных турбин мини-ТЭЦ, силовых транспортных установок и турбонадувных агрегатов дизельных двигателей внутреннего сгорания. Исходя из этого в данном методическом пособии большое внимание уделено общему подходу к выбору конструкции проектируемой турбомашины с учетом потребительских требований к ней.

Массовая компьютеризация – большое благо для инженерно технических работников. На данном этапе немыслимо выполнение курсового проекта без использования современной вычислительной техники. Основу использования такой техники составляет отказ от “ручного” определения параметров рабочих тел турбин в пользу применения наработанных уравнений состояния водяного пара и продуктов сгорания топлив. Такие уравнения давно и успешно применяются передовым эшелоном специалистов-теплоэнергетиков, и их освоение студентами при выполнении данного курсового проекта является обязательным.

В настоящее время по водяному пару и продуктам сгорания топлив уравнения и таблицы ВТИ [1-3], а для высоких значений температур технически важных газов уравнения Зубарева В.Н. [4] являются реально доступным аппаратом таких расчетов. В данном пособии приводится методический подход к построению алгоритмов расчета турбин с использованием  таких уравнений.

Методики расчета турбин со времен А. Стодолы постоянно совершенствовались. Большие наработки таких методик сделаны в МЭИ школой профессоров М.Е. Дейча и Б.М. Трояновского. Именно здесь был усовершенствован метод закрутки ступеней большой веерности, предложенный в 1942 г. В.В. Уваровым и получившим название “саблевидных лопаток”. В настоящее время он реализован в конструкциях турбин ряда зарубежных турбостроительных фирм под названием “банановых лопаток”. В МЭИ впервые разработаны сверхзвуковые профили с выпуклостью на спинке. Показаны возможности управления пограничным слоем на торцевых стенках каналов турбинных решеток с лопатками малой длины путем применения их меридионального профилирования. Разработаны высокоэффективные конструкции регулирующих клапанов турбин. Наконец, единственный академик-турбинист Андрей Владимирович Щег-ляев руководил многими важнейшими работами в области отечественного турбостроения. Огромный вклад в совершенствование турбин сверхкритического давления внесли ученые ВТИ. Именно их трудом обеспечен успешный переход нашей энергетики с 12,9 МПа (130 ата) на параметры свежего пара 23,8 МПа (240 ата) без промежуточных (16-18 МПа) на которых полтора-два десятка лет оставалась зарубежная энергетика. Трудно выделить кого-либо в ряду выдающихся специалистов по причине его обширности, но заметной фигурой в нем является В.П. Лагун. Под его руководством решена проблема сверхзвуковых ступеней части низкого давления мощных паровых турбин, уточнена методика расчета потерь от влажности пара в их последних ступенях и самих ступеней, предложен метод обратной закрутки ступеней и т.д. Лучшие наработки отечественного и зарубежного турбостроения авторы стремились использовать при подготовке данного пособия. Прежде всего, это аналитический аппарат профессора Трояновского Б.М. Учтен и собственный опыт авторов, полученный при разработке первых белорусских турбин для “малой энергетики” марки ТРБ, занимающих определенное место в своей “нише”.

Расчет переменных режимов работы турбин является важной задачей инженерного обеспечения их надежности и экономичности. В рамках выполняемого курсового проекта таким расчетам уделяется значительное внимание, для чего приводятся соответствующие методики и даются практические рекомендации к выполнению таких расчетов, а также ряд важных практических результатов их применения.

Обеспечение прочности разрабатываемой конструкции турбины – основа надежной ее работы. Поэтому такой раздел является неотъемлемой частью выполняемого проекта. Для освоения методик прочностных расчетов студентами предполагается в рамках курсового проекта выполнение ими прочностного расчета лопаток рабочего колеса турбины, расчета критического числа оборотов ее ротора, диска колеса, а также корпуса и его крепежа на прочность. В плане этих требований в данном пособии приводятся характеристики металлов, турбин и основных профилей турбинных лопаток конструкции МЭИ, а также ряд других справочных материалов, необходимых в работе будущих инженеров теплоэнергетиков.

Пособие состоит из двух частей, первая из которых включает рекомендации по общему подходу к проектированию паровой турбины, определению расчетного расхода пара для нее, подход к выбору основных решений по конструкции проточной части, а также ее тепловой расчет. Вторая часть пособия посвящена методическим особенностям проектирования газовых турбин, основам расчетов переменных режимов и расчетам элементов турбин на прочность, а также примеры и результаты расчетов важных прикладных задач, необходимых для углубленного изучения студентами основ переменных режимов работы турбин.

СОСТАВ,  СОДЕРЖАНИЕ,  ОБЪЕМ  КУРСОВОГО  ПРОЕКТА И  ТРЕБОВАНИЯ  К ЕГО ОФОРМЛЕНИЮ

Целью выполнения курсового проекта по курсу “Турбины ТЭС и АЭС” является закрепление знаний студентов путем практического выполнения конструкторских работ по проектированию турбин.

Курсовой проект включает пояснительную записку и графическую часть. Задания на проектирование предусматривают конструкторский или поверочный расчет и включают эскизную проработку конструкций как действующих, так и перспективных паровых и газовых турбин, а также варианты их реконструкции, например перевод морально устаревших паровых турбин на теплофикационное противодавление или разработку газотурбинных надстроек к работающим турбинам для их реконструкции в ПГУ. Выполняются также эскизные проекты турбин для “малой энергетики”, в том числе отечественных марки ТРБ. Если задание на проектирование требует выполнения поверочного расчета действующих турбин, то спецзадание включает разработку вопросов реконструкции турбин.

Пояснительная записка к проекту содержит соответствующие описания методик и полученных результатов с иллюстрацией их в виде рисунков, схем, таблиц и графиков. Графическая часть проекта выполняется на двух-трех листах и включает чертеж проточной части одного из детально разрабатываемых в проекте цилиндров проектируемой турбины, схему ее регулирования, деталировку отдельных узлов и спецификацию.

Записка оформляется в соответствии с требованиями [5, 6] и состоит из титульного листа (прил. 1), задания на курсовое проектирование, оглавления, перечня условных обозначений (при необходимости), введения (при необходимости), основной части, представляемой главами, спецзадание (при наличии), списка использованных источников и приложений (при необходимости).

Обложка (титульный лист) оформляется в соответствии с прил. 1 и не нумеруется. Вторым листом идет утвержденное руководителем проекта задание на курсовое проектирование и также не нумеруется. Остальные листы пояснительной записки имеют сквозную нумерацию, начиная с цифры три (3).

Оглавление включает в себя названия структурных частей пояснительной записки (задание на курсовое проектирование, перечень условных обозначений, введение, основную часть, спецвопрос, список использованных источников, приложения), названия глав, разделов и подразделов с обязательной нумерацией страниц пояснительной записки. Оглавление дается вначале, позволяет сразу увидеть структуру защищаемой работы.

Перечень условных обозначений должен располагаться столбцом, в котором слева (в алфавитном порядке) приводятся сокращения, справа – их детальная расшифровка.

Если в пояснительной записке сокращения, символы, обозначения повторяются менее трех раз, перечень не составляют, а их расшифровку приводят в тексте при первом упоминании.

Введение – вступительная часть пояснительной записки объемом не более одной страницы. В ней дается общая характеристика проекта.

Основная часть пояснительной записки представляется в главах, в которых излагаются результаты выполнения проекта. Курсовой проект должен содержать следующие разделы: построение процесса расширения пара в турбине на расчетном режиме в hs-координатах; определение расхода пара на турбину для расчетного режима; разбивка теплового перепада по ступеням турбины (выбор числа ступеней всей турбины); тепловой расчет всех – или нескольких ступеней одного из цилиндров или всей турбины. В ней же приводятся результаты прочностных расчетов наиболее нагруженных элементов проектируемого цилиндра (лопатки и диска последней ступени, критическое число оборотов вала, фланцевых соединений, корпуса и его крепежа).

Распределение основного материала пояснительной записки по главам, выделение в отдельные главы или разделы расчетной части определяется автором курсового проекта.

Раздел “Спецзадание” содержит результаты расчетных исследований по нему (основа – переменные режимы), а также определенные студентом технико-экономические показатели турбоустановки с проектируемой турбиной.

Список использованных источников должен содержать перечень источников информации, на которые в пояснительной записке приводятся ссылки.

В приложения включается вспомогательный материал, необходимый для полноты восприятия содержания основной части пояснительной записки: таблицы вспомогательных цифровых данных; алгоритмы и исходные тексты программ расчетов на ПЭВМ с комментариями; краткое их описание в соответствии с ЕСПД (Единая система программной документации); распечатки контрольных примеров к иллюстрации разделов основной части; экраны пользовательского интерфейса на которые сделаны ссылки в тексте записки; иллюстрации вспомогательного характера; приложения, подтверждающие обоснованность принятых автором проектных решений и т.д.

Компьютерное оформление пояснительной записки и рукописное (от руки) считаются равноценными.

Пояснительная записка оформляется на одной стороне листа белой бумаги формата А 4. Допускается представлять таблицы и иллюстрации на листах формата А 3.

Текст пояснительной записки при компьютерном исполнении печатается шрифтом 13 – 14 пунктов с количеством знаков в строке 60 – 75, с межстрочным интервалом, позволяющим разместить
40
± 3 строки на странице. Допускается использование компьютерных возможностей акцентирования внимания на важных особенностях записки, применяя шрифты разной гарнитуры, выделение с помощью рамок, разрядки, подчеркивания и пр.

Размер шрифтов при компьютерном наборе (в пунктах): обычный – 16; крупные индексы – 10; мелкие индексы – 8; крупные символы – 18; мелкие символы – 12; поля (в мм): верхнее – 17 мм; нижнее – 20 мм; левое – 30 мм; правое – 10 мм; колонтитул – н.

Номер формулы состоит из номера главы и порядкового номера самой формулы, разделенных точкой. Номера формул пишут в круглых скобках у правого поля листа на уровне формулы.

Нумерация страниц, глав, разделов, подразделов, пунктов, рисунков, таблиц, формул и приложений дается арабскими цифрами без знака “№”. Разделы нумеруют в пределах каждой главы. Номер раздела состоит из порядкового номера главы, в которой он размещен, и собственного порядкового номера, разделенных точкой (например, 1.1, 1.2 и т.д.).

Рисунки, чертежи, схемы, графики и таблицы следует располагать в пояснительной записке непосредственно на странице с текстом после абзаца, в котором они упоминаются впервые, или отдельно на следующей странице.

В таблицах написание заголовков граф должно начинаться с прописных букв, подзаголовков – со строчных, если они составляют одно предложение с заголовком, и с прописных, если они самостоятельные. Высота строк должна быть не менее 8 мм. Графу “№ п/п.” в таблицу включать не следует.

Таблицу с большим количеством строк допускается переносить на другой лист. При переносе части таблицы на другой лист (страницу) слово “Таблица” и номер ее указывают один раз справа над первой частью таблицы, над другими частями пишут слово “Продолжение” или “Окончание”. Если в пояснительной записке несколько таблиц, то после слова “Продолжение” указывают номер таблицы, например: “Продолжение табл. 1.2”. При переносе таблицы на другой лист (страницу) заголовок помещают только над ее первой частью.

Объем пояснительной записки не должен превышать 50 с основного текста. Объем приложений не ограничен.

1.  ОБЩИЕ  ПРЕДПОСЫЛКИ  ВЫПОЛНЕНИЯ

ТЕПЛОВОГО  РАСЧЕТА  ПАРОВЫХ  ТУРБИН

Тепловой расчет турбины может быть конструкторским или поверочным. Конструкторский расчет предполагает создание нового агрегата под заданные исходные данные. Такими данными являются: мощность, начальные и конечные параметры рабочего тела, а также тип турбины (конденсационная, теплофикационная, турбоприводная и т.д.). Поверочный расчет турбины предполагает определение основных ее характеристик по заданным основным геометрическим размерам и дополнительным техническим условиям, изложенным в техническом задании на проектирование. Такими размерами являются основные геометрические размеры ступеней уже изготовленной или ранее рассчитанной турбины (средние диаметры ступеней, профильные углы сопл и рабочих лопаток и т.д.). Обычно поверочный расчет предполагает восстановление отсутствующих заводских расчетных данных на расчетный режим или получение таких данных под новые условия работы турбины (изменившиеся параметры рабочего тела или получение основных характеристик турбины для принятия решения по ее реконструкции в плане надежной и экономичной ее работы при изменившихся условиях).

1.1. Примеры заводских данных

теплового расчета паровых турбин и их анализ

В инженерной практике белорусских энергетиков наиболее
часто встречаются теплофикационные паровые турбины типов
ПТ-60/75-130/13, Р-50-130/13, производства Ленинградского метал-лического завода (ЛМЗ); Т-110/120-130, Т-50/60-130, ПТ-50/60-130/7 и Т-250/300-240 производства Уральского турбомоторного завода (УТМЗ). Именно они в обозримой перспективе будут определять состав основного оборудования белорусских ТЭЦ, являющихся основой генерирующих мощностей белорусской энергосистемы (более 50 %). Первая в этом ряду турбина ПТ-60/75-130/13 является наиболее серийной в мире машиной своего класса (ЛМЗ выпустил их более 390 шт.). В белорусской энергосистеме успешно работает 14 таких турбин. Вторая турбина – Т-110/120-130, в известном смысле являющаяся прототипом целого семейства в своем классе (Т-110/120-130, Т-50/60-130, ПТ-50/60-130/7) и, наконец, Т-250/300-240 – машина нового поколения, не имеющая аналогов в своем классе по ряду важнейших характеристик. В Белорусской энергосистеме успешно работает одна из первых конденсационных турбин производства ЛМЗ – К-300-240 (8 шт. на Лукомльской ГРЭС). Она открывает ряд турбин сверхкритического давления, в число замыкающих которого входят К-800-240 и К-1200-240. Паровая конденсационная турбина К-160-130 производства Харьковского турбогенераторного завода (ХТГЗ) является прототипом многих современных турбин АЭС и турбин на суперсверхкритические давления (ССКД) пара (30 МПа/600/600/600
С) по ряду конструктивных решений (совмещенные в одном цилиндре ЧВД и ЧСД, сварной РНД и т.д.).

Обратим внимание на большую разницу в расчетных расходах пара: через последнюю ступень ЦВД (ступень № 17) турбины ЛМЗ типа ПТ-60-130/13 – 250,5 т/ч; через первую ступень ЧСД (ступень № 18) 170 т/ч. Эта разница обусловлена выполнением производственного отбора пара после ее ЦВД (прил. 2).

Особого внимания заслуживает анализ выбора расчетного ре-жима УТМЗ ступеней низкопотенциальной части (НПЧ) турбины
Т-110/120-130 (прил. 3), к которым можно отнести последнюю ступень теплофикационного отсека (ТО), предшествующего верхнему регулируемому отбору (ступень № 21), ступени № 22, 23 переключаемого или промежуточного отсека (ПО) и ступени № 24, 25 части низкого давления (ЧНД). Расчетный расход пара для ступеней ЧНД данной турбины составляет 2 х 145 т/ч = 290 т/ч, а для ступеней ПО его величина больше и составляет 356 т/ч. Большая разница значений расчетных расходов пара для двух смежных отсеков турбины обусловлена переменными режимами работы ступеней ПО. Промежуточный отсек теплофикационных турбин в течение сезона работает со значительными отклонениями от расчетных величин расхода пара и его параметров, как в зимний отопительный период, так и в летний (конденсационные режимы). ЧНД на зимних режимах работает с полностью закрытыми поворотными диафрагмами (ПД) и вентиляционным пропуском пара в конденсатор (
Dкmin). Выполнение ЧНД на расчетный расход пара 356 т/ч привело бы к неоправданному увеличению длины лопаток его последней ступени и к большим потерям на трение и вентиляцию на зимних режимах. Давление в конденсаторе теплофикационной турбины зимой ниже расчетного (Рк @ 5 кПа), что приближает величины объемных пропусков пара по состоянию за ЧНД (Dкvк) зимой к расчетному значению при максимальном (летнем) пропуске пара в конденсатор турбины Dкmax @ 350 т/ч, когда вакуум в конденсаторе хуже. Очевидно, за расчетный расход пара в ЧНД принят пропуск в него меньше максимально возможного, который может быть только на чисто конденсационных режимах в летний период работы: Dкрот =
=
Dкр / Dкmax = 290/350 = 0,83 максимально возможного. Для ПТ-60-130 ЛМЗ принял это соотношение на уровне Dкрот = 0,9. Следует обратить также внимание на выбор величин расчетных давлений НПЧ теплофикационных турбин. Для той же Т-110-130 расчетное давление за ступенью № 21 составляет Р2р(21) = 0,57 ата, а расчетное давление на входе в ступень № 22 – Р0р(22) = 2,08 ата. Оба эти значения фактически соответствуют одному и тому же “верхнему” отопительному отбору турбины. Такой выбор оправдан опять же с учетом режимов работы турбоустановки в годовом разрезе и осуществляется путем технико-экономической оптимизации всей НПЧ.

