завод-изготовитель

тип насоса и оборудование

завод-изготовитель

количество, шт.

завод-изготовитель

К-300-240 ХТГЗ и ЛМЗ

«Экономайзер»

Паровая турбина ОР-12ПМ

Калужский турбинный завод (КТЗ)

Сумской насосный завод

Электродвигатель АВ-8000/6000

Сибэлектротяжмаш

Гидромуфта МГЛ-7000-2

Редуктор типа Б -10Н

Казанский компрессорный завод

12ПД-8 (предвключенный насос)

Электродвигатель 2АЗМ-500/6000

К-500-240 ХТГЗ

«Экономайзер»

Паровая турбина ОК-18ПУ-500 с редуктором типа Р-1А

ПД-1600-180-1 (предвключенный насос)

Сумской насосный завод

Привод через редуктор турбины

К-800-240 ЛМЗ

«Экономайзер»

Паровая турбина ОК-18ПУ-800 с редуктором типа Р-1А

ПД-1600-180 (предвключенный насос)

Сумской насосный завод

Привод через редуктор турбины

Т-250/300-240 ТМЗ

ПТН-1100-350-24

«Экономайзер»

Паровая турбина

«Экономайзер»

Сумской насосный завод

Электродвигатель АВ-8000/6000

Сибэлектротяжмаш

Гидромуфта МГЛ-7000-2

Редуктор типа Б-10Н

Казанский компрессорный завод

12ПД-8 (предвключенный насос)

Сумской насосный завод

Электродвигатель 2AЗM-5000/6000

Питательные насосы с турбоприводом изготавливает завод «Экономайзер», а с электроприводом - Сумской насосный завод (табл. ).

На каждом блоке с турбиной типа К-300-240 или Т-250/300-240 устанавливается один рабочий питательный насос с турбоприводом и один пускорезервный с электроприводом.

Типы насосов

ПТН-1100-350-24

для блоков ЛМЗ

для блоков ХТГЗ

Производительность номинальная, м 3 /ч

Мощность на валу насоса, МВт

Количество ступеней насоса, шт.

Давление отбора за первой ступенью, кгс/см 2

Количество отбираемой воды за первой ступенью, м 3 /ч

Габариты агрегата (ориентировочно), мм:

1915

На каждом блоке с турбиной типа К-500-240 или К-800-240 устанавливаются по два рабочих питательных насоса с турбоприводами.

Турбоприводы для питательных насосов блоков с турбиной типа Т-250/300-240 изготавливает завод «Экономайзер», а для питательных насосов блоков с турбинами типов К-300-240, К-500-240 и К-800-240 - Калужский турбинный завод (табл. ).

Типы приводных турбин/

ОК-18ПУ для блока К-800-240

ОК-18ПУ для блока К-500-240

завода «Экономайзер»

Давление свежего пара перед стопорно-регулирующим клапаном Р аб, кгс/см 2

Температура свежего пара перед стопорно-регулирующим клапаном, ° С

Давление отработавшего пара Р аб, кгс/см 2

Расход пара при номинальных параметрах, т/ч

Число ступеней давления

Средний диаметр облопачивания (максимальный), мм

Мощность номинальная, кВт

15550

12500

Частота вращения номинальная, об/мин

4650

6000

Тип конденсатора

КП-1200

Температура охлаждающей воды (номинальная), °С

Расход воды через конденсатор при номинальной нагрузке, м 3 /ч

3400

3400

-

Принцип работы

Активный

В комплект питательного насоса с электроприводом кроме насоса и электродвигателя входят гидромуфта и редуктор, приводимые в действие от основного электродвигателя, и предвключенный насос, приводимый в действие самостоятельным электродвигателем (табл. ).

