Главная страница
Навигация по странице:

  • Часть 1. Выбор конструкции турбины

  • Характеристики отборов и число ступеней

  • Расходы пара в отборах

  • Часть 2. Предварительная оценка экономичности турбины

  • Уточненные расходы пара в R -отборах

  • Расчет ПТ часть1-2. Расчет паровой конденсационной турбины


    Скачать 203.88 Kb.
    НазваниеРасчет паровой конденсационной турбины
    Дата26.05.2019
    Размер203.88 Kb.
    Формат файлаdocx
    Имя файлаРасчет ПТ часть1-2.docx
    ТипДокументы
    #78840

    Расчет паровой конденсационной турбины

    Исходные данные:


    номинальная электрическая мощность, Nэ

    65 МВт

    начальные параметры пара, Р0/t0

    11/510 МПа/С

    давление отработавшего пара, рк

    6 кПа

    температура питательной воды, tпв

    давление в диаэраторе, Рд

    190 С

    7 бар

    частота вращения, n

    50 с-1

    схема системы регенерации

    1 ПВД + Д + 3 ПНД


    Часть 1. Выбор конструкции турбины
    Для паровых конденсационных турбин мощностью до 60 МВт может быть принята однопоточная однокорпусная конструкция.
    1. Потери давления в стопорном и регулирующем клапанах




    2. Давление пара на входе в ступень турбины
    МПа
    3. Энтальпия и энтропия пара перед ступенью (на входе), определяют по hs-диаграмме по известным начальным давлению и температуре3394 кДж/кг;

    6,6 кДж/(кгК)
    4. Строится изоэнтропийный процесс расширения пара в hs-диаграмме (рис.1а) и определяется энтальпия пара на выходе из турбины при изоэнтропийном процессе расширения
    кДж/кг

    5. Располагаемый теплоперепад на турбину




    кДж/кг
    6. Предварительное определение количества ступеней турбины
    6.1. Справочные материалы рекомендуют принимать следующие значения теплоперепада на разные ступени турбины: для двухвенечной ступени скорости – 100…250 кДж/кг; для активных ступеней средних давлений – 40…50 кДж/кг; для последних ступеней турбины, работающих, как правило, в зоне влажного пара – 70…120 кДж/кг. В двух последних случаях большие значения – для меньших давлений.
    6.2. Принимается теплоперепад для ступеней турбины
    Для регулирующей ступени скорости – 203 кДж/кг.

    Для активных (остальных) ступеней – 61кДж/кг.
    6.3. Предварительная оценка числа ступеней



    шт

    z=Z+1=20 шт







    а) первый этап

    б) второй этап

    в) третий этап










    Рис.1. Процесс расширения пара в турбине в hs-диаграмме: а, б, в – этапы построения процесса


    7. Схема турбины

    В творческом процессе на основании разных технических рекомендаций, опыта проектирования, турбин-прототипов, инженерной интуиции определяют схему проточной части турбины с учетом нерегулируемых отборов, системы регенерации, необходимой (заданной) температуры питательной воды и давлении в конденсаторе.
    При определении нерегулируемых отборов можно пользоваться следующими рекомендациями:


    • Число отборов в зависимости от мощности турбин




    Мощность, МВт

    Число отборов, шт

    4…10

    3

    10…25

    4…5

    25…60

    5…8




    • Нагрев воды в регенеративных подогревателях определяют при детальном расчете тепловой схемы, однако в настоящих расчетах допустимо принимать на уровне: для группы ПВД – 30…35 С в каждом подогревателе; для группы ПНД – 20…30 С в каждом подогревателе.

    • Процесс передачи теплоты в подогревателях осуществляют при постоянном давлении в условиях конденсации пара, т.е. при температуре насыщения.

    • Для подогревателей поверхностного типа следует учитывать недогрев воды на уровне 4 С.

    • Нагрев воды в деаэраторе допустимо принимать на уровне 20…25 С. Собственно деаэратор относить к группе подогревателей низкого давления (ПНД).

    • Деаэратор является подогревателем смешивающего типа и здесь недогрев воды отсутствует. Передача теплоты идет при температуре насыщения при давлении деаэрации. Рекомендовано принять давление 6 бар (tн160 С) или 7 бар (tн165 С), но возможно отклонение от рекомендации.

    • Верхний (наиболее высокое давление) отбор должен обеспечить заданную температуру питательной воды с учетом недогрева.

    • Большее число подогревателей необходимо для более высокой температуры питательной воды.

    • При наличии в схеме подогревателей высокого давления и деаэратора, пар на деаэратор отбирают из ближнего ПВД через редукционно-охладительную установку (РОУ). Это делают для снижения числа отборов из турбины.


    Для заданных условий определяем схему регенерации, рис.2; параметры основного конденсата и питательной воды; параметры в отборах, табл.1. Следует учесть, что для конденсатора температура насыщения (при заданном в настоящем примере давлении конденсации) составит


    На hs-диаграмме (рис.1а) отмечают давления нерегулируемых отборов, и по диаграмме определяют теплоперепады между нерегулируемыми отборами при изоэнтропийном (для заданных в примере условий s0=6,6 кДж/кгК) процессе расширения.