В курсовом проекте наиболее ценным является обоснование студентами принимаемых ими решений. Для помощи им в этом и приведены заводские данные по трем наиболее распространенным теплофикационным турбинам на белорусских ТЭЦ, т.е. кроме двух упомянутых также и для мощнейшей в своем классе теплофикационной турбины УТМЗ – Т-250/300-240 (прил. 4).

1.2. Конструкторский расчет паровой турбины

Вариантов проектируемой турбины может быть множество. Конструктор, приступая к разработке своего варианта турбины, должен оценить основные ее характеристики. Они могут определяться как самим автором будущей конструкции разрабатываемой машины, так и быть оговорены в техническом задании на проектирование.

Примером первого подхода может быть задание на проектирование конденсационной паровой турбины единичной мощностью 2000 МВт, на параметры свежего и вторично перегретого пара
29 МПа/600/600/600
С. Примером второго подхода – проектирование теплофикационной турбины типа ПТ единичной мощностью 100 – 120 МВт в габаритах турбины ПТ-60-130/13 (на ее фундамент). В такой постановке и рассмотрим задачу.

1.3. Общие предпосылки теплового расчета

паровых турбин

Общими решениями являются: обоснование принципиальной схемы турбоустановки с проектируемой турбиной. Исходя из задания, например, имеем мощность турбины 2000 МВт и параметры пара перед ней 29,0 МПа 600 С и двумя промежуточными перегревами до 600 С. Так как давление отработавшего пара (Рк) влияет на экономичность турбоустановки через температуру отвода теплоты в холодный источник с одной стороны, с другой – на пропускную способность последней ступени турбины через величину удельного объема пара (vк) за ней, то оставляем за собой возможность варьирования величиной Рк. В первом приближении примем ее на уровне расчетной величины для турбин близкого класса (К-800-240 и
К-1200-240) –
Рк = 3,3 кПа [7]. Число цилиндров турбины или последовательно соединенных ее роторов не должно превышать пяти по условию виброустойчивости валопровода [8]. Очевидно, за прототип проектируемой машины целесообразно принять пятицилиндровую турбину ЛМЗ типа К-1200-240, выполненную по схеме (рис. 1.1).

Рис. 1.1. Принципиальная схема турбины ЛМЗ типа К-1200-240

Проектируемая турбина 2000 МВт отличается от прототипа
1200 МВт более высокими начальными параметрами пара и выполнением двух промперегревов до 600
С у первой вместо одного – до 540 С у второй.

Удельный расход пара (d) на выработку 1 кВт. ч электроэнергии турбоустановкой без промперегрева составит

d = 3600 G0 / H0 hоэ ,                                (1.1)

где G0 – расход пара на турбину, кг/с; H0 – располагаемый на турбину тепловой перепад, кДж/кг; hоэ – относительный электрический КПД турбоустановки.

Очевидно, удельный расход пара (на единицу мощности) у К-2000 будет меньше, чем у К-1200 за счет большего теплового перепада у первой. С большой вероятностью можно предположить, что массовый расход пара в конденсаторе у К-2000 будет близким к таковому как и турбины К-1200 или незначительно больше, т.е. можно ориентироваться на шесть схожих выхлопов с титановой рабочей лопаткой последней ступени – lz = 1200 мм или несколько большей. Выполнение двух промперегревов у проектируемой турбины требует схемной проработки ее головной части, а также решения вопроса специального охлаждения первых ступеней, работающих с температурой пара 600 С, прежде всего это относится к первой ее ступени. Такое охлаждение может быть реализовано аналогично охлаждению, примененному в цилиндрах сверхвысокого давления (ЦСВД) японской фирмой Mitsubisi [9].

Важным вопросом, требующим своего обоснования, является выбор схемы проточной части турбины сверхвысокого (до первого промперегрева) и части высокого давления (от первого до второго промперегрева), выполняемых обычно в общем для них цилиндре сверхвысокого давления. Размещение этих частей или одной из них в ЦСД нецелесообразно как по условиям надежности, так и экономичности. Так, по условиям прочности первой ступени ЦСД турбины К-800-240 для уменьшения длины лопаток первой ступени цилиндра ЛМЗ принял двухпоточную конструкцию цилиндра, сохраненную и у К-1200-240. Для проектируемой турбины с температурой пара после второго промперегрева 600 С вряд ли может быть изменено такое решение. Другими словами, части сверхвысокого давления (ЧСВД) и часть высокого давления (ЧВД) целесообразно разместить в общем для них одном цилиндре – ЦСВД. (рис. 1.2).

Оба варианта имеют свои плюсы и минусы. Вариант (а) отличается меньшими значениями давлений и температур пара перед концевыми уплотнениями ЦСВД, а также одинаковым уровнем температур пара в центральной части цилиндра. Однако большая разница давлений свежего пара и пара после 1-го промперегрева усложнит разделительное уплотнение в центральной части цилиндра. Вариант (б), наоборот, отличается простотой такого уплотнения, однако здесь больше разность температур пара при одновременном усложнении переднего концевого уплотнения. По такому варианту выполнен ЦВД турбины К-160-130 ХТГЗ, а влияние температурной разности потоков в средней части цилиндра удачно разрешено путем применения теплового экранирования разделительной стенки [10].

                          а)                                                                   б)

Рис. 1.2. Варианты выполнения схем проточной части ЦСВД

мощной паровой турбины:

а – с центральным подводом пара; б – с последовательным подводом

Величины давления пара при которых он направляется на промперегрев (разделительные), могут быть оценены при одинарном промперегреве по формуле

Рпп = (0,15…0,20) Р0 ,                              (1.2)

а при двойном промперегреве для первой его ступени –

Рпп1ст = (0,25…0,30) Р0 ,                            1.3)

для второй ступени промперегрева –

Рпп2ст = (0,25…0,30) Рпп1ст ,                         (1.4)

или

Рпп2ст = (0,06…0,09) Р0 ,                            (1.5)

где Рпп1ст, Рпп2ст и Р0 – соответственно давление пара в первом, втором промперегреве и перед турбиной.

Привязка по параметрам промперегрева предопределяет и располагаемые тепловые перепады на ЧСВД и ЧВД. Однако для решения задачи проектирования проточной части первого (ЦСВД) и остальных цилиндров проточной части турбины необходимо определить не только параметры пара в характерных точках процесса расширения в hs-координатах, но и величины потоков пара в регенеративные и другие отборы, а также рассчитать расход пара на турбину.

1.4. Построение процесса расширения пара в турбине

в hs-координатах

1.4.1. Построение процесса расширения пара

для конденсационной турбины

Такое построение предшествует расчету расхода пара на турбину. Для большинства серийных отечественных турбин оно может быть выполнено с привлечением справочных данных, например [7]. Для турбин на параметры свежего и вторично перегретого пара со сверхвысоким начальным давлением можно воспользоваться результатами исследований тепловых схем таких турбоустановок [11, 12]. В качестве иллюстрации таких результатов приведена тепловая схема турбоустановки (рис. 1.3) и ее основные характеристики (табл. 1.1), разработанные кафедрой ТЭС Ивановского государственного энергетического университета (ИГЭУ).

Рис. 1.3. Принципиальная тепловая схема турбоустановки ССКД с обозначением на ней характерных точек процесса расширения пара в турбине [11]

Значения оптимальных параметров промежуточных перегревов пара и пара в отборах турбоустановки с турбиной К-1200-300 на температуры свежего пара и пара двух промперегревов 600/600/600 С даны в табл. 1.1.

Таблица 1.1

Значение оптимальных параметров промежуточных перегревов пара и пара в отборах в тепловой схеме блока 1200 МВт на ССКД

(29 МПА, 600/600/600 С) [11]

Точки

процесса

0

1

2

3

4

5

6

7

8

К

Давление,

МПа

29,0

9,0

4,7

2,4

0,9

0,345

0,147

0,053

0,016

0,0033

Температура, С (х)

600

415

505,2

407,7

460

335

242,9

149,2

58,0

(0,953)

Для любых других параметров пара построение процесса расширения может быть выполнено исходя из того, что давление свежего пара, его температура и температура вторично перегретого пара заданы, и оптимальные величины давлений промперегрева могут быть определены по зависимостям (1.2) – (1.5) или приняты в соответствии со справочными данными [7]. Конечное давление пара за турбиной задано или принимается для конденсационных турбин на уровне 3,3 – 3,5 кПа для климатических условий средней полосы СНГ (Минск). Для широт с жарким климатом его величина выбирается на более высоком уровне с учетом продолжительности стояния среднегодовой температуры воздуха и может достигать 7 – 8 кПа (Сирия). Приведенные выше цифры относятся к работе турбин с прямоточной системой охлаждения конденсаторов или с оборотной системой, имеющей большую охлаждающую площадь водоема. Для систем охлаждения с градирнями к приведенным выше цифрам следует добавить не менее трех единиц. Начальные параметры пара перед турбиной, параметры промперегревов и конечное давление позволяют построить в первом приближении политропу процесса расширения пара в hs-координатах, приняв значения относительных внутренних КПД ее основных частей (цилиндров) близкими к аналогам [7] или задавшись их величинами в пределах, достигнутых для современных паровых турбин:   .

Следующим шагом в принятии основных решений по проектируемой турбине является определение параметров пара регенеративных отборов турбоустановки. Если аналогов, близких к рассчитываемому варианту, нет, то следует исходить из таких предпосылок. Температура питательной воды за последним регенеративным подогревателем высокого давления (перед котлоагрегатом) может быть оценена по справочным данным [7] (табл. 1.2).

Таблица 1.2

Значение температуры питательной воды

для некоторых действующих турбоустановок ТЭС и АЭС

Турбоустановки ТЭС

Турбоустановки, АЭС

Тип

турбоустановки

Температура

питательной воды для нее, С

Тип

турбоустановки

Температура

питательной воды для нее, С

К-800-240

К-500-240

К-300-240

К-160-130

К-250-240

Т-175-130

Т-110-130

Т-50-130

ПТ-50-130/7

ПТ-60-130/13

265

265

229

263

232

232

225

230

235

К-1000-60/3000

К-750-65/3000

К-750-65/3000

К-500-65/3000

К-500-60/1500

К-220-44

К-70-30

-

220

167,5

223

225,1

195

-

Значения температуры питательной воды и температуры конденсата пара после конденсатора определяют суммарную величину нагрева ее в системе регенерации. Подогрев питательной воды по ступеням увеличивается от конденсатора к котлоагрегату по закону геометрической прогрессии [13]. С учетом потерь в трубопроводах отбираемого на регенерацию пара (2 – 5 %) по определенным величинам температур питательной воды (основного конденсата) находятся значения давлений пара в отборах турбины:

Ротб(i) = Рпод(i) + DРтр ,                               (1.6)

где Ротб(i) и DРтр  – давление пара в i-м подогревателе и потери давления пара в трубопроводе от отбора турбины до подогревателя. Величины давлений пара в регенеративных подогревателях – Рпод(i) определяются по значениям температуры питательной воды (основного конденсата) за ними с учетом величин температурных напоров в них: для ПВД и ПНД с перегретым паром и охладителями пара (dtпоп = 0 – (-1) С); для ПНД без охладителей пара (dtп  = 5 – 7 С); для ПНД смешивающего типа (dtп = 0 С). Давления для подогревателей поверхностного типа определяются по температуре насыщения греющего пара в них:

Рпод(i) = ¦(ts(i)),                                    (1.7)

где ts(i) = t2под(i) + dtп(i) . Здесь t2под(i) – температура питательной воды (конденсата) за i-м подогревателем принимается в соответствии с разбивкой подогрева по ступеням.

При разбивке подогрева питательной воды по ступеням следует максимально использовать привязку к базовым точкам процесса расширения пара в турбине. Такими точками являются значения давлений промперегрева, давления в регулируемых отборах теплофикационных турбин и давление в отборе на деаэратор. Привязка к характерным точкам связана с отступлением от первоначально принятого закона разбивки (по закону геометрической прогрессии). Но такое отступление оправдано следующими соображениями. Во-первых, отбор пара из проточной части турбины приводит к потере до 30% энергии выходной скорости потока покидающего предотборную ступень. И выбор точек отборов на регенерацию в местах с неизбежной потерей выходной энергии, например отвода пара на промперегрев, вполне оправдан. Такими точками кроме отвода на промперегрев являются выхлопы цилиндров (кроме ЦНД). Во-вторых, отклонение точек отборов в определенных пределах от их оптимальных значений слабо влияет на общую тепловую экономичность турбоустановки. Очевидно, оптимизационные расчеты по схеме турбоустановки могут быть выполнены на последующих этапах проектирования, т.е. за рамками выполняемого курсового проекта. А приведенные выше рекомендации могут рассматриваться как первое приближение в серии таких оптимизационных расче-
тов характеристик турбоустановки с проектируемой турбиной, что допустимо в рамках выполнения курсового проекта по турбинам для специальности “Тепловые электрические станции”. Следует подчеркнуть также традиционное выполнение регенеративного отбора с тракта холодного перегрева, а не из горячего, что увеличивает расход пара в систему регенерации, уменьшая потерю в холодном источнике.

Для наглядности и удобства целесообразно на изображение процесса расширения пара в hs-координатах не только нанести значения теплосодержания пара в узловых точках тепловой схемы турбоустановки, но и обозначить потоки отбираемого в них пара на регенерацию и другие нужды. В случае ввода потоков в основную турбину, например, от котла-утилизатора ГТУ в тракт промперегрева турбоустановки с паровой турбиной на схеме процесса указывается такой подвод. Другими словами, процесс расширения должен полностью соответствовать принятой за основу тепловой схеме турбоустановки (рис. 1.4).

Рис. 1.4. Схема потоков пара в турбине:

а – с отборами; б – то же с дополнительным вводом пара

от стороннего источника (котла-утилизатора)

1.4.2. Построение процесса расширения пара

для теплофикационной турбины

Принципиально такое построение выполняется так же, как и для конденсационной турбины. Отличие касается выбора расчетного режима работы теплофикационного отсека (ТО) до верхнего отопительного отбора и промежуточного отсека (ПО) – между верхним и нижним отопительными отборами теплофикационных турбин, основными режимами которых являются теплофикационные режимы работы, т.е. режимы с номинальными значениями давлений в регулируемых отопительных отборах и полностью закрытой поворотной диафрагмой (ПД) ее ЧНД. А для части низкого давления (ЧНД) теплофикационной турбины расчетным является конденсационный режим. Процесс расширения в теплофикационной турбине на обоих режимах в hs-координатах приведен на схеме (рис. 1.5).

