энергетического баланса турбины

⇐ ПредыдущаяСтр 7 из 7

Расход пара на турбину с регенерацией определяется по формуле ( 12 ).

Уточнённая величина коэффициента выхода внутренней работы в соответствии с формулой (11)

η _ввр= 1- α _mo∙ y_mo=1–( α _0о∙ y_0о+ α ₁_o∙ y₁_o+ α ₂_o∙ y₂_o+ α ₃_o∙ y₃_o),

где y_0о=(h₀_o–h_к)/ (h_o–h_к)=1, 0;

y_1о=(h₁_o–h_к)/ (h_o–h_к)=(2908, 5–2321, 7)/(3304– 2321, 7)=0, 5971;

y_2о=(h₂_o–h_к)/ (h_o–h_к)=(2701–2321, 7)/(3304– 2321, 7)=0, 3858;

y_3о=(h₃_o–h_к)/ (h_o–h_к)=(2564, 7–2321, 7)/(3304– 2321, 7)=0, 247.

η _ввр =1–(0, 018∙ 1, 0+ 0, 0742∙ 0, 5971+ 0, 0372∙ 0, 3858+ +0, 0641∙ 0, 247)=0, 9075.

Действительное значение η _оэ турбины по формуле (10) с учётом полученного из расчёта проточной части η ^׳_о_i=0, 86:

η _оэ=η _др∙ η ^׳_о_i∙ η _ввр∙ η _м∙ η _г =0, 984∙ 0, 86∙ 0, 9075∙ 0, 98∙ 0, 97=0, 73.

Уточнённая величина расхода пара на турбину

G=10800/(1161∙ 0, 73)= 12, 743 кг/c.

Расходы пара по потокам:

G₀_o= G_0оэж +G_0оупл =0, 008∙ 12, 743+0, 01∙ 12, 743=0, 102+0, 127=0, 229 кг/c;

G_1o=0, 0742∙ 12, 743=0, 9455 кг/c;

G_2o=0, 0372∙ 12, 743=0, 474 кг/c;

G_3o=0, 0641∙ 12, 743=0, 8168 кг/c;

G_к=0, 8065∙ 12, 743=10, 278 кг/c.

Итого: G =12, 743 кг/c.

Электрические мощности потоков пара:

N₁_o= G₁_o∙ (h₀–h₁_o)∙ η _м∙ η _г=0, 9475∙ (3304–2908, 5)∙ 0, 98∙ 0, 97=355, 5кВт;

N₂_o= G₂_o∙ (h₀–h₂_o)∙ η _м∙ η _г=0, 474∙ (3304–2701)∙ 0, 98∙ 0, 97=271, 7кВт;

N₃_o= G₃_o∙ (h₀–h₃_o)∙ η _м∙ η _г=0, 8168∙ (3304–2564, 7)∙ 0, 98∙ 0, 97=574, 0кВт;

N_к= G_к∙ (h₀–h_к)∙ η _м∙ η _г=10, 278∙ (3304–2322, 2)∙ 0, 98∙ 0, 97=9597, 3кВт;

∑ N=10798, 5 кВт.

Погрешность вычислений δ = (10800–10798, 5)/10800=0, 00014 – незначительна.

Уточнённые расходы пара по отсекам проточной части турбины:

1-й отсек (сопловая решётка регулирующей ступени)

G₁=G–G₀_o_эж=12, 743–0, 008∙ 12, 743=12, 641 кг/c;

2-й отсек (рабочие и направляющая решётки регулирующей ступени, 2-я и 3-я ступени )

G₂=G₁–G₀_o_упл=12, 641–0, 01∙ 12, 743=12, 514 кг/c;

3-й отсек ( 4, 5 и 6-я ступени )

G₃=G₂–G_1о=12, 514–0, 9455=11, 569 кг/c;

4-й отсек ( 7-я и 8-я ступени )

G₄=G₃–G_2о=11, 569–0, 474=11, 095 кг/c;

5-й отсек ( 9, 10, 11 и 12-я ступени )

G₅=G₄–G_3о=11, 095–0, 817=10, 278 кг/c.

Сохраняя длины лопаток и их углы в регулирующей ступени неизменными, уточняем степень парциальности этой ступени в соответствии с формулой

ε =ε _пр∙ G/G_пред.