    Рис.2. Схема регенерации с указанием параметров отборов

    Затем уточняют число ступеней между отборами. Следует помнить о плавности расширения проточной части турбины (обусловливает постепенное увеличение теплоперепада на каждую последующую группу ступеней) и о наличии после последнего отбора группы ступеней.

    Результаты сводят в таблицу, табл.1.

    Таблица 1

    Характеристики отборов и число ступеней

    Отбор

    Рi

    hi

    hi= hi-1- hi

    Число ступеней между отборами

    Теплоперепад на ступень

    бар/МПа

    кДж/кг

    кДж/кг

    шт.

    кДж/кг













    1 - скорости

    203

    I

    13,7/1,37

    2848

    3394-2848=546

    8

    42,9

    II

    2.62/0,262

    2543

    2848-2543=305

    5

    61

    III

    0.9/0,098

    2389

    2543-2389=154

    2

    77

    IV

    0,29/0,029

    2221

    2389-2221=168

    2

    84









    1173

    2 (за последним отбором)

    94,5















    1362


    Уточняют число ступеней – z = 20 шт.
    Схема проточной части турбины представлена на рис.3.


    Рис.3. Схема проточной части турбины с отборами

    8. Проводят сравнение схемы, параметров в отборах и других характеристик с известными аналогами.


    9. Определение доли пара на регенерацию в отборах и на турбину в целом
    Количество пара на регенерацию определяют в рамках подробного расчета тепловой схемы энергоблока. Обычно доля такого пара не превышает 25…35% от общего расхода пара в голову турбины.

    В нашем случае расчет тепловой схемы не ведётся, поэтому допустимо задать эту величину на основании широко известных данных различных заводов изготовителей паровых турбин с учетом следующих соображений

    1. Доля пара в R-отборы составит 20-30% – большие значения для турбин большей мощности.

    2. Распределение пара между группами подогревателей (ПВД и ПНД+Д) равномерное.

    3. Распределение пара между отборами равномерное внутри группы подогревателей.


    Таким образом принято – пар на регенерацию составляет 30% от всего потока пара в голову турбины, или 0,3 от. ед.
    10. Предварительный расход пара на турбину определяют на основании уравнения энергетического баланса


    Здесь m=1,2…1,25 – учитывает недовыработку теплотой электроэнергии в R-системе (большие значения для турбин с развитой системой регенерации); 0i – внутренний относительный КПД турбины (в первом приближении принимают на уровне 0,8…0,9).

    Расходы пара в отборах определены с учетом рекомендаций п.п.9-10 и сведены в таблицу 2.

    Таблица 2

    Расходы пара в отборах

    Отбор

    Элемент

    R-системы

    Доля пара в группе

    Доля пара в отборе

    Расход пара в отборах







    от.ед

    от.ед

    т/ч

    кг/с

    I

    ПВД+Д

    0,15

    0,15

    0,15+0,0375

    47.3

    13.2

    II

    ПНД




    0,0375

    9.4

    2.6

    III

    ПНД




    0,0375

    9.4

    2.6

    IV

    ПНД




    0,0375

    9.4

    2.6






    0,3

    0,3









    Часть 2. Предварительная оценка экономичности турбины
    1. Коэффициент полезного действия двухвенечной регулирующей ступени



    Здесь – поправочный коэффициент, рис.4 (для первого приближения считаем, что , откуда следует ); D – расход пара через ступень (D=G0=70,18 кг/с); р0 – давление перед соплами (см. часть 1, п.2, р0=10,56106 Па); v0 – удельный объем перед соплами (по hs-диаграмме, таблицам состояния воды и водяного пара или программе WSPro, v0=0,03147 м3/кг).
    2. Коэффициент полезного действия отсека (турбины)


    В этом выражении:
    2.1. Средний расход пара через отсек (под отсеком понимают часть турбины или турбину в целом в зависимости от задачи, в данном случае – вся турбина без ступени скорости)
    кг/с
    Здесь и далее индекс «1» соответствует входной характеристике, а индекс «2» выходной.



    Рис.4. Поправочный коэффициент на отклонение отношения скоростей от оптимального значения

    2.2. Средний удельный объем пара в отсеке


    2.3. Располагаемый теплоперепад в отсеке


    2.4. Потери с выходной скоростью

    Р


    Здесь z– число ступеней в отсеке; 1=10…40 – угол выхода пара из сопл последней ступени (в первом приближении – меньшие значения для меньшего количества ступеней).

    3. Строим новый процесс расширения пара в турбине (рис.1.б), где учитываем потерю в ступени скорости и потерю в остальной турбине и уточняем схему проточной части, рис.3.

    Процесс расширения пара пересекает линию насыщения. Это означает, что часть ступеней турбины, работающая в зоне влажного пара имеет ухудшенные характеристики, что обусловит более пологий угол наклона процесса расширения в этой части турбины, рис.1.в. На схеме проточной части отмечают зону ступеней, работающих во влажном паре. При таком условном разделении турбины на отсеки необходимо учесть наличие нерегулируемого отбора, который может совпадать с началом процесса насыщения, а начало отсека может находиться как выше линии насыщения, так и ниже неё.