Рис. 1.5. Процесс расширения пара в теплофикационной турбине

на теплофикационном (сплошные) и конденсационном (пунктир) режимах:

Ртн – давление пара в нижнем отопительном отборе;

Dкmin – минимальный вентиляционный пропуск пара в ЧНД турбины

На теплофикационных режимах с вентиляционным пропуском пара в конденсатор в первом приближении предполагается работа ЧНД с нулевым КПД, а на конденсационном режиме – с максимальным его значением. Здесь и далее под расчетным режимом ступени будем понимать режим с максимальным ее КПД или с осевым выходом потока из нее. Переход турбины в конденсационный режим работы предполагает отключение отопительных отборов, полное открытие ПД и максимальный пропуск пара в ЧНД. При этом выбор расчетного расхода пара в ЧНД должен быть соответствующим образом обоснован.

Открытие поворотной диафрагмы (ПД) ЧНД приводит к удвоению массового пропуска пара через ПО в режиме К по сравнению с расчетным режимом Т, для которого оптимальным условием является равенство расхода пара в верхний (Dв) и нижний (Dн) теплофикационные отборы, т.е. Dв = Dн [10]. Расход пара в ЧНД при этом увеличивается с минимального вентиляционного пропуска (Dкmin) до максимального конденсационного (Dкmax = Dкmin + Dв + Dн). В то же время в течение отопительного сезона давление в отопительных отборах меняется в широком диапазоне за счет изменения температуры обратной сетевой воды. При низких значениях этой температуры турбина работает только с включенным нижнем отопительном отбором. Верхний отбор отключают из-за большого сопротивления ПО вследствие роста удельных объемов пара здесь и связанного с этим большого перекоса в расходах в пользу Dв за счет Dн, что приводит к существенному падению КПД ПО, к ухудшению охлаждения ЧНД и надежности работы ПО [14]. Расчетный режим ПО выбирается из условия достижения максимума выработки мощности как им самим, так и предшествующим ему ТО. Обращает на себя внимание факт превышения величины расчетного давления пара перед ПО (P0pпо) над величиной расчетного давления за ТО (P2pто) (рис. 1.6). При выборе расчетных значений P2pто, P0pпо и P2pпо рекомендуется пользоваться заводскими данными (табл. 1.3).

Рис. 1.6. Схема выбора расчетных значений параметров

пара НПЧ теплофикационной турбины:

– величина расчетного давления за ТО;

– то же на входе в ПО;  – то же за ПО

Таблица 1.3

Расчетные значения давлений и расходов пара

для ТО и ПО теплофикационных турбин ТМЗ

Тип турбины

ТО

ПО

,

кг/с

,

бар

,

кг/с 

/ , бар

Т-110/120-130

Т-175/210-130

Т-250/300-240*

ПТ-140/170-130

100,1

156,3

91,2

248,4

0,57

1,15

1,304

1,590

98,9

75,8

45,5

163,1

2,08/0,52

0,931/0,319

0,976/0,319

1,054/0,610

* Для одного потока ПО.

1.4.3. Выбор расчетного режима ступеней ЧНД

теплофикационной турбины

В зимний (отопительный) период ступени ЧНД мощных теплофикационных паровых турбин работают обычно с потреблением мощности из-за малой величины вентиляционного пропуска пара (Dкmin) в нее, т.е. уменьшается выдача мощности, выработанной на тепловом потреблении предшествующими ступенями турбины. Величина отрицательной мощности ступеней ЧНД зависит не только от величины Dкmin, но и от числа ступеней, а также от их геометрических размеров, которые в свою очередь определяются для расчетного (конденсационного) режима. Сокращение числа ступеней в ЧНД турбины ПТ-135/165-130/15 с трех до двух позволило УТМЗ перемаркировать ее в новую модификацию ПТ-140/170-130/15. Пять добавленных мегаватт и представляют собой среднегодовой выигрыш от сокращения числа ступеней ЧНД [15].

Выбор расчетного режима ступеней ЧНД предполагает принятие решений по ряду их характеристик: величины расчетного расхода пара в него, величины его расчетного сопротивления (величины теплоперепада), а также величины расчетного давления за последней ступенью турбины. Как и для ПО, выбор расчетного режима ЧНД должен базироваться на оптимизационных расчетах всех возможных режимов таких отсеков, продолжительности их работы в году, а также должны быть учтены климатические условия района установки турбины [16]. Так и в работах И.П. Усачева для малогабаритной турбины Тп-110/120-130 мг, выполняемой заводом в двухцилиндровом исполнении принята всего одна ступень в ЧНД [15]. В то же время многолетние данные по Минским ТЭЦ-3 и ТЭЦ-4 и другим белорусским ТЭЦ зафиксировали величины давления в конденсаторе теплофикационных турбин в летние месяцы (июнь – август) в среднем на уровне Рк = 8…11 кПа и даже 13 кПа. Именно в эти месяцы теплофикационная турбина может работать с максимальным пропуском пара в ЧНД (конденсационный режим). В зимний период такой режим может рассматриваться как эпизодический или вынужденный, т.е. кратковременный. Зимой теплофикационные турбины могут участвовать 1,5…2 ч в сутки в регулировании пиковой части графика электрических нагрузок энергосистем. Это достигается полным или частичным открытием ПД ЧНД, т.е. массовый пропуск пара в ЧНД возрастает сверх величин Dкmin, но он всегда меньше максимального летнего, так как часть пара при открытии ПД продолжает поступать в отопительные отборы. В то же время КПД ЧНД фактически определяется объемным пропуском пара через него по состоянию за последней ступенью (рис. 1.7).

Рис. 1.7. Зависимость КПД ЧНД теплофикационной турбины

от величины объемного пропуска пара в него

по состоянию за ее последней ступенью

Зависимость, приведенная на рис. 1.7, имеет две характерные точки: точка расчетного режима ( = 1) и точка режима холостого хода. Выбор расчетного режима ЧНД (точка  = 1), как отмечено выше, предполагает принятие таких числовых значений Dkvk для проектируемой турбины, а также значения Pкр (здесь, как и ранее, индексом p обозначен расчетный режим), при которых гарантирована максимальная эффективность работы ЧНД и турбины в целом в течение всего года с учетом теплофикационных и конденсационных режимов, а также режимов переходного периода, когда ПД ЧНД частично открыты [16]. Для одиночной ступени числовое значение объемного пропуска по состоянию параметров за ней примерно составляет величину такового по параметрам пара на входе в ступень на расчетном режиме, т.е. Dkvk  (D0v0)p . Задача оптимизации ЧНД (как, впрочем, и ПО) многофакторная. Поэтому в рамках выполнения курсового проекта будем исходить из следующих упрощенных предпосылок. За расчетный объемный пропуск пара в ЧНД будем принимать его величину, равную максимальному массовому пропуску пара в него  при летнем значении давления в конденсаторе Ркл = 0,08…0,11 бар. Это даст возможность определить величину (Dkvk )p , по которой будут рассчитаны основные геометрические размеры последней ступени: dz и l2z. Расчетные значения расхода пара в ЧНД (Dp ЧНД) и давление в конденсаторе (Pкр) следует принимать также с учетом его изменения в течение года. Целесообразно также воспользоваться данными УТМЗ (табл. 1.4).

Таблица 1.4

Значения величин расчетного расхода пара в ЧНД (Dp ЧНД),

давления перед ЧНД (Р0рЧНД) и в конденсаторе (Pкр)

теплофикационных паровых турбин УТМЗ

Тип турбины

Расчетный расход в ЧНД, кг/с

Расчетные давления

РЧНД,

бар

Pкр ,

кПа

Т-110/120-130

Т-175/210-130

Т-250/300-240

ПТ-140/170-130

40,3*

70,3*

69,5*

75,0

0,537

0,740

0,775

0,775

4,9

6,18

5,7

5,7

* Для одного потока.

Под принятую величину Pкр уточняется величина расчетного расхода пара в ЧНД (Dкp) как

Dкp = (Dкvк)p / vкp ,                                (1.8)

где величина vкp соответствует значению Ркp . Очевидно, Dкр < Dкmax упомянутого выше как максимально возможного пропуска пара в конденсатор на летнем конденсационном режиме. Ухудшение вакуума в летний период гарантирует работу ЧНД турбины со значениями КПД, близкими к максимальному (расчетному) (см. рис. 1.7). В переходный период (весна, осень) (ПD частично прикрыты) массовые пропуски пара за счет включения отопительного отбора на частичную отопительную нагрузку в ЧНД меньше максимальных (летних), но углубление вакуума в конденсаторе, увеличив vкп , сохранит значения Dкп vкп » (Dк vк )р , т.е. обеспечит работу ЧНД с максимальным КПД. Наконец, зимой турбина работает с полностью закрытой ПД и вентиляционным пропуском пара в ЧНД – Dкmin, вакуум в конденсаторе в этот период наиболее глубок (Ркз » 0,02 ата). Нетрудно видеть, что выбор расчетного режима ЧНД по приведенному выше принципу, когда при Ркр значение Dкр < Dкmax , благоприятен и для зимних режимов. Укорочение последней рабочей лопатки благоприятно скажется на снижении вентиляционных потерь в ЧНД зимой, так как потери трения и вентиляции в ступени пропорциональны значению окружной скорости в третьей степени и плотности пара, т.е. давлению в конденсаторе:

Nтв º u3 Pк .                                      (1.9)

Основой выбора конструкции турбины являются заданная единичная мощность, тип и назначение турбоустановки, параметры рабочего тела в характерных точках процесса расширения, заданные габаритные размеры и ряд других дополнительных условий оговоренных в задании на проектирование. Единичная мощность и принятый процесс расширения рабочего тела являются базовыми в обосновании вариантов на стадии эскизной проработки конструкции, так как на их основе определяется расход рабочего тела на турбину. Тип и назначение турбины существенно повлияют на принимаемые при проектировании решения. Например, при разработке варианта турбопривода механизма на первое место выходят требования обеспечения “жесткого” вала и компактности установки, а на последнее – редукторное или безредукторное исполнение. Во всех случаях принятие решения является основой создания машины, отвечающей максимуму требований к ее эффективности. И в курсовом проекте этому должно уделяться первостепенное внимание. В детальную проработку должен приниматься один из нескольких рассмотренных вариантов турбоустановки с соответствующей мотивировкой принятого решения по базовому варианту. При этом в курсовом проекте необходимо приводить анализ рассмотренных вариантов конструкции проектируемой турбины с обязательным их приведением в записке.

При разработке варианта новой турбоустановки практически всегда выполняются два вида оптимизации параметров тепловой схемы турбоустановки. Первый учитывает максимум тепловой экономичности и технико-экономическую оптимизацию. Второй охватывает более широкий круг оптимизируемых параметров объекта (стоимостные показатели затрат в металл, стоимость топлива и др.). Студенту важно представлять эти задачи.

2.  ОБОСНОВАНИЕ  ОСНОВНЫХ  ТЕХНИЧЕСКИХ

РЕШЕНИЙ  ПО  ПРОЕКТИРУЕМОЙ  ТУРБИНЕ

2.1. Определение расчетного расхода пара на турбину

В основе такого определения лежит использование выражения, записанного с учетом уравнения мощности для принятого варианта. Подготовке к записи такого выражения должно предшествовать изображение принятой принципиальной схемы турбоустановки с указанием на ней всех основных потоков пара (рис. 2.1).

Рис. 2.1. Расчетная схема теплофикационной паровой турбины

и принятые на ней обозначения:

D0 – расход свежего пара на турбину (определяемый);

D1 – D8 – расходы пара в регенеративные отборы;

Dвс и Dнс – расходы пара в “верхний” и “нижний”

(регулируемые) отопительные отборы;

Dkmin – минимальный вентиляционный пропуск пара

на охлаждение ЧНД турбины;

Nэ – мощность на зажимах (клеммах) электрического

генератора (задана)

Значения теплосодержания пара в i-х точках процесса определяются по hs-диаграмме и (или) таблицам. Для удобства их целесообразно свести в таблицу, в которую заводятся также значения давлений и температур (степени сухости) пара в тех же точках (табл. 2.1).

Таблица 2.1

Значения основных параметров пара

в точках процесса расширения пара в турбине

Точки

процесса

0

1

2

2п

3

4

5

6

7

8

9

Давление,

МПа

23,54

6,65

4,10

3,60

2,55

1,72

1,02

0,53

0,28

0,126

0,095

Температура, С

540

378

317

540

485

435

365

294

226

152

128

Энтальпия,

кДж/кг

3378

3108

3005

3540

3427

3328

3188

3051

2920

2778

2733

Для принятой за основу принципиальной схемы (см. рис. 2.1) по определенным для нее параметрам (табл. 2.1) целесообразно построить схему процесса расширения пара в турбине на расчетном режиме с обозначением на ней характерных точек и потоков пара.

При этом обратим внимание на два момента. Первый – на теплофикационных режимах работы турбины принимаем, что пар вентиляционного пропуска  в ЧНД не вырабатывает мощность (= 0). Второй – строгое соблюдение материального баланса потоков пара турбоустановки. Это означает, что сумма всех потоков, покидающих турбину, равна единице (Sa = 1). Пример такого построения процесса показан на рис. 2.2.

Для определения расхода пара на турбину запишем уравнение мощности как сумму мощностей ее отсеков:

где, начиная с четвертого слагаемого, введено обозначение расхода пара на входе в рассчитываемый отсек турбины, в частности,

D2n-3 = D0 –D1 – D2 .                                                (2.2)

Рис. 2.2. Схема процесса расширения пара в теплофикационной турбине

к определению расхода пара на турбину

(обозначения на рис. 2.1)

Выражение (2.1) записано для определения расхода пара (D0) на турбину. Его можно переписать в виде

,                               (2.3)

где  условимся называть приведенным использованным тепловым перепадом на турбину, а произведение  механического КПД и КПД генератора в первом приближении можно принять hм hг @ 0,985 или же определить по справочной литературе более точно. Приведенный использованный тепловой перепад может быть определен из выражения

(2.4)

где ai – доли отборов пара, рассчитываемые с использованием справочных данных [7], результатов расчета тепловой схемы турбоустановки с проектируемой турбиной [13] или по оценке [прил. 2 – 4]. Расчет долей i-х отборов пара выполняется по соотношению ai =
=
Di / D0.

В зависимости от требуемой точности определения величины D0 с необходимой точностью определяются и значения ai . Их величины могут быть найдены путем детального расчета тепловой схемы турбоустановки или оценены приближенно по аналогичным (близким) турбоустановкам, но всегда должно выполняться условие Sai = 1. При этом следует иметь в виду, что проектирование турбины – это прежде всего оценка основных характеристик ее вариантов, т.е. на стадии эскизной проработки допустимы, точнее, просто необходимы оценочные расчеты. Уточнение характеристик выбранного варианта турбины производится на стадии ее рабочего проектирования.

Оценка расхода пара на турбину является важным шагом для принятия решений на последующих этапах работы по ее проектированию. И очередным из них является этап эскизной проработки конструкции проектируемой турбины. Важно подчеркнуть, что в записке необходимо отражать все прорабатываемые студентом варианты, равно как и мотивировку принятия базового для дальнейшей его проработки.

2.2. Эскизная проработка вариантов конструкции

проектируемой турбины

Если предшествующие разделы могут рассматриваться как подготовительные, то данный этап – полная им противоположность. Это этап творчества начинающего конструктора. Приведем ряд примеров.

В общем случае для головной части турбины (ЧВД) характерны малые объемные пропуски пара. А это обостряет вопрос экономичности как ЧВД, так и турбины в целом. Важное место здесь занимает принятие решения по типу облопачивания ступеней ЧВД: активное или реактивное. При втором (реактивном) меньшие теплоперепады на ступени ЧВД позволяют увеличить как число ступеней в нем, так и длины лопаток за счет меньших скоростей потока пара в проточной части. Решить вопрос размещения большого числа ступеней в головной части турбины с реактивным облопачиванием можно применением варианта трехъярусной головной части (рис. 2.3).