Тип электродвигателя

2АЗМ-500/6000

Мощность номинальная, кВт

8000

Напряжение, В

6000

Частота вращения номинальная, об/мин

Масса электродвигателя, кг

Масса ротора, кг

Масса наиболее тяжелой части для монтажа (статора), кг

Типы насосов

ПД-1600-180-1 для блока 500 МВт

ПД-1600-180-1 для блока 800 МВт

Подача (номинальная), м 3 /ч

1000

1630

Давление в приемном патрубке, кгс/см 2

Давление в напорном патрубке, кгс/см 2

21,0

23,5

22,0

Температура питательной воды, °С

Частота вращения, об/мин

1910

1890

2975

Мощность на валу насоса МВт

0,545

0,885

0,335

Подпор сверх упругости паров жидкости, м ст. жидк.

Коэффициент полезного действия, %

Масса насоса, кг

3675

3675

1780

Масса закладной рамы, кг

Габариты насоса, мм

длина

2003

1414

ширина

1790

1300

высота

1515

1000

Габариты агрегата, мм:

длина

3200

ширина

1460

высота

1095

В комплект питательного насоса с турбоприводом блоков типов К-500-240 и К-800-240 входит предвключенный насос, приводимый в действие турбоприводом питательного насоса через редуктор (табл. ).

Технические характеристики оборудования питательного электронасоса типа ПЭ-600-300-2 приведены ниже.

Гидромуфта МГЛ-7000-2

Номинальная передаваемая мощность, кВт........................................ 7000

Частота вращения ведущего вала, об/мин............................................ 2960

Глубина регулирования по скольжению, %:

автоматическое......................................................................... от 3 до 20

вручную...................................................................................... от 3 до 80

КПД при скольжении 3 %, %................................................................ 95

Масса гидромуфты, кг........................................................................... 2270

Масса закладной рамы, кг..................................................................... 215

Обратный клапан насоса с дросселирующим устройством и вентилем Д у 50

Условные проходы, мм:

на входе...................................................................................... 225

на выходе................................................................................... 250

Рабочее давление, кгс/см 2 ..................................................................... 380

Расход воды через дросселирующее устройство

рециркуляции, м 3 /ч................................................................................ 130

Масса обратного клапана, кг................................................................ 730

Редуктор Б-10Н

Передаваемая мощность, кВт................................................................ 7200

Передаточное, число.............................................................................. 2,2

Частота вращения на входе, об/мин..................................................... 2960

Масса редуктора с плитой, кг............................................................... 3452

Бак масляный аварийный

Емкость, м 3 .............................................................................................. 0,15

Масса, кг.................................................................................................. 143

Воздухоохладитель типа ВПТ-108-1000 электродвигателя типа АВ-8000/6000

Масса, кг.................................................................................................. 315

Данные о массе питательных насосов и приводных паровых турбин приведены соответственно в табл. и .

	Масса по типам насосов, кг
		ПТН-1100-350-24
Насос в сборе с рамой	21050	16288	16624	12080
в том числе:
корпус насоса	8324	6263	6263	4640
крышка нагнетания	1900	1560	1560	1500
проточная часть	3921	2580	2588	2248
Клапан обратно-вертикальный (без фланцев) Венюковского арматурного завода	1914	1914	1914
Сито в сборе			644
в том числе:
ротор турбины	3855	3886	1578	1429
передний стул	2590	2590		1871
задний стул				1834
муфта зубчатая	284,1			162,5
валоповоротное устройство
статор турбины без обойм и диафрагм	8700	8700	4500	6415
из них:
нижняя половина	6000	6000	3500	3642
верхняя половина	2700	2700	2500 *	2773
Редуктор
Плита (рама) фундаментная передняя	1070	Питательные насосы - центробежные горизонтальные двухкорпусного исполнения, с внутренним корпусом секционного типа, с односторонним расположением рабочих колес. Наружные корпуса насосов изготовлены из поковок легированной стали. К наружному корпусу насоса приварены приемный и напорный патрубки, направленные вниз, патрубок для промежуточного отбора после I ступени насоса, четыре опорные лапы для крепления насоса на раме. Со стороны нагнетания наружный корпус закрыт крышкой. Между корпусом и крышкой установлена уплотнительная металлическая прокладка. Крышка крепится к корпусу шпильками с глухими (колпачковыми) гайками. Стыки корпуса и крышки с целью повышения коррозионно-эрозионной стойкости наплавлены нержавеющей сталью. Крепление насоса на раме предусматривает его свободное тепловое расширение без нарушения центровки с приводным валом. В передних лапах (в паре лап на стороне всасывания) корпус насоса расположены две поперечные шпонки, направляющие расширение насоса в продольном направлении. Для предотвращения несимметричных боковых смещений оси насоса относительно вертикальной плоскости предусмотрены шпонки на всасывающем и напорном патрубках насоса. Эти шпонки допускают тепловые расширения корпуса в поперечном направлении.