Здесь ε _пр – степень парциальности при предварительном расчетном расходе пара G_пред = 12, 436 кг/с,

ε = 0, 2094∙ 12, 743/12, 436=0, 2146.

Уточнение размеров лопаток нерегулируемых ступеней производим по формуле

l=l_пр∙ G_отс/ G_пред,

где l_пр – длина лопатки при G_п_p_ед = 12, 436 кг/с; G_отс – уточненный расход пара через соответствующий отсек, кг/с.

При таком способе корректирования длины лопаток их входные и выходные углы остаются неизменными. Треугольники скоростей так же не изменяются и все ранее произведенные расчеты остаются в силе.

Входные длины сопловых лопаток рассчитываются по формуле

l_0n=l_2(n-1)+Δ l₀.

Входные длины рабочих лопаток определяются по аналогичной формуле: l^′₁=l₁+ Δ l₁.

Величины перекрыш выбираются конструктивно в пределах

Δ l₀= Δ l₁= (0, 001…0, 01) м.

Результаты корректировки размеров проточной части сводим в табл. 6.

После завершения теплового расчета оформляется на отдельном листе чертеж проточной части. При оформлении этого чертежа рекомендуется пользоваться в качестве образцов конструкции турбин, изображенных в [1, 7]. При вычерчивании проточной части может оказаться, что ее очертание местами получилось неудачным.

Таблица 6

Длины лопаток проточной части турбины

№ ступ.	Пере- крыша	Входн. длина сопл.лопаток	Вых.дл.сопл.лоп.	Пере- крыша	Входн. длина раб.лопаток	Вых.дл.раб.лопаток
Предвар	Окончат.	Предвар.	Окончат.
	Δ l₀, мм	l₀, мм	l_1пр, мм	l₁, мм	Δ l₁, мм	l^′₁, мм	l_2пр, мм	l₂, мм
	-	16, 2	16, 1	16, 2	2, 0	18, 2	18, 1	18, 2
	2, 1	20, 3	20, 2	20, 3	2, 0	22, 3	22, 2	22, 3
	1, 5	23, 8	25, 6	23, 8	1, 9	25, 7	27, 6	25, 7
	2, 0	27, 7	32, 5	30, 2	2, 8	33, 0	35, 5	33, 0
	2, 5	35, 5	42, 3	39, 4	2, 7	42, 1	45, 3	42, 1
	3, 0	45, 1	56, 2	50, 2	3, 5	53, 7	60, 2	53, 7
	3, 3	57, 0	79, 2	70, 7	3, 6	74, 3	83, 2	74, 3
	3, 5	77, 8	108, 1	89, 4	4, 1	93, 5	113, 1	93, 5
	4, 0	97, 5	147, 9	122, 3	4, 1	126, 4	15,.9	126, 4
	4, 5	130, 9	202, 6	167, 5	4, 1	171, 6	20, 6	171, 6
	5, 0	176, 6	289, 7	239, 5	5, 8	245, 3	296, 7	245, 3

В таком случае производится корректировка теплового расчета тех ступеней, где необходимо изменить радиальные размеры проточной части. При этом корректировочном расчете теплоперепады ступеней должны остаться неизменными.

9. Особенности расчета турбин с регулируемым

отбором пара

При нанесении ориентировочной линии изменения состояния пара в h, s-диаграмме для турбины с регулируемым отбором (рис. 6, б) необходимо учитывать дополнительное дросселирование пара в регулирующих органах между частью высокого давления (ч.в.д.) и частью низкого давления (ч.н.д.). Падение давления пара в регулирующем устройстве (поворотной диафрагме) перед ч.н.д. для расчетного режима определяется по приближенной формуле

р'_по=0, 95∙ р_по,

где р_по – давление пара перед регулирующим органом промышленного (теплофикационного) отбора.

Определение числа ступеней ираспределение теплоперепада должно производиться раздельно для части высокого давления (до отбора) и части низкого давления (после отбора). Расчет ступеней ч. в. д. производится на полный расход пара G, найденный по выражению (6), а ч. н. д.—на расход, определяемый по формуле (5).