    Для данного примера 10 первых ступеней работают в зоне перегретого пара, а 10 последних ступеней представляют собой (с достаточной степенью условности) влажнопаровой отсек турбины.

    При построении процесса расширения в общем случае определяют теплоперепады и другие термодинамические параметры в разных точках процесса.
    3.1. Для ступени скорости
    Принято ; рассчитано . Тогда потеря в ступени составит



      1. Потеря для отсека турбины (в данном случае отсеком выступает вся остальная турбина) составит




    3.3. Энтальпия пара на входе в отсек турбины (за ступенью скорости), кДж/кг





      1. Энтропия пара на входе в отсек турбины (за ступенью скорости)




      1. Энтальпия пара на выходе из отсека турбины при изоэнтропийном процессе расширения, кДж/кг



    3.6. Энтальпия пара на выходе из отсека турбины в реальном процессе расширения (с учетом потерь), кДж/кг


    4. Уточняем внутренний относительный КПД отсеков турбины, работающих в условиях перегретого и влажного пара.
    4.1. Внутренний относительный КПД отсека перегретого пара (2…10-я ступени)



    В этом выражении:
    4.1.1. Средний расход пара через отсек



    4.1.2. Средний удельный объем пара в отсеке



    4.1.3. Располагаемый теплоперепад в отсеке


    4.2. Внутренний относительный КПД отсека влажного пара (11…20-я ступени)

    Здесь =578 кДж/кг – располагаемый теплоперепад в отсеке;

    =0,053– относительные потери с выходной скоростью (п.2.4, часть 2); относительная потеря от влажности пара


    5. Строят реальный процесс расширения пара в hs-диаграмме с учетом потерь в ступени скорости и в отсеках, работающих на перегретом и влажном паре, рис.1, в
    При построении процесса расширения (аналогично п.3 данной части) определяют (при помощи hs-диаграммы, термодинамических таблиц или программы WSPro) теплоперепады и другие термодинамические параметры в разных точках процесса.
    5.1. Некоторые параметры для отсека, работающего на сухом паре
    – располагаемый теплоперепад отсека;

    – внутренний относительный КПД отсека;

    кДж/кг – потеря теплоты в отсеке;

    кДж/кг - использованный теплоперепад в отсеке;

    , кДж/кг – энтальпия пара на выходе из отсека (входе во влажнопаровой отсек)



    5.2. Некоторые параметры для отсека, работающего на влажном паре
    кДж/кг – располагаемый теплоперепад отсека;

    – внутренний относительный КПД отсека;

    кДж/кг – потеря теплоты в отсеке;

    , кДж/кг – энтальпия пара на выходе из отсека (входе во влажнопаровой отсек)


    Энтропия на входе в отсек


    Энтальпия в конце изоэнтропийного процесса расширения, кДж/кг

    Энтальпия в конце реального процесса расширения, мкДж/кг

    Использованный теплоперепад в отсеке

    кДж/кг.

    6. Использованный теплоперепад турбины



    кДж/кг
    7. Внутренний относительный КПД турбины

    8. Уточнённый расход пара на турбину

    что > 70,18 (расчет по п.10, часть 1) более, чем на 3%.
    Следовательно необходимо уточнить расходы пара в нерегулируемых отборах, табл.3.

    Таблица 3

    Уточненные расходы пара в R-отборах

    Отбор

    расход пара

    от.ед.

    кг/с

    I

    0,15+0,0375

    14,2

    II

    0,0375

    2,84

    III

    0,0375

    2,84

    IV

    0,0375

    2,84




    Наименование

    Размерность

    Значение

    1

    2

    3

    Давление пара на входе в ступень турбины, р0

    МПа

    10,56

    Располагаемый теплоперепад на турбину, Н0

    кДж/кг

    1362

    Схема турбины



    1ПВД+Д+3ПНД

    Характеристики отборов



    См. табл.3

    Число ступеней, z

    шт.

    20

    Предварительный расход пара

    кг/с

    70,18

    Располагаемый теплоперепад на ступени скорости,

    кДж/кг

    203

    Коэффициент полезного действия двухвенечной регулирующей ступени,



    0,748

    Коэффициент полезного действия отсека (турбины),



    0,891

    Внутренний относительный КПД отсека влажного пара,



    0,786

    Располагаемый теплоперепад отсека на перегретом паре,

    кДж/кг

    588

    Энтальпия пара на выходе из ступени скорости (входе в отсек турбины),

    кДж/кг

    3242

    Располагаемый теплоперепад отсека на влажном паре,

    кДж/кг

    578

    Энтальпия пара на входе во влажнопаровой отсек турбины,

    кДж/кг

    2827

    Использованный теплоперепад турбины,

    кДж/кг

    1122

    Внутренний относительный КПД турбины,



    0,82

    Уточненный расход пара на турбину, G0

    кг/с

    75,82




    написать администратору сайта