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

Министерство образования Республики Беларусь

Белорусский национальный технический университет

Энергетический факультет Кафедра «Тепловые электрические станции»

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по дисциплине «Турбины ТЭС и АЭС»

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

Исполнитель: студент Волчёк Александр Николаевич Руководитель: ст. преподаватель Нерезько Андрей Викторович

Минск 2011

1. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОПИСАНИЕ ТУРБИНЫ

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

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

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

1. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОПИСАНИЕ ТУРБИНЫ

Общие сведения. Конденсационная паровая турбина К-500−240−4 ЛМЗ номинальной мощностью 525 МВт предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока ТВВ-500−2ЕУЗ мощностью 500 МВт и для работы в блоке с прямоточным котлом. Номинальные параметры турбины представлены в таблице 1.1

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

Таблица 1.1 — Номинальные значения основных параметров турбины

Характеристики отборов турбины приведены в таблице 1.2.

Таблица 1.2 — Характеристика отборов турбины

* Пар из концевых уплотнений.

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

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

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

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

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

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

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

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

Комплектующее оборудование. В состав комплектующего оборудования турбоустановки входят:

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

— внутритурбинные трубопроводы;

— баки масляной и огнестойкой жидкости системы регулирования, маслоохладители;

— охладитель пара уплотнений; эжекторы водоструйные;

— электрическая часть системы регулирования;

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

— установка ПСВ;

— насосы и электрооборудование турбоустановки;

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

Таблица 1.3 — Комплектующее теплообменное оборудование

2. РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ТУРБОАГРЕГАТА

2.1 Построение процесса расширения пара в h-s диаграмме

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

Таблица 2.1 — Параметры пара в отборах турбины

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

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

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

2.2 Расчет величины расхода пара на турбину

1) Из характеристик рассчитываемой турбины находим номинальную мощность турбины:

2) Определяем расход пара на турбину из уравнения мощности:

где D₀ — расход пара на турбину;

D₁ …D₈ — расходы пара в отборах турбины;

— произведение механического КПД на КПД генератора (принимаем).

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

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

где N_i — приведенный использованный теплоперепад на турбину;

б₁ …б₈ -доли расходов пара в отборах турбины;

— произведение механического КПД на КПД генератора (принимаем).

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

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

3. РАЗБИВКА ТЕПЛОПЕРЕПАДА ЦВД ПО СТУПЕНЯМ

3.1 Расчет регулирующей ступени

Параметры пара перед ступенью:

;; ;; .

Принимаем:

;;;.

1) Располагаемый теплоперепад

.

2) Фиктивная скорость:

3) Окружная скорость на среднем диаметре:

4) Средний диаметр ступени:

5) Располагаемый теплоперепад сопловой решетки:

6) Энтальпия пара за сопловой решеткой:

7) Параметры пара за сопловой решеткой:

р_1t=17,29 МПа;

v_1t=0,1 704 .

8) Теоретическая скорость выхода пара из сопловой решетки:

9) Режим течения пара в сопловой решетке:

— дозвуковой режим.

10) Площадь сопловой решетки:

11) Оптимальная степень парциальности регулирющей ступени:

12) Высота сопловых лопаток:

13) Принимаем профиль сопловой лопатки С-90−12А по углам входа ₀ = 90⁰ и выхода потока пара (газа) из нее _1э =12⁰, а так же с учетом числа :

14)Количество сопловых лопаток:

15) Число Рейнольдса для потока пара за сопловой решеткой:

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

16) Поправки на числа Рейнольдса и Маха:

17) Коэффициент расхода для сопловой решетки (расчетный):

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

19) Коэффициент кромочных потерь:

где — толщина выходной кромки.

Тогда:

20) Коэффициент концевых потерь:

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

22) Поправка к коэффициенту потерь энергии на верность:

гдеверность решетки;

Тогда:

23) Поправка на наклон меридионального обвода:

где — угол периферийного меридионального наклона (принимается);

— относительное затенение высоты лопатки.

Тогда:

24) Поправка на нерасчетный угол входа:

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

Тогда:

25) Коэффициент потерь для сопловой решетки:

26) Коэффициент скорости:

.

27) Фактическая величина скорости выхода потока из сопловой решетки:

(м/с).

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

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

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

31) Относительная скорость выхода потока из сопловой решетки:

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

33) Входной треугольник скоростей регулирующей ступени:

Рисунок 3.1 — Входной треугольник скоростей регулирующей ступени ЦВД

34) Абсолютная величина потерь энергии потока в сопловой решетке:

35) Относительная теоретическая скорость выхода потока из рабочей решетки:

36) Число Маха:

37) Высота рабочей решетки:

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

38) Выходная площадь рабочей решетки:

где — коэффициент расхода рабочей решетки (принимается).