Рис. 2.3. Вариант выполнения трехъярусной головной части турбины

Применение нижней и верхней конусной части с соответствующим подбором углов ее конусности g1 и g2 позволяет выполнить рабочие лопатки ЧВД одинаковой длины во всех трех ярусах, что увеличивает серийность лопаточного производства турбины и удешевляет ее конструкцию. В конусной проточной части рост объемных пропусков пара за счет его расширения в ступенях турбины компенсируется соответствующим увеличением проходных сечений и скоростей потока, обусловленных увеличением диаметров ступеней. Основной выигрыш от применения такой конструкции головной части турбины – в увеличении количества ее ступеней, что обеспечивает снижение концевых потерь энергии и потерь от утечек в них, а также повышение эффекта от использования явления возврата тепла.

В паровых турбинах на суперсверхкритическое давление пара (30 МПа, 600 – 620 С) по условиям надежности работы металла требуется охлаждение их первой ступени. Японские турбостроительные фирмы для этого идут на серьезное усложнение конструкции, используя отработавший (холодный) пар в регулирующей или первой ступени турбины для охлаждения диска ее колеса и горячих деталей [9]. Применение такого конструктивного решения снижает экономичность турбины вследствие потерь за счет вывода из турбины высокопотенциального охлаждающего пара. Исключить такую потерю можно, применив в головной части турбины ступень двойного повторного подвода рабочего тела (СДПП), успешно реализованную в первой белорусской паровой турбине марки ТРБ (турбины Балабановича – ТУ РБ 100264535.001-2004) (рис. 2.4) [17].

          t2                                                                                       t1 

Рис. 2.4. Принципиальная схема выполнения проточной части турбин ТРБ

на основе СДПП

В СДПП рабочее тело многократно проходит венец рабочего колеса, расширяясь в соплах ступеней равного расширения. При этом срабатывается на одном колесе большой тепловой перепад при умеренной величине его диаметра, увеличиваются длины лопаток, что благоприятно скажется на снижении концевых потерь и потерь от утечек, но самое главное – в такой конструкции достигается эффект самоохлаждения колеса естественным путем.

При традиционной конструкции регулирующей ступени (РС) турбины с сопловым парораспределением определяются (принимаются) ее основные характеристики. Расчет регулирующей ступени или оценка ее характеристик позволяет определить параметры состояния рабочего тела на входе в нерегулируемые ступени турбины и приступить к оценке их основных размеров. Начнем с разбивки теплового перепада первого отсека проектируемой турбины по ступеням. Последовательно такими отсеками турбины являются ее ЧВД, ЧСД и ЧНД, а в теплофикационных турбинах разбивка теплоперепада выполняется отдельно и для переключаемого или промежуточного отсека (ПО) – ступеней – между верхним и нижним отопительными отборами. Следует подчеркнуть тенденцию ряда зарубежных фирм на выполнение вместо двух большего числа отопительных отборов (до четырех). Это оправдано рядом положительных моментов: уменьшаются расчетные расходы в конкретные отборы при том же отпуске тепла, что позволяет отбирать пар на теплофикацию, не прибегая к выполнению камеры верхнего отбора, присущую отечественным конструкциям с ПО: вместо камеры отбора в ЧСД можно разместить до двух дополнительных ступеней, что повысит КПД турбины как за счет увеличения количества ступеней, так и за счет исключения значительной части потери с выходной скоростью, присущей предотборной ступени турбины с традиционным ПО. Возможности совершенствования низкопотенциальной части (НПЧ) паровой теплофикационной турбины, как известно этим не ограничиваются.

2.3. Разбивка теплового перепада

по ступеням отсеков турбины

Основу разбивки теплового перепада таких отсеков или выбор числа ступеней отсека составляет оценка среднего для ступеней отсе-ка теплового перепада hоср и расчет количества ступеней под тепловой перепад рассчитываемого отсека Hост. Для ЧВД турбин с сопловым парораспределением такой разбивке должен предшествовать выбор теплового перепада на регулирующую ступень (РС) и ее расчет. Это позволяет определить параметры пара на входе в проектируемый отсек ЧВД (в последующую после РС ступень ЧВД). Тепловой перепад от параметров пара за РС до конечных параметров за ЧВД распределяется затем на остальные (нерегулируемые) ее ступени.

Регулирующая ступень может быть выполнена одновенечной или многовенечной (ступень давления со ступенями скорости). Выбор типа регулирующей ступени определяется величиной намечаемого для этой ступени изоэнтропийного теплоперепада. При большом теплоперепаде выбирается двухвенечная ступень; при малом – одновенечная. В регулирующей ступени степень парциальности переменна (сопловое регулирование) и даже при расчетном режиме не превышает величины 0,85. Поэтому регулирующую ступень целесообразно выполнять со степенью реактивности, примерно равной нулю. Этим также достигается устранение больших осевых усилий, действующих на диск регулирующей ступени. Диаметр регулирующей ступени (dрс) определяется величиной принятого на нее теплоперепада (h0рс). Чем больше h0рс, тем больше и dрс.

Регулирующая ступень имеет более низкий КПД, чем следующие за ней остальные ступени ЧВД. Следовательно, увеличение теплоперепада на РС приведет к снижению общего КПД турбины при расчетном режиме. По этой причине японские турбостроительные фирмы выбирают небольшой теплоперепад на РС, что позволяет отказаться от традиционной для большинства турбин камеры РС. За счет исключения камеры РС и меньшего теплоперепада на нее в ЧВД можно разместить дополнительную ступень, что повысит ее КПД. КПД повысится также при бескамерной конструкции РС за счет использования выходной скорости следующей за ней ступени. Мотивировки выбора теплоперепада на РС могут быть различны. Например, увеличение h0рс приводит к снижению давления пара, что упрощает и удешевляет турбину, так как при этом уменьшается число ступеней, уменьшается утечка пара через переднее концевое уплотнение, становится возможным применение более дешевых материалов для ротора и цилиндра. Для турбин с малым объем-
ным расходом пара эти факторы определяют наиболее благоприятный тепловой перепад на РС. Для турбин с большим объемным расходом пара перечисленные выше факторы уже не являются определяющими.

Тип регулирующей ступени устанавливается исходя из назначенного для нее теплоперепада. При h0рс = 125 – 135 кДж/кг выбирается одновенечная РС, а при h0рс > 135 кДж/кг (до 400 – 500 кДж/кг) – двухвенечная. Для двухвенечной РС может быть принята величина оптимального отношения скоростей на уровне u / Сф = 0,17 – 0,25 и рассчитан ее диаметр из соотношения d = u / p n, а величина фиктивной скорости потока определится из выражения Сф = (2h0рс)1/2.

Очевидно, такой разбивке должно предшествовать принятие решений по проектируемой турбине укрупненного плана или ее частей (цилиндров). При традиционном исполнении, например, ЧВД разбивается до параметров холодного промперегрева. Это означает, что при таком подходе параметры рабочего тела за разбиваемым отсеком считаются известными. Фактически известен и массовый расход рабочего тела здесь, так как этому предшествовал этап определения расхода пара на турбину (2.1). Разбивка теплоперепада по ступеням отсека выполняется в предположении плавного изменения их геометрических и основных режимных характеристик.

В первом приближении принимается располагаемый тепловой перепад на первую ступень отсека  и ее степень реактивности на среднем диаметре . Для ступеней ЧВД и ЧСД турбин активного типа величина  принимается из условия обеспечения положительных значений степени реактивности в корневом сечении ступе-ни – rк . Обычно принимают величину rк = 0,10, что гарантирует конфузорный режим обтекания рабочих решеток на протяжении всей их высоты и снижение тем самым профильных и особенно концевых потерь энергии в них. После этого рассчитывается средний диаметр первой ступени с учетом принимаемого для ее величины оптимального отношения скоростей (х = u /Cф) в соответствии с [8]:

,                         (2.5)

где для первой ступени ЧВД  @ 0,48…0,49; p = 3,14; [n] = c-1 – частота вращения ротора турбины, принимаемая на предварительном этапе проектирования.

Затем рассчитывается высота (длина) сопловой лопатки этой ступени (первой после РС ступени ЧВД) из уравнения неразрывности:

,                 (2.6)

где теоретическая скорость выхода пара из сопел , (м/с), а значение эффективного угла выхода потока из сопл может быть принято для первой ступени активного типа в пределах
= 12…14
о. Удельный объем пара за сопловой решеткой первой ступени () определяется на адиабате с помощью hs-диаграммы или расчетным путем.

Принимается величина перекрыши (D) и определяется длина рабочей лопатки первой ступени:

,                                     (2.7)

где D = Dп + Dк – суммарная величина перекрыши, выбираемая в соответствии с высотой (длиной) лопаток (табл. 2.2)

Таблица 2.2

Рекомендуемые значения периферийной и корневой перекрыш

ступеней активного типа

Длина лопатки, мм

Величина перекрыши, мм

периферийной, Δп

корневой, Δк

£ 35

£ 2,0

£ 1,0

35 - 55

2,0 - 2,5

1,0

35 - 75

2,5 - 3,0

1,5 - 2,0

75 - 150

3,0 - 3,5

2,0 - 2,5

150 - 300

3,5 - 4,0

2,5 - 3,0

300 - 400

6,5 - 7,5

5,0 - 6,0

400 - 625

7,5 - 8,0

7,0 - 8,0

625 и выше

9,0 - 10,0

9,0 - 10,0

Ометаемая площадь последней ступени проектируемого отсека (последняя ступень ЧВД) () увеличится пропорционально росту удельного объема пара за отсеком. Тогда в первом приближении (если пренебречь разницей скоростей пара для первой и последней ступеней отсека и разницей массовых расходов пара для них) можно записать:

,                            (2.8)

где  – удельные объемы пара за первой и последней ступенями проектируемого отсека (ЧВД) по состоянию на адиабатах их процессов расширения.

Для определения геометрических размеров последней ступени ЧВД ( и ) необходимо принять решение по конструктивному исполнению отсека. Например, если предполагаются постоянные корневые диаметры по ступеням цилиндра () для удешевления его ротора, то

,                                    (2.9)

где . С учетом выражения (2.8) определяются значения  и . После этого оценивается величина теплового перепада на последнюю ступень проектируемого отсека (ЧВД) с учетом величины оптимального отношения скоростей х(z) = (u / Cф )(z) , которое принимается несколько большим, чем для первой ступени
(
х(z) » 0,51…0,52) [8]. Для этого используется выражение

.                         (2.10)

Для определения среднего по ступеням ЧВД теплового перепада строится вспомогательная диаграмма (рис. 2.5).

Рис. 2.5. Вспомогательная диаграмма для разбивки теплового перепада

по ступеням проектируемого отсека турбины

База диаграммы (см. рис. 2.5) разбивается по горизонтальной оси на произвольное число (5 – 10) равных частей (условные ступени отсека) и для каждой (i-й) условной ступени с линии диаметров (d) и линии оптимального отношения скоростей (xопт), проведенных плавно, в принятом масштабе по результатам расчета первой (I) и последней (z) ступеней ЧВД снимаются значения di и xi опт по всем условным ступеням. После этого для каждой из них рассчитывается величина располагаемого теплового перепада hоi по выражению, аналогичному (2.9). Затем по рассчитанным значениям строится линия hо на диаграмме (см. рис. 2.5) и определяется величина среднего для ступеней проектируемого отсека (ЧВД) теплового перепада (hоср):

,                                (2.11)

где n – количество условных ступеней. В нашем случае n = 9 (см. рис. 2.5).

Фактическое количество ступеней ЧВД (nф) определяется из выражения

nф = Н0 (1 + q) / h0 ср ,                            (2.12)

где Hо – располагаемый тепловой перепад на рассчитываемые ступени проектируемого отсека (ЧВД без РС); q – коэффициент возврата теплоты, который может быть определен из выражения

q = к (1-hоi) Но (z-1)/z,                             (2.13)

где к = 4,8 10-4 для ступеней турбины, работающих в перегретом паре; к = 2,8 10-4 для ступеней, работающих во влажном паре;
к = (3,2 - 4,3) 10-4 для ступеней, часть из которых работает в перегретом, а часть во влажном паре [8]. Более точно значение к может быть определено расчетным путем с использованием уравнений для водяного пара или hs-диаграммы. Остальные обозначения в (2.11) и (2.12) общепринятые.

Для других частей турбины механизм разбивки теплоперепада (выбора числа ступеней) идентичен вышеприведенному. В выражении (2.11) hоср среднеарифметическое значение располагаемого теплоперепада на рассчитываемые ступени. При дробных значениях nф его величина округляется до целого, а значение теплового перепада дробной части (неувязка) распределяется между ступенями отсека (добавляется или снимается с величин располагаемых тепловых перепадов рассчитываемых ступеней). Очевидно, значения тепловых перепадов фактических ступеней могут быть определены с помощью диаграммы (см. рис. 2.5) путем нового ее разбиения (снятия) под nф. При этом должно соблюдаться условие

å hоi) = Но(1 + q) .                              (2.14)

При других вариантах формы проточной части (ПЧ) проектируемого отсека турбины сохраняется общая схема решения задачи. И, очевидно, должны приниматься другие граничные условия (угол конусности ПЧ и т.д.).

Выбор оптимального отношения скоростей ступеней проектируемой проточной части турбины (xi опт) преследует цель обеспечения их максимального КПД. Так как точно задача может быть решена путем переборки вариантов, то для их реализации в первом приближении можно воспользоваться выражением

xi опт = (j cos a1) / (2(1 - rср)1/2),                  (2.15)

где в первом приближении коэффициент скорости для сопловой решетки принимается на уровне j = 0,94…0,96; значения угла выхода потока из сопл для ступеней активного типа a1 = 9…14, для реактивного – a1 = 18…21; величина степени реактивности на среднем диаметре принимается для ступеней активного типа из расчета обеспечения ее значения у корня порядка rк = 0,1, т.е. rср = rк + Dr. Так как на данном этапе проектирования ступеней  длины лопаток еще не рассчитаны, то для оценки величин Dr целесообразно воспользоваться данными заводских расчетов (см. прил. 2 – 4). Уточнить величину степени реактивности на среднем диаметре ступеней с незакрученной сопловой лопаткой можно с помощью выражения

rср = rк + 1,8 / (1,8 + q) ,                         (2.16)

где q = dср / l2 . Длину рабочей лопатки (l2) в первом приближении до ее расчета по (2.15) следует принять по оценке (прил. 2 – 4).

Величина степени реактивности rср для ступеней реактивного типа принимается на уровне rср = 0,5. Уточнение принимаемых выше величин осуществляется на этапе детального теплового расчета ступеней. Целесообразно подчеркнуть, что расчет большинства ступеней турбин выполняется на среднем их диаметре и только ступени с относительно длинными закрученными лопатками дополнительно рассчитываются в корневом и периферийном сечениях, а так же в нескольких дополнительных сечениях.

2.4. Выбор конструктивных решений

при проектировании теплофикационных турбин

Особенностью проектирования низкопотенциальной части (НПЧ) теплофикационной турбины, включающей теплофикационный (ТО) (перед верхним отопительным отбором) и промежуточный или переключаемый (ПО) отсеки, а также ее часть низкого давления (ЧНД) является обоснование расчетного режима. В этой связи заслуживает внимания выполнение НПЧ по схеме с независимыми потоками пара предложенной белорусским специалистом Б.В. Яковлевым [18].

Такое выполнение НПЧ отличается более устойчивой (экономичной) ее работой во всем диапазоне режимов турбины и широко применяется в конструкциях мощных теплофикационных турбин, к сожалению, только зарубежных турбинных заводов. Распределение потоков пара между верхним и нижним отопительным отборами должно приниматься поровну, а суммарная их величина – с учетом обеспечения надежного охлаждения ЧНД (Dкmin). Эти условия обеспечивают постоянство расхода пара на турбину, в том числе и через ТО, чем достигается работа проточной части турбины на основных режимах с расчетными значениями КПД отсеков вплоть до верхнего отопительного отбора.