ПАРОТУРБИННАЯ УСТАНОВКА К-500-240-2

МОЩНОСТЬЮ 500 МВт

Конденсационная одновальная паровая турби­на К-500-240-2 (рис. 1) без регулируемых отборов пара, с промежуточным перегревом, номинальной мощностью 500 МВт, с частотой вращения ротора 3 000 об/мин предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока ТГВ-500. Турбина работает в блоке с котлом, снабжена ре­генеративным устройством для подогрева пита­тельной воды.

Турбина рассчитана для работы при следующих номинальных параметрах(Табл.1)

Турбина имеет девять нерегулируемых отборов пара для регенеративного подогрева питательной воды до температуры 265° С.

Отборы пара из турбины на регенерацию и турбоприводы приведены в таблице 2.

Расход отработанного пара в конденсатор 965 т/ч.

	Потреби-тель	Параметры в камере отбора		Количество отбираемого пара, т/ч
		Давление, МПа (кгс/см 2) абс.	Температура, °С
	Деаэратор

Таблица 1 Таблица 2

Свежий пар перед автоматическими стопор­ными клапанами ЦВД:
давление, кгс/см 2 , абс.
температура, °С
Пар на выходе из ЦВД при номинальном режиме:
давление, кгс/см 2 абс.
температура, С
Пар после промежуточного перегрева пе­ред стопорными клапанами ЦСД:
давление, кгс/см 2 абс.
температура, °С
Основные параметры конденсаторной группы:
расход охлаждающей воды, м 3 /ч
температура охлаждающей воды, С
расчетное давление, кгс/см 2 абс.

Кроме регенеративных отборов, турбина имеет отборы пара на установку СП, предназначенные для обеспечения нужд теплофикации. Максималь­ная теплофикационная нагрузка при работе основ­ного и пикового бойлеров составляет 25 Гкал/ч при температурах прямой сетевой воды 130° С, обратной 70° С и расчетной температуре наружного воз­духа -35° С.

Основной СП питается паром из VII отбора с давлением 0,156 МПа (1,6 кгс/см 2) в количестве 22 т/ч (максимально 32 т/ч) абс.

Два главных питательных насоса имеют паро­вые турбоприводы, пар на которые отбирается из ЦСД с давлением на номинальном режиме 1,18 МПа (11,2 кгс/см 2) абс. и температурой 374°С в количестве 98 т/ч.

Допускается длительная работа турбины при отклонениях от номинальных параметров в следую­щих пределах: одновременном отклонении давле­ния 23-24 МПа (235-245 кгс/см 2) абс. и темпера­туры 530-545° С; температуры пара после промежу­точного перегрева 530-545°С (перед стопорными клапанами ЦСД); при повышении температуры ох­лаждающей воды на входе в конденсаторы до 33° С.

При температуре свежего пара перед автомати­ческими стопорными клапанами в интервале 545- 550° С, а также температуре пара после промперегрева перед стопорными клапанами ЦСД в интер­вале 545-550° С разрешается работа турбины в те­чение не более 30 мин, причем общая продолжительность работы при этих температурах пара не должна превышать 200 ч в год.

Не допускается работа турбины на выхлоп в ат­мосферу и работа по временной незаконченной схеме.

Допускается длительная работа турбины на скользящем давлении свежего пара в рабочем диа­пазоне нагрузок от 30 до 100% от номинальной при полностью или частично открытых регулирую­щих клапанах ЦВД.