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

40) Принимаем хорду профиля рабочих лопаток:

Выбираем профиль Р-30−21А [1]:

41) Количество лопаток:

42) Уточняем значение величины коэффициента расхода рабочей решетки:

где — угол поворота потока в канале рабочей решетки;

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

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

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

43) Потери на трение в пограничном слое:

44) Кромочные потери:

45) Концевые потери:

46) Поправка на веерность:

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

48) Коэффициент потерь энергии в рабочей решетке:

Тогда:

49) Угол выхода из рабочей решетки в относительном движении:

50) Значение реальной скорости выхода потока из рабочей решетки:

51) Осевая и окружная составляющие относительной скорости:

52) Скорость выхода из рабочей решетки в абсолютном движении:

53) Угол выхода из рабочей решетки в абсолютном движении:

54) Выходной треугольник скоростей регулирующей ступени:

Рисунок 3.2 — Выходной треугольник скоростей регулирующей ступени ЦВД

55) Абсолютная потеря энергии в рабочей решетке:

56) Потеря энергии с выходной скоростью потока абсолютная:

57) Располагаемая энергия ступени:

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

58) Относительный лопаточный КПД:

где

удельная полезная работа ступени.

59) Мощность на лопатках колеса турбины:

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

Расхождение между данными значениями составляет менее 5%.

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

где — коэффициент трения (принимается).

62) Потери с утечками:

а) потери с утечками через диафрагменное уплотнение:

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

— коэффициент расхода уплотнения (принимается);

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

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

б) потери с утечками через периферийные уплотнения ступени:

где — диаметр по периферии рабочих лопаток;

— степень реактивности на среднем диаметре ступени;

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

Тогда общие потери с утечками составят:

63) Потери от парциальности:

а) потери от вентиляции:

где — коэффициент вентиляции (принимается для одновенечной ступени).

б) сегментные потери:

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

Тогда общие потери от парциальности составят:

64) Относительный внутренний относительный КПД ступени:

64) Внутренняя мощность ступени:

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

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

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

3) Находим средний диаметр первой ступени:

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

4) Находим высоту сопловой лопатки первой ступени:

где — теоретическая скорость выхода пара из сопл;

— эффективный угол выхода потока из сопл;

— удельный объем пара за сопловой решеткой (теоретический);

5) Находим высоту рабочей лопатки первой ступени:

6) Принимаем постоянный корневой диаметр ступеней:

7) Ометаемая площадь первой ступени отсека:

8) Ометаемая площадь последней ступени отсека:

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

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

10) Величина теплоперепада на последнюю ступень отсека:

11) Строим вспомогательную диаграмму:

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

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

13) Определяем коэффициент возврата теплоты:

где — для ступеней, работающих на перегретом паре.

14) Фактическое количество ступеней равно:

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

Тогда окончательно получаем значения теплоперепадов по ступеням ЦВД:

4. РАСЧЕТ СТУПЕНЕЙ ЦВД

4.1 Расчет первой нерегулируемой ступени ЦВД

Параметры пара перед ступенью:

;; ;; .

Принимаем:

;;;.

1) Располагаемый теплоперепад (по параметрам торможения):

.

2) Фиктивная скорость:

3) Окружная скорость на среднем диаметре:

4) Средний диаметр ступени:

5) Располагаемый теплоперепад сопловой решетки:

6) Энтальпия пара за сопловой решеткой:

7) Параметры пара за сопловой решеткой:

р_1t=15,57 МПа;

v_1t=0,1 867 .

8) Теоретическая скорость выхода пара из сопловой решетки:

9) Режим течения пара в сопловой решетке:

— дозвуковой режим.

10) Площадь сопловой решетки:

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

12) Высота сопловых лопаток:

где — произведение парциальности.

13) Принимаем профиль сопловой лопатки С-90−12А по углам входа ₀ = 90⁰ и выхода потока пара (газа) из нее _1э =13⁰, а так же с учетом числа :

14)Количество сопловых лопаток:

15) Число Рейнольдса для потока пара за сопловой решеткой:

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

16) Поправки на числа Рейнольдса и Маха:

17) Коэффициент расхода для сопловой решетки (расчетный):

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

19) Коэффициент кромочных потерь:

где — толщина выходной кромки.

Тогда:

20) Коэффициент концевых потерь:

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

22) Поправка к коэффициенту потерь энергии на верность:

гдеверность решетки;

Тогда:

23) Поправка на наклон меридионального обвода:

где — угол периферийного меридионального наклона (принимается);

— относительное затенение высоты лопатки.

Тогда:

24) Поправка на нерасчетный угол входа:

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

Тогда:

25) Коэффициент потерь для сопловой решетки:

26) Коэффициент скорости:

.

27) Фактическая величина скорости выхода потока из сопловой решетки:

(м/с).