Курсовое проектирование предполагает развитие творческого подхода у студентов, поэтому всячески должно поощряться при проектировании  турбин применение нестандартных решений. Например, нельзя признать нормальным большие пропуски пара на вентиляцию ЧНД мощной паровой турбины (Т-250), для которой Dкmin  = 80…120 т/ч. Большие величины Dкmin  для нее обусловлены развитой ЧНД (три ступени) при большой высоте последней рабочей лопатки (940 – 950 мм). Вместе с тем, применение специального охлаждения ЧНД позволяет снизить величину Dкmin  для такой турбины до 20 т/ч и менее [19]. Заслуживает внимания схема охлаждения ЧНД БНТУ-ЛМЗ с прямоточно-противоточными потоками пара в ЧНД и струйным компрессором отсоса охлаждающего пара, основные технические решения по которой реализованы на турбине ПТ-60-130/22 (ст. № 3) Бобруйской ТЭЦ-2 и ряда других ТЭЦ белорусской энергосистемы [17].

Целесообразно рассмотреть также и возможность организации многоступенчатого (более двух ступеней) подогрева сетевой воды в теплофикационной установке. Такой подогрев может быть совмещен с регенеративным подогревом питательной воды турбоустановки. И он позволит повысить экономичность ее как за счет непосредственного увеличения выработки электроэнергии на тепловом потреблении, так и сокращения потерь с выходной скоростью в камерах отборов, присущих традиционным двухступенчатым схемам с камерами отопительных отборов.

Подходы к проектированию НПЧ, изложенные в данном разделе, предполагают многовариантные расчеты с использованием современной вычислительной техники на основе новейших методик [20].

2.5. Выбор числа ступеней

части низкого давления турбины

Особого внимания заслуживает проектирование части низкого давления (ЧНД) турбины. Такой выбор определяется типом проектируемой турбины и условиями ее работы. Последнее включает в себя такие понятия, как выбор расчетного давления в конденсаторе (Ркр), сопротивления ЧНД на расчетном режиме или состояния пара перед его первой ступенью (, ()), а также величины расчетного расхода пара в конденсатор (Dкр) или, что одно и то же, через последнюю ее ступень.

Расчетная величина конечного давления пара (Ркр) или давление в конденсаторе в общем случае влияет на экономичность турбоустановки, определяет геометрию последней ступени, а также характеристики конденсационной установки. Величина давления должна выбираться путем технико-экономической оптимизации. В рамках курсового проекта, если величина Ркр не оговорена в задании на проектирование, расчетное давление в конденсаторе студент должен принимать опираясь на опыт турбинных заводов (см. табл. 1.4) [7, 8]. Выработка студентами навыка эффективной работы с технической литературой – важнейший момент в их подготовке, которому необходимо уделять должное внимание.

Основу экономического уровня ЧНД в значительной степени определяет последняя ступень, так как ее влияние на характеристики этой части турбины является определяющим. Поэтому выбору числа ступеней ЧНД должно предшествовать обоснование характеристик последней ступени турбины. Ее расчетным режимом является режим с Dкр и Ркр при условии осевого выхода потока из нее (a2 = 90). Кроме этого, для нее следует определять и такие важные характеристики, как значения степени реактивности в корневом, среднем и периферийном сечениях. Корневая степень реактивности принимается на уровне 30 – 40 %, что необходимо для обеспечения устойчивой работы ступени при ее разгрузке. При выборе закона закрутки для последней ступени следует ориентироваться на применение “обратной закрутки” с одновременным обеспечением постоянства расходной составляющей скорости потока за ступенью вдоль ее радиуса [8]. Такой закон закрутки ступени обеспечит довольно высокий уровень экономичности на расчетном режиме и удовлетворительную работу ее на частичных нагрузках за счет уменьшения величины зоны корневого отрыва. Параметр веерности для этой ступени (q = d2/l2) должен выбираться из условия q ³ 2,5 для уменьшения “веерных” потерь в ней. При этом следует иметь в виду, что если удастся выполнить ступень с q ³ 3,0, то прирост КПД ступени от снижения ‘’веерных” потерь составит не менее 3%. Величина расчетного теплового перепада на последнюю ступень определится с учетом приведенных выше соображений. Интересен опыт проектирования последней ступени и ЧНД мощных паровых турбин японскими фирмами Tоshiba и Mitzubisi, а также некоторых европейских – Siemens [9].

Решив вопрос обоснования характеристик последней ступени, можно приступать к обоснованию характеристик остальных ступеней ЧНД. При выборе числа ступеней ЧНД следует пользоваться приведенной выше методикой (2.3), а также опытом турбинных заводов (см. прил. 2 – 4). Выбор начальных параметров пара перед ЧНД или его сопротивления определит экономичность его работы и турбины в целом, а также число ступеней ЧНД и их геометрию. При таком выборе целесообразно изучить опыт турбинных заводов, который обобщен в источниках [7- 9].

3.  РАСЧЕТ  ПРОТОЧНОЙ  ЧАСТИ  

ПАРОВЫХ  ТУРБИН

3.1. Расчет турбинной ступени от начальных параметров

Проектирование турбины предполагает выполнение вариантных расчетов ее конструкции и отбор на основе анализа основного (базового) варианта. Такая работа может быть выполнена с использованием современных средств вычислительной техники и соответствующих методик расчетов. Основу “машинных” расчетов составляет использование уравнений состояния воды и водяного пара.

Такой расчет достаточно корректно может быть выполнен с помощью современной вычислительной техники, так как методика расчета предполагает использование итерационных методов, т.е. многократное уточнение рассчитываемых параметров потока в ступени и, естественно, ее характеристик.

Расчеты с применением hs-диаграммы для водяного пара или TSJ-диаграммы для продуктов сгорания топлив могут допускаться как грубая оценка. Для расчета паровых турбин и процессов в паротурбинных установках широко применяются уравнения ВТИ.

3.2. Уравнения ВТИ для машинных расчетов

паротурбинных установок

Основу расчета проточной части (ПЧ) паровых турбин составляет определение параметров состояния пара. Традиционное построение процессов расширения водяного пара с помощью hs-диаграммы может носить не более чем иллюстративный характер. При таких расчетах необходимо использовать эмпирические уравнения состояния пара ВТИ [2]. Уравнения полиномного типа описывают все необходимые для таких расчетов теплотехнические параметры состояния водяного пара и имеют структуру в традиционных обозначениях для перегретого водяного пара:

,                                       (3.1)

,                                      (3.2)

,                                      (3.3)

.                                       (3.4)

Для состояния сухого насыщенного водяного пара и насыщенной (кипящей) воды на пограничных кривых уравнения имеют следующую структуру:

,                                        (3.5)

,                                        (3.6)

,                                        (3.7)

,                                       (3.8)

,                                       (3.9)

,                                      (3.10)

,                                    (3.11)

.                                     (3.12)

Для воды, температура которой ниже температуры насыщения (кипения), уравнения состояния имеют вид

,                                    (3.13)

.                                    (3.14)

В уравнениях (3.1) – (3.14) обозначения общепринятые: i, s , t , p и v – соответственно теплосодержание (энтальпия), энтропия, температура, давление и удельный объем перегретого водяного пара; рs , Ts , i, i – соответственно давление и температура насыщения пара, теплосодержание (энтальпия) сухого насыщенного пара и кипящей воды. В формулах (3.1) – (3.3), (3.5), (3.7) – (3.14) значение температуры подставляется в градусах абсолютной шкалы, т.е. T = 273,15 + t .

3.3. Алгоритм расчета процесса расширения пара

в турбинной ступени с применением ПЭВМ

Такой расчет предполагает наличие параметров пара в начале про-цесса расширения (р0 , t0 (х0 )) или (р0 , s0 ) и давления за ступенью, а также значения относительного внутреннего КПД ступени ( 0i). Расчет выполняется традиционно: с определения недостающих параметров пара в начальной точке процесса расширения, определения располагаемого (адиабатического) теплового перепада от состояния в начальной точке до точки пересечения адиабаты, проведенной через нее, с изобарой конечного давления и т.д. Схема процесса расширения и условные обозначения на ней приведены на рис. 3.1.

Рис. 3.1. Расчетная схема процесса расширения водяного пара в ступени

Приведем алгоритм расчета процесса расширения водяного пара в турбинной ступени с использованием зависимостей (3.1) – (3.14) (условные обозначения общепринятые, в соответствии с рис. 3.1). В скобках справа приводится ссылка на уравнения (3.1) – (3.14), используемые для определения рассчитываемого параметра:

1. По известным начальным параметрам (p0, t0) рассчитывается значение энтальпии в начальной точке процесса расширения (3.1):

.

2. Затем определяется значение энтропии в этой же точке (3.2):

.

3. В адиабатическом процессе

.

4. Значение энтальпии в конце адиабатичесого процесса расширения можно определить по формуле

.

5. Это позволяет рассчитать располагаемый (адиабатический) тепловой перепад ступени из выражения

.

6. По известной (заданной) величине относительного внутреннего КПД ступени найти энтальпию в конце действительного процесса расширения  из выражения

.

7. По ее величине рассчитывается значение энтропии в той же точке:       

.

Приведенная выше методика справедлива при расчетах процесса расширения в турбине в перегретом паре. При переходе процесса че-рез верхнюю пограничную кривую требуется выполнение контроля качества пара на предмет его состояния “перегретый” или “влажный”. Расчеты для влажного пара выполняются с использованием уравнений (3.5) – (3.14) и известных термодинамических зависимостей.

8. Для влажного водяного пара теплосодержание (энтальпия) определяется по формуле

i = i"x + i' (1 - x),                               (3.15)

где х – степень сухости влажного пара.

9. Значение энтропии для него определяется из выражения

s = s"x + s' (1 - x).                              (3.16)

Контроль состояния пара может быть осуществлен путем сравнения рассчитанных в контролируемой точке параметров его состояния с параметрами, определенными на правой пограничной кривой при том же давлении. Схема построения блока такого контроля реализуется следующим образом.

10. Для заданного давления (р2) по уравнению (3.6) рассчитывается температура насыщения Тs2 :

Тs2 = (р2),

11. Определяются параметры на пограничных кривых с использованием уравнений (3.7) – (3.14) в функции этой температуры (Тs2), т.е. энтропия:

= ¦(Тs2).

12. Аналогично рассчитываем энтальпию:

= ¦ (Тs2).

13. Выполняется сравнение величины контролируемого параметра, например s2T (см. рис. 3.1) со значением  или i2T c  
(п. 12). При этом проверяется условие

s2T > . 

14. При использовании энтальпии проверяется условие

i2T > ,

Если условие (пп. 13, 14) выполняется, то состояние пара в контролируемой точке 2T соответствует перегретому, и расчет дальше должен вестись по схеме алгоритма, приведенной в пунктах 1 – 7. В случае если условие пп. 13 или 14 не выполняется, то это значит, что точка 2T процесса расширения находится во влажном паре и дальнейшие расчеты должны переключаться на цепочку расчетов для влажного пара.

15. Построение алгоритма расчетов для влажного пара базируется на использовании известных зависимостей. По известной величине энтропии в точке 2T и величинам определенных ее значений на пограничных кривых для конечного давления процесса расширения определяется степень сухости пара для точки 2T из выражения

.

16. Если контроль состояния осуществлялся по значению энтальпии в точке 2T , то степень сухости пара для точки 2T определится из выражения

.

17. По известной величине степени сухости пара (х2T) определяются остальные недостающие параметры состояния в точке 2T, например удельный объем влажного пара:

v2T = x + (1 - x).

Аналогично п. 17 могут быть определены другие недостающие параметры влажного пара в точке процесса 2T (см. рис. 3.1). Опыт показывает, что подпрограммы расчета параметров состояния пара целесообразно строить таким образом, чтобы рассчитывался весь возможный их состав, в том числе и параметры на пограничных кривых при расчетах для перегретого пара.

3.4. Последовательность и алгоритм расчета

турбинной ступени

Конструкторский расчет турбины в рамках курсового проекта преследует две цели: 1) определение конструктивных размеров проектируемой машины в объеме, достаточном для разработки необходимой технической документации (эскизный проект); 2) получение гарантийных характеристик такой машины по всему объему потребительских свойств (КПД, мощность, расход пара (газа) и т.д.).

Исходные данные для проектирования ступени турбины следую-щие:

- расход пара (газа) G, кг/с;

- частота вращения ротора турбины n, с-1 (об/мин);

- давление пара на входе в сопловой аппарат p0, МПа (кГс/см2);

- давление пара после рабочего колеса p2, МПа (кГс/см2);

- температура (степень сухости) пара на входе в сопловой аппарат t0, С (х0 ).

Эти исходные данные получены в результате выбора (предварительного) числа ступеней или разбивки теплового перепада по ступеням турбины приведем алгоритм расчета ступени турбины:

1. Параметры пара перед турбиной определяются по таблицам [1, 3], hs-диаграмме водяного пара или расчетом в соответствии с изложенными в п. 3.3 рекомендациями, т.е. определяются значения параметров пара на входе в ступень: теплосодержание i0 , (кДж/кг); энтропия s0 , (кДж / (кг К)); удельный объем v0 , (м3 / кг) и т.д.

2. Энтальпия пара за ступенью на адиабате (i2t) определяется по давлению за ней (р2) и энтропии на входе (s0).

3. Энтальпия потока по параметрам торможения на входе в ступень (i0*) уточняется  по величине входной скорости (с0): для первой ступени цилиндра турбины или первой ступени за камерами регулирующей ступени и регулируемого отбора с0 = 0; для остальных (промежуточных) ступеней турбины с0  =  с2 , где с2 – скорость потока на выходе из  предыдущей ступени в абсолютном движении.

4. Располагаемый (адиабатический) теплоперепад ступени определяется по параметрам торможения (подчеркнем это):

                                    (3.17)

5. Фиктивная скорость ступени рассчитывается по формуле 

.                                  (3.18)

6. Окружная скорость на среднем диаметре ступени при оптимальном (расчетном) режиме определяется из условия

,                                   (3.19)

где для ступеней ЧВД паровых турбин  = 0,48…0,50, а для ступеней ЧСД  = 0,50…0,52. Более подробная информация – в разделе 2, выражение (2.14).

7. Средний диаметр ступени рассчитывается с помощью выражения

.                                      (3.20)

8. Располагаемый теплоперепад сопловой решетки определяется по формуле

,                                (3.21)

где степень реактивности ступени (r) выбирается из расчета более 10% для активной ступени (на среднем диаметре). Более подробно этот вопрос рассмотрен в разделе 2, выражение (2.15).

9. Энтальпия пара за сопловой решеткой при изоэнтропийном расширении (i1t) определяется из выражения

.                                  (3.22)

10. Параметры пара за сопловой решеткой могут быть определены с помощью hs-диаграммы или расчетным путем по величине энтропии s0 и энтальпии i1t . Находим давление и удельный объем пара за сопловой решеткой при изоэнтропийном расширении:

.                             (3.23)

11. Теоретическая скорость выхода пара из сопловой решетки может быть определена из выражения

.                                    (3.24)

12. Режим течения пара в сопловой решетке определяется значением числа Маха. Скорость звука при этом , а число Маха . Если режим дозвуковой (), то определяем выходную площадь сопловой решетки из выражения

,                                   (3.25)

где , т.е. принимаем предварительное значение коэффициента расхода для сопловой решетки.

13. Высота лопаток сопловой решетки определится из уравнения неразрывности:

.                              (3.26)

14. Выбор профиля лопатки сопловой решетки осуществляется по углам входа (a0) (обычно a0 = 90) и выхода потока пара (газа) (a1) (для активной ступени величина a1 = 9…14), а также с уче-
том числа . Например, для дозвукового характера течения () и с учетом опыта проектирования (см. прил. 2 – 4) при-нимаем профиль сопловой лопатки С-90-12А с ориентировочной величиной хорды
b1 в соответствии с данными табл. 3.1. В прил. 5 приведены характеристики профилей турбинных лопаток (решеток), которые целесообразно использовать при выполнении курсового проекта.