Не допускается длительная работа турбины при нагрузке ниже 150000 кВт при номинальных пара­метрах свежего пара с отклонениями, не выходя­щими за пределы, указанные выше.

Турбоагрегат снабжен валоповоротным устрой­ством, вращающим валопро"вод с частотой 4 об/мин, и гидроподъемом роторов.

Промывка турбины производится при пуске из холодного состояния насыщенным паром, подавае­мым в ЦВД и ЦСД, а также при сниженной на­грузке без остановки блока на определенном режи­ме, согласованном с заводом.

Лопаточный аппарат турбины рассчитан и на­строен на работу при частоте в сети от 49 до 50,5 Гц. В аварийных ситуациях допускается крат­ковременная работа турбины при повышении ча­стоты до 51 Гц и снижении до 46 Гц в течение вре­мени, указанного в технических условиях.

Допускается пуск и последующее нагружение турбины после останова любой продолжительности. Предусматривается автоматизированный пуск тур­бины на скользящих параметрах пара из холодно­го и неостывшего состояния.

Конденсаторы турбины оборудованы водо- и пароприемными устройствами. Водоприемные уст­ройства рассчитаны на прием при пуске турбины 5000 т/ч воды давлением 1,9 МПа (20 кгс/см 2) абс., при температуре до 200° С из котла и растопочных расширителей. Пароприемные устройства рассчи­таны на прием из БРОУ при сбросах нагрузки до 900 т/ч пара при давлении до 0,97 МПа (10 кгс/см 2) абс. и температуре 200° С. Прием па­ра и воды в конденсаторы прекращается при давле­нии в конденсаторах выше 0,03 МПА (0,3 кгс/см 2) абс.

Продолжительность пусков турбины из различ­ных тепловых состояний (от толчка до номиналь­ной нагрузки) ориентировочно равна: из холодного состояния – 6-7 ч; через 48-55 ч простоя - 3 ч 30 мин - 4 ч; через 24-32 ч простоя - 2 ч; через 6-8 ч простоя - 1ч; через 2-4 ч простоя - 30 мин.

Для сокращения времени прогрева турбины и улучшения условий пуска предусмотрен паровой обогрев фланцев и шпилек горизонтального разъе­ма ЦВД и ЦСД.

Конструкция турбины. Турбина (см. рис. 1) представляет собой одновальный четырехцилинд­ровый агрегат, состоящий из ЦВД; ЦСД и двух ЦНД.

Свежий пар из котла по двум трубопроводам подводится к двум коробкам стопорных клапанов, установленных симметрично относительно продоль­ной оси турбины.

Каждая коробка стопорного клапана сблокиро­вана с двумя коробками регулирующих клапанов, от которых пар по четырем трубам подводится к ЦВД.

ЦВД имеет внутренний корпус, в патрубки ко­торого вварены сопловые коробки. Через сопловой аппарат пар поступает в ЦВД, регулирующую сту­пень, а затем в девять ступеней давления. ЦСД однопоточный, имеет 11 ступеней давления. Из вы­хлопных патрубков ЦСД пар по четырем трубам подводится к трем цилиндрам низкого давления.

ЦНД двухпоточные, по пять ступеней в каждом потоке.

Длина рабочей лопатки последней ступени рав­на 1050 мм, средний диаметр рабочего колеса этой ступени 2 550 мм. Рабочие лопатки последней сту­пени имеют периферийный бандаж. Каждый ЦНД присоединен к своему конденсатору.

Роторы ЧВД и ЧСД-цельнокованые, роторы ЦНД-сварно-кованые. Все роторы имеют жест­кие соединительные муфты и по две опоры. Каж­дый ЦНД имеет свой фикспункт.

Расчетные значения критических частот враще­ния валопровода турбины с генератором ТГВ-500 приведены ниже.

Турбина снабжена паровыми лабиринтовыми уп­лотнениями. Из крайних отсеков уплотнений паро-воздушная смесь отсасывается эжектором через ва­куумный охладитель.