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

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

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

31) Относительная скорость выхода потока из сопловой решетки:

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

33) Входной треугольник скоростей регулирующей ступени:

Рисунок 4.1 — Входной треугольник скоростей регулирующей ступени ЦВД

34) Абсолютная величина потерь энергии потока в сопловой решетке:

35) Относительная теоретическая скорость выхода потока из рабочей решетки:

36) Число Маха:

37) Высота рабочей решетки:

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

38) Выходная площадь рабочей решетки:

где — коэффициент расхода рабочей решетки (принимается).

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

40) Принимаем хорду профиля рабочих лопаток:

Выбираем профиль Р-30−21А [1]:

41) Количество лопаток:

42) Уточняем значение величины коэффициента расхода рабочей решетки:

где — угол поворота потока в канале рабочей решетки;

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

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

.

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

43) Потери на трение в пограничном слое:

44) Кромочные потери:

45) Концевые потери:

46) Поправка на веерность:

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

48) Коэффициент потерь энергии в рабочей решетке:

Тогда:

49) Угол выхода из рабочей решетки в относительном движении:

50) Значение реальной скорости выхода потока из рабочей решетки:

51) Осевая и окружная составляющие относительной скорости:

52) Скорость выхода из рабочей решетки в абсолютном движении:

53) Угол выхода из рабочей решетки в абсолютном движении:

54) Выходной треугольник скоростей регулирующей ступени:

Рисунок 4.2 — Выходной треугольник скоростей регулирующей ступени ЦВД

55) Абсолютная потеря энергии в рабочей решетке:

56) Потеря энергии с выходной скоростью потока абсолютная:

57) Располагаемая энергия ступени:

где — коэффициент использования выходной скорости .

58) Относительный лопаточный КПД:

где

удельная полезная работа ступени.

59) Мощность на лопатках колеса турбины:

60) Лопаточный КПД турбинной ступени:

Расхождение между данными значениями составляет менее 5%.

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

где — коэффициент трения (принимается).

62) Потери с утечками:

а) потери с утечками через диафрагменное уплотнение:

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

— коэффициент расхода уплотнения (принимается);

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

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

б) потери с утечками через периферийные уплотнения ступени:

где — диаметр по периферии рабочих лопаток;

— степень реактивности на среднем диаметре ступени;

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

Тогда общие потери с утечками составят:

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

64) Относительный внутренний относительный КПД ступени:

64) Внутренняя мощность ступени:

4.2 Сводная таблица расчета ступеней ЦВД.

4.3 Построение треугольников скоростей ступеней ЦВД турбины

Рисунок 4.3 -Треугольники скоростей регулирующей ступени ЦВД Рисунок 4.4 -Треугольники скоростей 1-ой нерегулируемой ступени ЦВД Рисунок 4.5 -Треугольники скоростей 2-ой нерегулируемой ступени ЦВД Рисунок 4.6 -Треугольники скоростей 3-ой нерегулируемой ступени ЦВД Рисунок 4.7 -Треугольники скоростей 4-ой нерегулируемой ступени ЦВД Рисунок 4.8 -Треугольники скоростей 5-ой нерегулируемой ступени ЦВД Рисунок 4.9 -Треугольники скоростей 6-ой нерегулируемой ступени ЦВД Рисунок 4.10 -Треугольники скоростей 7-ой нерегулируемой ступени ЦВД Рисунок 4.11 -Треугольники скоростей 8-ой нерегулируемой ступени ЦВД Рисунок 4.12 -Треугольники скоростей 9-ой нерегулируемой ступени ЦВД Рисунок 4.13 -Треугольники скоростей 10-ой нерегулируемой ступени ЦВД Рисунок 4.14 -Треугольники скоростей 11-ой нерегулируемой ступени ЦВД

5. ТЕХНИЧЕСКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ТУРБОУСТАНОВКИ

1) Суммарный расход тепла на установку:

2) КПД по выработке электроэнергии:

3) Удельный расход тепла на выработку электроэнергии:

4) Удельный расход топлива на выработку электроэнергии:

6. СПЕЦЗАДАНИЕ 1. пРОЧНОСТНЫЕ РАСЧЕТЫ НАИБОЛЕЕ НАГРУЖЕННЫХ ЭЛЕМЕНТОВ ТУРБИНЫ

6.1 Прочностной расчет лопаток последней ступени

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

где :

— плотность материала лопатки 7850 кг/м³.

— угловая скорость: м/с.

l=0,1482 мвысота лопатки последней ступени.

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

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

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

2) Коэффициент запаса прочности:

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

6.2 Прочностной расчет диска последней ступени

Касательные напряжения при кручении изгибе:

где — момент сопротивления диска;

— крутящий момент.

Изгибающим моментом пренебрегаем вследствие его малости.

Тогда:

7. СПЕЦЗАДАНИЕ. оПИСАНИЕ СИСТЕМЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ ТУРБИНЫ

турбина технический скорость пар

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

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

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

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

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

— для разгружения турбины при снижении давления свежего пара.

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

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

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

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

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

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

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

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

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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