Таблица 3.1

Ориентировочные соотношения длин лопаток и хорд профилей

для ступеней активного типа*

Высота соплового канала (l1), мм

Относительная хорда (b1/l1)

10 - 20

2 - 1

20 - 30

1,5 - 0,7

30 - 40

1,2 - 0,5

* Окончательные значения величин хорд сопл и рабочих лопаток могут быть приняты на основании прочностных расчетов диафрагм и рабочих колес ступеней турбины.

15. Количество сопловых лопаток в решетке может быть определено с учетом принятой хорды решетки (b1) и величины оптимального относительного шага (для реактивной решетки, которой является сопловая решетка, ) [8,21]:

.                                    (3.27)

16. Число Рейнольдса для потока пара за сопловой решеткой () рассчитывается из выражения с использованием определенной по таблицам величины кинематической вязкости пара по состоянию за ней –  (Нс/м2):

.                                   (3.28)

17. Поправки на числа Рейнольдса и Маха к коэффициенту расхода для сопловой решетки рассчитываются по формулам

,                               (3.29)

а также

.                       (3.30)

18. Коэффициент расхода для сопловой решетки уточняется по зависимости

.           (3.31)

Уточненное здесь значение коэффициента расхода () сравни-вается с ранее принятым в расчетах . Если их значения близки, расчет продолжается дальше; если же нет, то необходимо вернуться в начало к п. 12 и уточнить приведенные выше расчеты с использованием рассчитанной величины .

Потери энергии в сопловой решетке определяются как сумма профильных потерь энергии, концевых потерь и поправок к ним на числа Рейнольдса, Маха, веерность решетки, угол входа потока в нее и конусность проточной части. При этом профильные потери рассчитываются как сумма потерь на трение в пограничном слое, кромочных и волновых (при числе Маха больше единицы).

19. Потери на трение в пограничном слое на поверхности профиля определяются из выражения

,          (3.32)

где a1эф = a1 в первом приближении.

20. Коэффициент кромочных потерь энергии определим толщиной выходной кромки (), величину которой найдем из соотношения

,                           (3.33)

а затем определим величину этого коэффициента:

.                           (3.34)

21. Коэффициент концевых потерь энергии в решетке определится по формуле Трояновского:

.                (3.35)

22. Поправка на дополнительные потери в решетке, обусловленные конусностью (g) ее проточной части (ПЧ) (рис. 3.2), может быть оценена с помощью выражения

,                            (3.36)

где  – наклон периферийного обвода канала к осевому направлению. Для проточной части, показанной на рис. 3.2,  = 0,5g и, очевидно, для такого варианта ПЧ дополнительное увеличение концевых потерь должно считаться по вышеприведенному выражению и для корневого сечения ступени или же в (3.36) вместо величины угла периферийной конусности  следует подставлять значение g.

Рис. 3.2. Вариант выполнения конусной проточной части турбины

23. Поправка к коэффициенту потерь энергии в сопловой решетке на число Маха (для сужающихся решеток) определится из выражения

,                        (3.37)

а на число Рейнольдса –

.                            (3.38)

24. Поправка к коэффициенту потерь энергии в сопловой решетке на веерность (qс = dср / l1) может быть определена по формуле:

.                                    (3.39)

25. Поправка к потерям на отклонение угла входа в решетку профилей от оптимального направления (для сопловой решетки обычно a0опт = 90) может быть рассчитана по формуле

. (3.40)

26. Коэффициент потерь энергии для сопловой решетки с учетом всех поправок определится из выражения

.      (3.41)

27. Фактическая величина скорости выхода потока из сопловой решетки (с1) определяется через рассчитанный коэффициент потерь энергии для нее. Достаточно воспользоваться соотношением для определения коэффициента скорости :

с1 = j с1t  .                                                           (3.42)

28. Угол выхода потока из сопл в абсолютном движении (фактический) рассчитывается по формуле

.                       (3.43)

Его величина, в свою очередь, позволяет рассчитать осевую и окружную составляющие абсолютной скорости выхода потока из сопловой решетки

,                                 (3.44)

.                                 (3.45)

29. Относительная скорость выхода потока из сопловой решетки может быть рассчитана с использованием теоремы для косоугольных треугольников:

.                   (3.46)

30. Угол входа потока в рабочую решетку турбинной ступени в относительном движении может быть определен также с использованием соотношений тригонометрии:

b1 = аrсtg (с1a / (с1u – u)) .                       (3.47)

31. Входной треугольник скоростей строится по определенным выше величинам фактической (абсолютной) скорости выхода потока пара из сопловой решетки (с1) и относительной (w1), а также фактических углов выхода потока из нее в абсолютном (a1) и относительном b1 движении. Построение треугольника позволяет проверить правильность выполненных выше расчетов очевидным путем (расчетные векторы и векторы, полученные через углы при построении треугольника, должны совпадать в пределах погрешности расчетов) (рис. 3.3).

Рис. 3.3. Входной треугольник скоростей турбинной ступени.

32. Абсолютная величина потерь энергии потока в сопловой решетке определяется из соотношения

.                                  (3.48)

Ее величина позволяет получить параметры потока рабочего тела за сопловой решеткой и уточнить величину располагаемого теплового перепада на рабочую решетку (h) (рис. 3.4)

Рис. 3.4. Схема действительного процесса расширения пара в сопловой решетке турбинной ступени и уточнение располагаемого теплового перепада

на рабочую решетку

33. Относительная теоретическая скорость выхода потока из рабочей решетки (фактически предваряет расчет рабочей решетки ступени) может быть определена из выражения

.                              (3.49)

34. Число Маха () рассчитывается по относительной теоретической скорости потока и скорости звука за ней и преследует цель определить режим течения в рабочей решетке (дозвуковой или сверхзвуковой), затем выбрать необходимый профиль этой решетки:

.                                  (3.50)

35. Высота рабочей решетки практически предопределена высотой сопловой решетки, так как связь между ними определяется соотношением

,                                     (3.51)

где величина перекрыши для нее  выбирается в соответствии с данными (табл. 2.2).

36. Выходная площадь рабочей решетки определяется с использованием уравнения неразрывности. Для этого в первом приближении принимаем коэффициент расхода  [8].

.                                  (3.52)

37. Эффективный угол выхода потока из рабочей решетки в относительном движении определяется по формуле

.                       (3.53)

38. Количество рабочих лопаток на колесе определим, приняв хорду ее профиля b2 @ b1 / 2 в соответствии с данными табл. 3.1 (в последствии правильность такого выбора проверяется прочностным расчетом) и приняв величину относительного шага решетки () в соответствии с рекомендациями [8]:

.                                    (3.54)

39. Уточняется значение величины коэффициента расхода рабочей решетки , для чего вычисляются поправки к нему по аналогии с сопловой решеткой. За критерий для рабочей решетки принимается угол поворота потока в ее канале . Поправка к коэффициенту расхода на угол поворота потока в канале вычисляется по формуле , на число Рейнольдса – по формуле , где , а на число Маха – по формуле , где Mw2t =
= w
2t  / a2t .

С учетом поправок коэффициент расхода для рабочей решетки рассчитывается по формуле

m2 = 0,965 – 0,01 b2 / l2 + Dmм - DmRe + DmDb.        (3.55)

Если принятое в п. 36 значение  и полученное при уточняющем расчете значения совпадают или близки друг другу, то расчет продолжается. Если расхождение между ними значительное, то необходимо уточнить расчет, начиная с п. 36.

40. Выбор профиля лопатки рабочей решетки осуществляется по углам входа (b1) (из расчета сопловой решетки) и  выхода потока пара (газа) из нее (b2эф), а также с учетом числа . Например, для дозвукового режима течения () и величин углов b1 = 30 и b2эф = 21 принимаем к установке профиль рабочей лопатки типа Р-30-21А (см. прил. 5).

41. Расчет потерь энергии в рабочей решетке (внутренних) выполняется по тому же принципу, что и сопловой, т.е. на начальном этапе рассчитывается процесс истечения пара (газа) из нее. Потери в решетках турбинных ступеней определяются углом поворота потока в их канале. Этот угол – один из существенных факторов, определяющих величину потерь. В “активных” решетках, образующих слабоконфузорные каналы рабочих решеток, он определяет величины обоих слагаемых основных потерь – профильных и концевых (практически все турбины активного типа). По этой причине аппроксимация формул для определения этих потерь выполнена по этому углу. Для рабочей решетки значение угла поворота потока в ее канале (Db ) определено выше (п. 39).  

42. Потери на трение в пограничном слое решетки профилей могут быть рассчитаны по формуле

.      (3.56)

43. Кромочные потери энергии являются второй слагаемой профильных потерь. Приняв толщину выходных кромок решеток рабочих лопаток Dкр , по известной величине хорды b2 для значения  оптимального относительного шага t2 [8] рассчитываем относительную толщину выходной кромки из выражения  и определяем величину кромочных потерь:

                           (3.57)

44. Волновые потери энергии – третья составляющая профильных потерь в турбинных решетках. Влияние скорости потока на дополнительные потери энергии в турбинных решетках (сжимаемость) начинает проявляться при значениях чисел Маха М > 0,6. Резкий рост волновых потерь энергии в турбинных решетках начинает проявляться при М ³ 1. С этой величины (М = 1) и следует учитывать увеличение потерь энергии в турбинных решетках по формуле

,                  (3.58)

Для рабочей решетки число Маха вычислялось выше (п. 39).

45. Концевые потери энергии в значительной степени определяют КПД ступеней с относительно короткими лопатками. Коэффициент концевых потерь энергии в рабочей решетке определяется из выражения

.               (3.59)

Затем определяются поправки к коэффициенту потерь на веерность решетки, на фактические числа Рейнольдса и Маха, а также на отклонение угла входа потока в решетку от оптимального направления (на угол атаки).

46. Поправка к потерям на веерность в рабочей решетке может быть рассчитана  с использованием выражения

,                                (3.60)

где q2 = dср / l2.

47. Поправка к потерям на число Рейнольдса рассчитывается по формуле

.                            (3.61)

48. Коэффициент потерь энергии в рабочей решетке с учетом всех поправок к нему (предельный вариант, так как при “дозвуке” волновые потери отсутствуют, при “сверхзвуке” их следует учитывать [8]) определится из выражения

.           (3.62)

По определенной величине коэффициента потерь энергии в рабочей решетке () рассчитывается коэффициент скорости для нее (y ) по формуле

.                                   (3.63)

49. Угол выхода потока из рабочей решетки в относительном движении

.                        (3.64)

50. Осевая и окружная составляющие относительной скорости для рабочей решетки определится соответственно по формулам

                                 (3.65)

и

.                                (3.66)

51. Скорость выхода потока из рабочей решетки в абсолютном движении определяется из косоугольного треугольника по теореме косинусов:

.                  (3.67)

52. Угол выхода потока из рабочей решетки в абсолютном движении определяется также с использованием тригонометрии:

.                             (3.68)

53. Потеря энергии в рабочей решетке абсолютная:

.                                 (3.69)

54. Потеря энергии с выходной скоростью потока абсолютная

,                                     (3.70)

55. Располагаемая энергия ступени рассчитывается по формуле

,                            (3.71)

где cвс – коэффициент использования выходной скорости ступени, определяемый в соответствии с рекомендациями [8].

56. Удельная работа на лопатках турбины рассчитывается через соответствующие величины абсолютных потерь энергии в ступени:

.                  (3.72)

57. Расчет относительного лопаточного КПД турбинной ступени осуществляется на основе соотношения 

.                                      (3.73)

58. Мощность на лопатках колеса турбины определяется из выражения

.                                   (3.74)

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

hол = 1 - xс - xр - xвс                               (3.75)

и

ηол = u (c1 cos α1 + с2 cos α2) / Е0,                      (3.76)

или

ηол = u (w1 cosβ1 + w2 cos β2) / Е0 .            (3.77)

Это позволяет осуществить проверку правильности выполненных расчетов. Расхождение в значениях лопаточного КПД определенного двумя методами (не должно превышать погрешности расчетов (5 %)). Расчет внутренних потерь в рабочей решетке завершается построением выходного треугольника скоростей (рис. 3.5).

Рис. 3.5. Выходной треугольник скоростей турбинной ступени

Потери в турбинных ступенях принято делить на основные и дополнительные. Основные – потери в решетках (рабочей, сопловой) и потеря с выходной скоростью. К внутренним  потерям (основным) относятся потери в соплах (xс), потери в рабочих лопатках (xр) и потери с выходной скоростью (xвс). Они определяют относительный лопаточный КПД (ол) ступени.

Кроме основных внутренних потерь в ступенях имеют место  дополнительные внешние потери энергии. К внешним относятся потери на трение диска и ленточного бандажа (xтр), от утечек рабочего тела через диафрагменный зазор в активной ступени или через зазор между сопловым аппаратом и ротором – в реактивной, а также через радиальный зазор между корпусом и колесом (xут), от влажности пара (xвл) и от парциальности (xпарц).

60. Расчет потерь на трение диска, конических поверхностей и бандажа турбинной ступени сводится к расчету соответствующих коэффициентов потерь энергии. Первый в этом ряду коэффициент потерь энергии на трение диска колеса определяется из выражения

,                              (3.78)

где коэффициент трения (kтр) рассчитывается по формуле , а число  в зазоре – по формуле , где корневой диаметр колеса .

Потери трения на свободных конических и цилиндрических поверхностях ротора определяются с учетом суммарной ширины таких поверхностей из выражения

,                            (3.79)

а потери трения от лопаточного бандажа могут быть оценены в зависимости от суммарной ширины бандажа в ступени с использованием выражения

,                                         (3.80)

где  и  – cоответственно диаметр и ширина бандажа.  Тогда суммарная величина коэффициента потерь трения в турбинной ступени составит:

.                            (3.81)

61. Потери от утечек пара (газа) в свою очередь могут быть рассчитаны по формуле

xут = p dупл dэкв (rп / 1 - rср)1/ 2 hол / F1 ,           (3.82)

где p = 3,14; dуплдиаметр вала под уплотнениями; dэкв – величина эквивалентного зазора, рассчитываемая по отдельным формулам для конкретных типов уплотнений [8]; rп и rср – значения степени реактивности у периферии и на среднем диаметре ступени; hол – величина лопаточного КПД; F1 – сечение сопловой решетки.

Для определения интегральных характеристик ступеней турбины  необходима величина абсолютного расхода пара (газа) утечки (Gут). Рассчитать ее можно по формуле Г.С. Самойловича [8]:

   (3.83)

Вопрос проектирования уплотнений весьма важен при проектировании турбины. Не случайно японские турбостроительные фирмы (Tоshiba, Mitzubisi), а также некоторые европейские (Siemens) в своих новейших турбинах выполняют уплотнения с изменяющейся величиной зазора. Суть этой конструкции в следующем. Роторы большинства современных турбин “гибкие”. При пуске турбины с такими роторами неизбежно повышение уровня вибрации, т.е. амплитуд колебаний их поверхностей, в том числе и в зоне уплотнений. При этом в случае турбины с обычными концевыми уплотнениями возможны задевания ротора об усы уплотнения. Усы при этом сминаются, приводя к росту зазоров и к увеличению утечки в уплотнение на работающей турбине в 2 – 2,5 раза, т.е. к снижению ее КПД. В новых типах уплотнений с регулируемой величиной зазора этого не происходит, так как   при пуске турбины устанавливается повышенная величина зазора, а при выходе ее на стационарный режим зазоры в уплотнениях уменьшаются поджатием их гребней к валу. Суть этого в сохранении минимально возможной величины зазоров на протяжении всего или значительной части межремонтного периода.