При расчёте турбин с одним регулируемым отбором пара проточная часть делится на два отсека. В каждом отсеке при распределении теплоперепада по ступеням сохраняется неизменным диаметр корневых сечений всех ступеней. Диаметры корневых сечений ступеней смежных отсеков могут не совпадать. Между отсеками всегда необходимо предусматривать камеру, из которой производится отбор пара. Расчёт тепловой схемы турбин с одним регулируемым отбором пара необходимо производить на два режима: 1) теплофикационный (с включённым регулируемым отбором), 2) конденсационный (без регулируемого отбора). Размеры лопаток проточной части ч.в.д. уточняются после расчета тепловой схемы турбоагрегата в теплофикационном режиме, а ч.н.д.– по расходам пара, полученным в конденсационном режиме. В остальном расчет ничем не отличается от такового для чисто конденсационной турбины.

Библиографический список

1. Общие требования и правила оформления текстовых документов в учебном процессе/ Юж.-Рос. гос. техн. ун-т. Новочеркасск: ЮРГТУ, 1999.– 29 с.

2. Щегляев А.В. Паровые турбины.– М.: Энергоатомиздат, 1993. Кн. 1. –384 с. Кн.2. – 416 с.

3. Турбины тепловых и атомных электрических станций: Учеб. для вузов/Под ред.

А.Г.Костюка и В.В. Фролова / МЭИ. ― М.: 2001.― 488 с.

4. Паровые и газовые турбины: : Учеб. для вузов/Под ред. А.Г. Костюка и

В.В. Фролова.― М.: Энергоатомиздат, 1985.― 352 с.

5. Шляхин П.Н. Паровые и газовые турбины. –М.; Л.: Энергия, 1966. -264 с.

6. Трухний А.Д., Ломакин Б.В. Теплофикационные паровые турбины и турбоустановки. –/МЭИ. М.: 2002.-540 с.

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

8. Шестаченко И.Я., Зуева В.В. Методические указания по курсовому проектированию паровых турбин/ НПИ. –Новочеркасск, 1988.–38 с.

9. Шестаченко И.Я., Зуева В.В.Методические указания к практическим занятиям по расчёту паровых турбин/ НПИ. –Новочеркасск, 1988. –32 с.

10. Тепловой расчёт ступени паровой турбины осевого типа: Метод. указ. к практическим занятиям, курсовому и дипломному проектированию/ И.Я.Шестаченко,

В.Г. Поветкин; Юж.-Рос. гос. техн. ун-т.― Новочеркасск: ЮРГТУ, 2004. – 24 с.

11. Шестаченко И.Я. и др. Методические указания к практическим занятиям по курсу «Паровые и газовые турбины» с применением ЭВМ/ НПИ. –Новочеркасск, 1986. –28 с.

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ ……………………………………………………………… ……..3

1. РАСЧЁТ ОСЕВОЙ ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ СО СТУПЕНЯМИ СКОРОСТИ……………………………………………………………………6

1.1. Определение ориентировочного расхода пара…………… ……… 7

1.2. Расчет проточной части и определение оптимального среднего

диаметра рабочего колеса……………………………………………10

ПРИМЕР РАСЧЕТА ТУРБИНЫ СО СТУПЕНЯМИ СКОРОСТИ………………………………………………………………….... 25

1. Определение ориентировочного расхода пара на турбину………...25

2. Тепловой расчет проточной части………………………………….26

2. РАСЧЕТ МНОГОСТУПЕНЧАТОЙ КАМЕРНОЙ ТУРБИНЫ………….33

2.1. Определение потерь давления на входе и выходе из турбины…..33

2.2. Выбор основных конструкционных особенностей турбины……..35

2.3. Оценка КПД турбинной установки………………………………. 39

2.4. Определение расчетного расхода пара……………………………. 41

ПРИМЕР РАСЧЕТА МНОГОСТУПЕНЧАТОЙ ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ…………………………………………………………………...42

1. Определение расхода пара……………………...............................43

2. Предварительный расчет последней ступени…………...............45

3. Расчет регулирующей ступени………………………....... …… ….47

4. Определение числа нерегулируемых ступеней турбины ………..53

5. Расчет второй (первой нерегулируемой) ступени……………..57

6. Расчет остальных ступеней давления………………….......64

7. Расчет схемы регенеративного подогрева воды…………........71

8. Определение расхода пара и сведение энергетического

баланса турбины...............................................................……………….74

9. Особенности расчета турбин с регулируемым отбором пара….. 77

Библиографический список……………………………………………….. …..78

⇐ Предыдущая 1 2 3 4 5 67