Интересен и другой опыт. Он заключается в применении вместо усов лабиринтного уплотнения уплотнительных колец из композитного материала (флувиус). Материал состоит из графита и фторопласта, так как оба компонента имеют хорошие антифрикционные свойства, что позволяет на работающей турбине иметь околонулевые зазоры.

При выполнении курсового проекта студент может задаться величиной утечки в концевые уплотнения турбины, оценив их, например, по заводским данным (см. прил. 2 – 4). Такая оценка позволяет уточнить расходы пара (газа) на входе в проточную часть проектируемого цилиндра турбины.

62. Потери от парциальности учитываются в ступенях с неполным (по кольцу соплового аппарата) подводом пара. Ступени с парциальным подводом рабочего тела присущи турбинам малой мощности, у которых для увеличения длины лопаток выполняют парциальный подвод пара (газа). Регулирующая ступень (РС) турбин с сопловым парораспределением также имеет парциальность. Парциальность РС обусловлена конструкцией ее соплового аппарата (сопловые коробки со стенками по кольцу и технологические зазоры между коробками, необходимые для приварки их к корпусу). Потери энергии от парциальности обусловлены двумя причинами: вентиляционным эффектом в каналах вне зоны активного потока и нарушением характеристик рабочего потока на краях дуг его подвода. В общем случае принято первую слагаемую (вентиляционную) рассчитывать по формуле

xвент = 0,065(1 – е – 0,5 екож) / е (sin a1эф ) xф3 m,   (3.84)

где е , екож , m, – соответственно степень парциальности, часть окружности, закрытая защитным кожухом, и число венцов ступени,  xф = u / Cф , а вторую слагаемую (сегментную) принято определять по формуле

xсегм = 0,25 xф hол i å(Bj lj)  / F1 ,                         (3.85)

где Bj , lj , F1 , hол – соответственно ширина и высота рабочих лопаток j венца, площадь всех сопловых каналов, через которые течет пар в ступени, и лопаточный КПД ступени, а i – число групп сопел, между которыми имеется разрыв.

Величина потерь от парциальности определяется как сумма обоих слагаемых, т.е.

xпарц = xвент + xсегм .                             (3.86)

63. Потери от влажности пара учитываются в ступенях, работающих на влажном паре. К таким ступеням относятся последние ступени конденсационных паровых турбин ТЭС и основная часть ступеней влажно-паровых турбин АЭС. Расчет этих потерь может быть выполнен с использованием формулы МЭИ:

xвл = 2 xф (0,9 у0 + 0,35 (у2 – у0),                    (3.87)

где у0 и у2 – соответственно значение влажности пара на политропе перед и за ступенью.

Для последних ступеней мощных конденсационных паровых турбин, как показали исследования ВТИ, распределение влажности пара вдоль радиуса отличается от традиционно устоявшегося – с пиком значений влажности пара в периферийных сечениях ступени. Пик величины влажности для таких ступеней смещается от периферии на радиус примерно 0,75 l2 , где l2 – длина рабочей лопатки ступени. Потери от влажности в таких ступенях более надежно могут быть определены по формуле П. Лагуна:

xвл = а(у0 + у2) / 2,                                (3.88)

при этом а = 0,35…0,40.

64. Относительный внутренний КПД турбинной ступени (hоi) определяется на заключительной стадии ее расчета. По величине суммарных потерь в ступени (основных и дополнительных) рассчитывается ее относительный внутренний КПД:

,              (3.89)

65. Внутренняя мощность турбинной ступени (Ni) или мощность на валу определяется по формуле

Ni = h0 hoi ,                                      (3.90)

где h0 – тепловой перепад ступени по полным параметрам (параметрам торможения).

66. Абсолютные величины потерь в ступени определяются через значения относительных их величин из выражения

,                                  (3.91)

где DHj , zj и h0 , соответственно, величина абсолютной и относительной j-й потери и тепловой перепад ступени от параметров торможения потока.

67. Построение процесса расширения пара (газа) в турбинной ступени в hs-координатах и определение его состояния перед последующей (второй) ступенью завершает ее расчет. При этом возможны три варианта представления такого процесса (рис. 3.6 а, б и в).

Рис. 3.6. Процесс расширения в турбинных ступенях:

а – с полной потерей выходной скорости; б – без потери; в – с частичной потерей

На рис. 3.6, а представлен вариант процесса расширения пара в турбинной ступени с полной потерей энергии ее выходной скорости. К таким ступеням относятся: последняя ступень цилиндра, ступень за которой выполнена камера теплофикационного отбора пара, а также камера регулирующей ступени. На рис. 3.6, б – вариант с полным использованием энергии выходной скорости ступени в последующей. Это промежуточные ступени турбин без разрыва ее проточной части. И, наконец, на рис. 3.6, в – вариант с частичным использованием энергии выходной скорости в последующей ступени. Такой ступенью является ступень паровой турбины, за которой выполнен регенеративный отбор пара. Энергия выходной скорости рассчитываемой ступени является входной энергией последующей ступени и в общем случае учитывается для последующей ступени коэффициентом использования энергии выходной скорости в последующей ступени (cвс), который для трех приведенных выше вариантов равен соответственно: cвс = 0, cвс = 1 и cвс < 1. Такой учет энергии выходной скорости исключает возможную ошибку при расчете располагаемой энергии ступени (Е0).

Расчет последующих ступеней выполняется по методике, аналогичной вышеприведенной, с той лишь разницей, что параметры рабочего тела на входе в последующую ступень турбины меньше за счет работы его в предыдущей ступени. При этом расчет турбинной ступени для любых рабочих тел выполняется аналогично вышеизложенному.

3.5. Новая методика расчета проточной части турбин

от конечных параметров рабочего тела

В инженерной практике часто приходится выполнять большой объем работы по расчету переменных режимов известной проточной части турбины или оптимизировать проточную часть проектируемой турбины путем переборки ее вариантов. В обоих случаях предполагается построение проточной части турбины (ПЧ), отвечающей максимальной ее эффективности. Это может обеспечить задание граничных условий таких расчетов, например осевой выход потока рабочего тела (РТ) (). Если ПЧ ступени известна (поверочный расчет), то при заданной величине объемного пропуска РТ по параметрам за ступенью () могут быть оценены выходные параметры потока РТ: величина относительной () и абсолютной () скорости, а также угол направления ее вектора () при любых режимах.

Порядок построения алгоритма следующий:

1. Расчет ступени удобно вести по конечным параметрам рабочего тела (РТ). Особенностью таких расчетов является достоверность определения одного из этих параметров – давления за турбиной (). Вторым может быть принят с приемлемой точностью, например, удельный объем (). По известной величине массового расхода РТ () и удельного объема () рассчитываются, в первом приближении, объемный пропуск рабочего тела по значениям его параметров за ступенью – , которому в последующих расчетах отводится роль основной режимной характеристики ступени.

Из проектного решения турбоустановки известны параметры РТ и величина расхода  через ПЧ в том или ином режиме; давление за последней ступенью  и другие параметры, например давление в верхнем () и нижнем () теплофикационных отборах теплофикационной паровой турбины. Из ее теплового расчета известны также другие параметры рабочего тела на расчетном режиме: удельные объемы пара в конденсаторе (), нижнем () и верхнем () отопительном отборах. Поскольку надлежащая модификация ЧНД  теплофикационной паровой турбины обеспечивается варьированием одной-двумя, редко тремя последними ступенями, достаточная точность сравнения вариантов представляемым методом обеспечивается расчетом группы ступеней до нижнего теплофикационного отбора. При желании повысить качество расчетов  добавляются ступени промежуточного или переключаемого (ПО) отсека между этими отборами.

Вычисления удобнее вести через производный параметр  – объемный расход рабочего тела (пара), определяя при этом другие характеристики по варьируемому значению удельного объема РТ () за рассчитываемым отсеком, т.е. от конечных параметров.

2. Величина  скорости выхода потока из рабочей решетки последней ступени рассчитываемого отсека в относительном движении () определяется из уравнения неразрывности, примененного к ее выходному сечению:

(м/с),                    (3.92)

где коэффициент скорости для рабочей решетки (y) может быть принят в первом приближении на уровне y = 0,957 или при необходимости уточнен по упрощенной формуле МЭИ:

,                         (3.93)

где  и  – соответственно хорда и длина рабочей лопатки, при поверочном расчете, определяемые по “геометрии” ступени.

3. Рассчитывается величина скорости звука в потоке по параметрам за рабочей решеткой:

(м/с).                           (3.94)

4. Проверяется режим течения в выходном сечении рабочей решетки по величине звуковой и относительной скоростей потока рабочего тела. Если выполняется условие

,                                       (3.95)

подтверждающее дозвуковое истечение потока из рабочей решетки, то можно приступать к определению параметров потока на входе в нее, т.е. за соплами.

5. При дозвуковом режиме истечения из сопловой решетки получено уравнение, позволяющее определять удельный объем рабочего тела за ней через величину объемного пропуска (Gv1) [20]:

       (м22),                                            (3.96)

где коэффициент скорости для сопловой решетки в первом приближении может быть принят на уровне j = 0,98 или уточнен  по упрощенной формуле МЭИ из выражения

,                          (3.97)

в котором хорда () сопловой решетки и ее высота () при поверочном расчете турбины известны как и остальные ее характеристики: профильный выходной угол (), окружная скорость (), а также величина ортогональной площади соплового аппарата ().

6. По рассчитанной с помощью (3.96) величине  определяется значение удельного объема рабочего тела за сопловой решеткой из выражения

.                                   (3.98)

7. Величина статического давления в межвенцовом зазоре турбинной ступени (на выходе из сопловой решетки) () может быть определена путем использования уравнения адиабаты:

3/кг).          (3.99)

8. Значение этого давления определяется из соотношения

.                               (3.100)

9. Используя уравнение неразрывности потока, записанное для выходного сечения сопловой решетки, можно определить в первом приближении теоретическую скорость потока рабочего тела за ней в абсолютном движении:

,                 (3.101)

где a1 – угол выхода потока из сопловой решетки, который известен. На дозвуковом режиме истечения его величина может приниматься равной скелетному углу решетки (известен при поверочных расчетах по “геометрии” ступени).

10. При необходимости может быть рассчитан располагаемый теплоперепад сопловой решетки от полных параметров () с помощью известного выражения:

.                                  (3.102)

11. По завершении расчета параметров потока за сопловой решеткой определяются параметры на входе в нее, то есть в ступень. Для этого рассчитывается величина объемного расхода рабочего тела с использованием выражения

3/с). (3.103)

12. Это, в свою очередь, позволяет рассчитать величину удельного объема среды перед соплами из соотношения

.                                (3.104)

13. Тогда, используя уравнение адиабаты, можно определить величину произведения начального давления ступени () на значение удельного объема рабочего тела () из выражения

(кПам3/с).          (3.105)

14. Рассчитывается величина начального давления () из соотношения

.                              (3.106)

15. Величина фиктивной скорости (располагаемой теоретической скорости) потока рабочего тела для турбинной ступени может быть определена с использованием выражения

(м/с).   (3.107)

16. Величина степени реактивности ступени (кинетической) может быть определена из соотношения

.                               (3.108)

17. Ее величина позволяет осуществить проверку правильности выполненных расчетов путем сравнения значений скоростей потока, определенных выше, через объемные пропуски среды с рассчитываемыми их значениями по величинам теплоперепадов. Для этого необходимо определить располагаемый тепловой перепад ступени традиционным путем:

(кДж/кг).                        (3.109)

18. Выше (п. 1 – 17) приведена последовательность расчетов турбинной ступени с использованием новой методики при наиболее часто встречающемся дозвуковом режиме истечения потока из рабочей решетки. Однако возможно развитие и другого варианта таких расчетов, когда условие (3.95) не выполняется, т.е. поток за колесом сверхзвуковой:

.                                     (3.110)

19. При сверхзвуковом истечении потока из каналов рабочей решетки теоретическая относительная скорость потока на выходе из нее может быть определена с помощью выражения [20]

(м/с), (3.111)

где k – показатель адиабаты пара;  и  – критические параметры пара в рабочей решетке соответственно в кПа и м3/кг, определяемые расчетной последовательностью

-2).           (3.112)

20. Скорость звука в критическом сечении рабочей решетки может быть рассчитана c помощью системы уравнений

3/с);  (3.113)

и

 (кПа × м3/с). (3.114)

21. При сверхзвуковом истечении выходной угол потока из рабочей решетки превышает профильный угол () за счет отклонения потока в косом срезе. Угол может быть определен с использованием зависимости Бэра:

.                 (3.115)

22. На следующем этапе расчетов уточняется величина объемного пропуска среды за соплами с использованием выражения [20]

22),                                              (3.116)

из которого определяется величина , а по ней уточняются параметры потока на входе в сопловую решетку по формулам
(3.98) – (3.100).

23. По рассчитанным значениям  и  определяется величина скорости звука в потоке за сопловой решеткой в первом приближении из выражения

(м/с).                         (3.117)

24. Затем осуществляется проверка, как и в случае расчета параметров потока за рабочей решеткой, на возможность сверхзвукового истечения из сопловой решетки. В случае сверхзвукового потока за соплами (), уточняется фактический угол выхода потока из сопловой решетки (a1кр), значение которого при “сверхзвуке” больше скелетного угла (a1) за счет отклонения потока в косом срезе решетки. Такое уточнение величины  может быть выполнено, как и в случае с рабочей решеткой, с использованием формулы Бэра:

.                 (3.118)

25. При сверхзвукововом истечении потока из сопловой решетки подлежит уточнению и теоретическая скорость выхода потока из нее в абсолютном движении, которое может быть реализовано с помощью выражения

(м/с),  3.119)

где p1кр и n1кр – критические параметры потока на выходе из сопловой решетки соответственно в кПа и м3/кг, определяемые расчетной последовательностью с помощью выражения

-2).            (3.120)

26. Подлежит уточнению также и значение скорости звука в потоке за соплами (а1кр), так как она должна рассчитываться по параметрам в критическом сечении сопловой решетки. Такое уточнение осуществляется с помощью системы уравнений [20]

3/с); (3.121)

(кПа×м3/с).  (3.122)

27. По завершении проверки правильности выполненных расчетов можно приступать к определению энергетических характеристик турбинной ступени. В частности, может быть рассчитана величина удельной работы (lu) или теплоперепад, использованный на колесе (), c помощью выражения

(Вт),       (3.123)

в котором при сверхзвуковых истечениях потока рабочего тела из решеток профилей вместо указанных в (3.115) значений углов a1 и b 2 подставляются их фактические величины, т.е. сверхкритические значения  и  соответственно.

28. По мере определения дополнительных (внешних) потерь в ступени (на трение диска и ленточного бандажа, от парциальности, от утечек и от влажности) в соответствии с методикой, изложенной в предыдущем разделе, может быть рассчитана величина относительного внутреннего КПД  традиционным способом (3.4). Его наличие позволяет определить параметры процесса расширения перед ступенью и за ней и приступить к расчету предыдущей ступени (вверх по потоку) по вышеприведенной методике.

Дополнительные потери в сравнительных (вариантных) расчетах ПЧ обычно не учитываются, так как такой учет не может существенно повлиять на правильность выбора оптимального решения.

Главное в курсовом проектировании турбин ТЭС – искать новые решения. Ценнейшими будут новые наработки конструкций паровых и газовых турбин.

В выполнении данного курсового проекта творчество студента самое ценное. Авторы пособия основной своей задачей ставили развитие творческого начала студентов так как без творчества нет будущего Пожелаем в непростом инженерном деле успехов.

ЛИТЕРАТУРА

1. Ривкин С.Л., Александров А.А. Теплофизические свойства воды и водяного пара – М.: Энергия, 1980. – 424 с.

2. Уравнения для расчета на ЭВМ теплофизических свойств воды и водяного пара: Эксплуатационный циркуляр № Ц-06-84(т) / Под ред. Ривкина С.Л. – М.: Главтехуправление по эксплуатации энергосистем, 1984г. – 8 с.

3. Ривкин С.Л. Термодинамические свойства воздуха и продуктов сгорания топлив. – 2-е изд., перераб. – М.: Энергоатомиздат, 1984. – 104 с.

4. Зубарев В.Н., Козлов А.Д., Кузнецов В.М. Теплофизические свойства технически важных газов при высоких температурах и давлениях: Справочник. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 232 с.

5. ГОСТ 7.32-91. Отчет о научно-исследовательской работе.

6.  ГОСТ 7.1-84. Библиографическое описание документа.

7. Тепловые и атомные электрические станции: Справочник / Под общ. ред. В.А. Григорьева, В.М. Зорина. – 2-е изд., перераб. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608 с.

8. Паровые и газовые турбины: Учебник для вузов / Под ред. А.Г. Костюка, В.В. Фролова. – М.: Энергоатомиздат, 1985. – 352 с.

9. Трояновский Б.М. Варианты проточной части паровых турбин // Электрические станции. – 2003. – № 2. – С. 18-22.

10. Паровая турбина К-160-130 ХТГЗ / Под ред. С.П. Соболева. – М.: Энергия, 1980. – 192 с.

11. Мошкарин А.В., Полежаев Е.В., Полежаев А.В. Оптимальные тепловые схемы блоков на суперсверхкритические давления пара: Тезисы докладов международной науч.-техн. конференц. “Состояние и перспективы развития электротехнологии” (Х Бернардовские чтения). – Иваново: ИГЭУ. – 2001. – Т. II. – С. 86.

12. Вихрев Ю.В. О научно техническом прогрессе в мировой теплоэнергетике. – Энергетик. – 2002. – № 2. – С. 28-32.

13. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 327 с.

14. Разгрузка турбины Т-110/120-130 с сохранением расхода сетевой воды / В.К. Балабанович, В.А. Чиж, В.А. Золотарева, В.Н. Романюк // Электрические станции. – 1990. – № 1. – С. 89 – 90.

15. Технические предложения ПО ТМЗ по техперевооруже-
нию ТЭЦ паровыми турбинами нового поколения / И.П. Усачев,
И.М. Дядькин, В.К. Балабанович и др. // Энергетика… (Изв. высш. учеб. заведений и энерг. объединений СНГ). – 1996. – № 3 – 4. –
С. 49 – 53.

16. Качан А.Д. Разработка методов анализа показателей топливоиспользования, оптимизация режимов и технологических схем ТЭЦ с целью повышения их системной эффективности: Автореф. дис. д-ра техн. наук / Бел. политехн. ин-т. – М., 1992. – 40 с.

17. Балабанович В.К. Совершенствование схем и режимов работы теплофикационных паротурбинных установок. – Мн.: Полибиг, 2000. – 188 с.

18. Яковлев Б.В. Повышение эффективности систем теплофикации и теплоснабжения. – Мн., 2003. – 280 с.

19. Новые способы охлаждения ЦНД мощных теплофикационных турбин / К.Я. Марков, В.И. Кузьмина // Экспресс-информация. Опыт ПО ТМЗ в паротурбостроении. – М., 1975. – Вып. 1. –
С. 14 – 17.

20. Расчетный метод сравнения конструкций проточной части турбомашин / В.К. Балабанович, Н.Б. Карницкий, В.М. Неуймин, И.П. Усачев.— Энергетика… (Изв. высш. учебн. заведений и энерг. объединений СНГ). – 1996. – № 5 – 6. – С. 77 – 82.

21. Дейч М.Е., Филиппов Г.А., Лазарев Л.Я. Атлас профилей решеток осевых турбин. – М.: Машиностроение, 1965. – 96 с.


ПРИЛОЖЕНИЯ

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

Образец оформления титульного листа пояснительной записки

курсового проекта)

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ

Белорусский национальный технический университет

Кафедра тепловых электрических станций

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ ПО ДИСЦИПЛИНЕ

“ТУРБИНЫ ТЭС”

Тема проекта: “ Разработка варианта реконструкции

низкопотенциальной части турбины ПТ-60-130/13

под условия Гродненской ТЭЦ-2”

Автор проекта

студент гр. 106420      (число и роспись)     Д.М. КУЛАК

Руководитель проекта

д-р техн. наук, проф.   (число и роспись) В.К. БАЛАБАНОВИЧ

Минск 2005


Приложение 2

Сводная таблица теплового расчета турбины ПТ-60-130/ 13

№ ступени

Максимальный режим

Расчетный режим

Расход пара

Давление

ступени

Темпе-ратура

Расход

пара

Давление

Темпе-ратура

Адиабатический

тепло-перепад

Отношение

скоростей

Степень реактивности

Относительный внутренний

КПД

Внутренняя

мощность

Gм

P2м

t2м

GТ

P2

t2

hад

u0

ρ

Ni

т/ч

ата

С

т/ч

ата

С

ккал/кг

-

%

-

кВт

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

ЦВД

1

370,0

102

537

293,0

95,0

530

22,8

0,252

10,0

0,640

4500

2

357,5

97,7

534

284,0

85,2

511

9,05

0,478

11,0

0,729

2180

3

357,5

92,8

528

284,0

76,28

497

8,84

0,485

12,0

0,751

2200

4

357,5

88,7

524

284,0

68,47

482

8,90

0,485

12,6

0,762

2240

5

357,5

78,0

505

284,0

61,14

468

8,65

0,494

14,2

0,721

2200

6

357,5

70,4

491

284,0

55,9

454

7,82

0,524

16,5

0,780

2030

7

357,5

63,1

476

284,0

49,7

440

7,96

0,522

16,8

0,791

2080

8

357,5

56,3

460

284,0

44,31

425

8,28

0,513

16,6

0,797

2180

9

357,5

48,0

446

284,0

39,2

410

8,77

0,499

15,6

0,800

2310

10

346,8

42,6

423

275,5

34,58

393

8,70

0,503

16,3

0,806

2245

11

346,8

37,6

412

275,5

30,5

377

9,07

0,495

15,4

0,809

2350

12

346,8

33,1

390

275,5

26,88

361

8,82

0,505

20,2

0,814

2360

13

346,8

28,4

370

275,5

23,33

344

9,31

0,495

19,3

0,818

2440

14

314,8

24,9

358

250,5

20,37

328

8,75

0,513

21,5

0,828

2191


Продолжение прил. 2.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

15

314,8

21,6

337

250,5

17,58

311

8,84

0,515

20,5

0,833

2230

16

314,8

18,6

320

250,5

15,22

294

8,91

0,518

26,4

0,847

2260

17

314,8

16,0

302

250,5

13,00

276

9,75

0,508

24,5

0,837

2397

ЧСД

Gм

P2м

t2м

GТ

P2

t2

hад

u0

ρ

Ni

т/ч

ата

0С

т/ч

ата

0С

ккал/кг

-

%

-

кВт

18

213,0

13,25

327

170

11,0

273

6,7

0,73

29

0,56

1730

19

211,0

11,0

302

168,5

8,8

248

12,6

530

21,4

0,792

1965

20

-

8,82

276

-

6,98

226

12,34

541

22,5

0,819

1990

21

-

6,90

252

166,1

5,48

203

12,53

544

23,0

0,826

2000

22

-

5,72

223

-

4,13

176

14,25

576

22,2

0,828

2280

23

191,0

3,79

195

152,4

3,10

150

13,55

536

27,2

0,840

2020

24

-

2,75

166

-

2,3

125

13,19

552

31,7

0,847

1986

25

-

1,58

135

-

1,26

x=0,99

13,57

562

36,7

0,846

2040

26

-

1,20

x=0,995

-

1,20

0,997

12,99

0,600

43,0

0,842

1350

ЧНД

27

145

0,870

х

137,5

0,768

0,918

29,8

0,42

ρ

Ni

28

-

3,93

х

137,5

0,386

0,931

25,06

0,51

47,8

0,743

2950

29

130

0,170

х

127

0,167

0,905

28,4

0,54

42,1

0,741

3130

30

-

0,054

х

127

0,050

0,873

37,24

0,56

53,6

0,68

3750


Продолжение прил. 2

Сводная таблица теплового расчета турбины ПТ-60-130/ 13

№ ступени

Направляющие лопатки

Рабочие лопатки

Профиль

сопла

Синус выходн.

угла

Число сопел

Средний диаметр

Высота сопла

Проходн.

площадь

Профиль лопатки

Синус выходн.

угла

Число

лопаток

Средний

диаметр

Высота лопаток

Проходн.

площадь

sinα1эф

Z1

Dср

lc

Fc

sinβ2эф

Z2

Dср

lл

Fл

-

-

-

мм

мм

см2

-

-

-

мм

мм

см2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

ЦВД

1

2353

0,285

56

1100

19,0

113,7

1136

0,4000

130

1100

22,0

204,0

2

2324

0,1958

40

837,5

25,5

124,7

1092

0,3000

126

838,5

28,5

225,2

3

2324

0,1850

40

840,0

28,1

137,4

1092

0,3007

126

841,0

31,0

246,2

4

2324

0,1862

40

842,5

30,5

150,3

1092

0,3011

126

843,5

33,5

267,3

5

2324

0,1868

40

846,0

34,0

168,9

1092

0,3023

126

847,5

37,0

297,6

6

2324

0,1875

40

853,0

39,0

195,8

1092

0,3038

126

854,0

42,0

341,4

7

2324

0,1880

40

854,0

42,0

212,0

1092

0,3045

126

855,0

45,0

367,0

8

2324

0,1824

40

857,0

45,0

228,0

1092

0,3055

126

858,0

48,0

395,0

9

2324

0,1890

40

860,0

48,0

244,5

1092

0,3061

126

861,0

51,0

422,0

10

2324

0,1891

40

863,5

51,5

264,0

1092

0,3071

126

864,5

54,5

454,0

11

2324

0,1893

40

867,5

55,5

286,5

1092

0,3080

126

868,5

58,5

492,0

12

2324

0,2000

38

872,0

60,0

328,7

1092

0,3092

126

873,0

63,0

534,0

13

2324

0,2010

38

876,5

64,5

365,3

1092

0,3112

126

872,5

67,5

580,0

14

2324

0,2017

38

882,0

70,0

391,2

1092

0,3112

126

883,0

73,0

631,0

15

2324

0,1994

38

890,0

78,0

435,1

1092

0,3140

126

891,0

81,0

711,5


Окончание прил. 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

16

2324

0,2011

38

900,5

88,5

504,0

1128

0,2950

138

901,5

91,5

784,0

17

2324

0,2020

38

907,5

95,5

550,0

1128

0,3021

138

908,5

98,5

850,0

ЧСД

18

3346

0,3070

72

1105,0

60,0

520

1078

0,473

120

1100

63,0

704,5

19

2333

0,1990

56

1095,0

63,0

430

1092

0,316

154

1096

66,0

715,0

20

2333

0,2000

56

1106,0

74,0

575

1092

0,318

154

1167

77,0

85,0

21

2333

0,2020

56

1118,5

83,5

613

1092

0,321

154

1119

89,5

1010

22

2333

0,2030

56

1131,0

99,0

719

1092

0,324

154

1132

102,0

1175

23

2341

0,2150

70

1144,0

112,0

866

1131

0,326

168

1145

115,0

1352

24

2341

0,2200

68

1172,0

138,2

1148

1131

0,321

168

1172

142,5

1688

25

2339

0,2250

56

1208,0

174,0

1490

1132

0,315

126

1208

178,5

2130

26

2347

0,2350

40

1261,0

226,0

2100

1132

0,305

126

1261

231,0

2293

ЧНД

27

2348

0,2064

40

1335,0

129,6

1565

1130

0,341

120

1335

150,0

2650

28

2335

0,2305

60

1487,0

308,0

3320

1146

0,323

120

1488

313,0

4710

29

2354

0,2405

70

1677,0

426,0

5400

1147

0,400

94

1578

432,0

9910

30

2190

0,3835

62

1990,0

558,0

11730

745

0,530

112

2000

665,0

22130

Примечание. Расчетный режим ЧСД соответствует максимальному пропуску пара через клапаны ЦНД при Р0цнд = 13 ата i0цнд = 735 . Максимальный расход через клапаны ЧСД имеет место при Р0 = 16 ата и всех полностью открытых клапанах. Расчетный режим ЦВД соответствует мощности
Nэ = 50000 кВт Gпр = 115 т/ч Gтепл = 86 т/ч P2цвд =13 ата.


Приложение 3

Сводная таблица теплового расчета турбины Т-110/120-130

п/п

Наименование

основных

параметров

Обоз-начение

Раз-мерность

Н о м е р а  с т у п е н е й

ЦВД

2-венечная

2

3

4

5

6

7

8

9

1

2

3

4

5

6

7

8

9

19

11

12

13

Максимальный режим

1

Расход пара

через ступень

G

т/ч

483,1

479,0

479,0

479,0

479

479

479

479

479

2

Параметры пара перед ступенью

P0

ата

125,5

85,5

76,7

69,55

62,8

56,15

50,0

44,25

38,8

3

t0(x0)

С

554

504

490

475

451

446

430

413

397

4

Располагаемый

теплоперепад

hад

ккал

кг

31,5

8,16

7,77

7,70

7,98

8,33

8,50

8,93

8,93

5

Степень реактивности

ρ

%

-

13,2

15,0

15,4

15,3

15,3

16,5

16,8

17,2

6

Отношение скоростей

u0

-

0,290

0,506

0,512

0,517

0,512

0,500

0,498

0,490

0,491

7

Лопаточный КПД ступени

 ол

-

-

0,844

0,845

0,844

0,845

0,844

0,843

0,841

0,840

8

Относительный внутренний КПД

 oi

-

0,622

0,777

0,808

0,812

0,816

0,820

0,822

0,823

0,830

9

Внутренняя мощность

Ni

кВт

-

3540

3500

3480

3630

3810

3900

4100

4130


Продолжение прил. 3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

19

11

12

13

Направляющие лопатки

10

Номер профиля

сопловой решетки

-

ст-157424

ст-157402

ст-157469

ст-157469

ст-157469

ст-157469

ст-157469

ст-157469

ст-157469

ст-157469

11

Число сопловых лопаток

Z1

52

140

40

40

40

40

40

40

40

40

12

Высота сопловых лопаток

l 1

мм

21,5

31

42

46

50

53,5

57

61

65

71,5

13

Средний диаметр диафрагмы

D1

мм

950

952

844

848

852

855,5

859

863

867

873

14

Sin эффектив. угла выхода

sinα

-

0,2393

0,4125

0,2185

0,219

0,2195

0,220

0,2205

0,227

0,228

0,225

15

Выходная площадь

сопловой решетки

F1

см2

-

-

243

268

293,5

316

339

376

403,4

448

Рабочие лопатки

16

Номер профиля

рабочей решетки

ст-

157401

ст-

157403

ст-

157400

ст-

157400

ст-157400

ст-157400

ст-157400

ст-157400

ст-157400

ст-

168092

17

Число рабочих лопаток

Z2

-

104

104

164

164

164

164

164

164

164

136

18

Высота  рабочих лопаток

l2

мм

26,5

35,0

45,5

49,5

53,5

57

50,5

64,5

68,5

75

19

Средний диаметр

колеса

D2

мм

951

953

845,5

849,5

853,5

857

860,5

864,5

868,5

87,5

20

Sin эффект. угла выхода

sinβ

0,295

0,539

0,356

0,357

0,3575

0,3585

0,3595

0,360

0,361

0,38

21

Выходная площадь

рабочей решетки

F2

см2

-

430

471,5

512,5

550

587,5

630

675

74


Продолжение прил. 3

Сводная таблица теплового расчета турбины Т-110/120-130

п/п

Наименование

основных

параметров

Обоз-начение

Раз-мерность

Н о м е р а  с т у п е н е й

ЧСД

10

11

12

13

14

15

16

17