Схема питания концевых уплотнений ЦВД по­зволяет подавать горячий пар от постороннего ис­точника при пусках турбины из неостывшего со­стояния.

Система автоматического регулирования. Тур­бина снабжена системой автоматического регулиро­вания с гидравлическими связями и беззолотнико­выми устройствами защиты. Неравномерность регу­лирования частоты вращения ротора турбины со­ставляет 4,5±0,5% от номинальной частоты враще­ния.

На рис. 2 представлена схема регулирования турбины К-500-240-2.

В системе регулирования турбины предусмотрен ЭГП, обеспечивающий уменьшение заброса частоты вращения при отключении генератора от сети.

Регулятор скорости управляет положением ре­гулирующих клапанов ЦВД и ЦСД, он снабжен ог­раничителем мощности и механизмом управления.

Механизм управления и ограничитель мощности могут приводиться в действие как вручную, так и дистанционно с помощью реверсивных электродвигателей постоянного тока. Ограничитель мощности оборудован дистанционным указателем положения.

В качестве рабочей жидкости в системе регули­рования применяется конденсат, поступающий из напорной линии конденсатных насосов.

Для защиты от разгона турбина снабжена сдво­енным регулятором безопасности, который срабаты­вает при достижении частоты вращения в пределах 11-12% сверх номинального.

Исполнительный механизм автомата безопасно­сти вызывает закрытие всех стопорных и регулиру­ющих клапанов.

Система смазки предназначена для обеспечения смазкой (синтетическое огнестойкое масло ОМТИ или минеральное масло) подшипников турбины, ге­нератора и группы питательных насосов.

В баке вместимостью 52 м 3 (до верхнего уров­ня) установлены: сетчатые фильтры для очистки масла от механических примесей; воздухоохлади­тели для улучшения деаэрации масла (содержание воздуха за воздухоохладителем не должно превы­шать 1,5%).

Для подачи масла в систему предусмотрены два (один резервный) электронасоса переменного тока. Установлены два аварийных электронасоса: один постоянного, другой переменного тока.

Масло охлаждается в четырех маслоохладите­лях типа МБ-190-250 (один резервный), питающих­ся водой из циркуляционной системы. Расход ох­лаждающей воды на каждый работающий масло­охладитель равен 500 м 3 ч. Турбина снабжена дву­мя реле давления смазки, которые обеспечивают ав­томатическое отключение турбины и валоповоротного устройства при падении давления в напорном маслопроводе смазки, а также включение резерв­ных насосов системы смазки.

Система контроля и управления турбиной обес­печивает: контроль параметров работы; регистра­цию наиболее важных параметров; технологиче­скую, предупредительную и аварийную сигнализа­ции; автоматическое управление функциональными группами технологически связанных механизмов и запорно-регулирующих органов, дублируемое дис­танционным управлением с блочного щита; автома­тическую стабилизацию ряда параметров, поддер­жание заданных значений которых требует опера­тивного вмешательства в процессе нормальной экс­плуатации;

автоматическую защиту турбины и вспомогательного оборудования. Управление уста­новкой централизовано и ведется из помещения блочного щита управления.

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

Конденсационное устройство состоит из двух конденсаторов, воздухоудаляющего устройства, кон­денсатных насосов 1 и 2-го подъема, циркуляцион­ных насосов и водяных фильтров.

В конденсаторную группу входят два конден­сатора с центральным отсосом воздуха. Конденса­торы - однопоточные, двухходовые.

Воздухоудаляющее устройство имеет: два ос­новных пароструйных эжектора, пусковой паро­струйный эжектор циркуляционной системы и водо­струйный пусковой эжектор.

Турбоагрегат обслуживается двумя группами конденсатных насосов: двумя конденсатными насо­сами 1-го подъема, подающими конденсат от кон­денсаторов на обессоливающую установку, и двумя конденсатными насосами 2-го подъема, подающими конденсат через регенеративные подогреватели в деаэратор и в систему регулирования в переходных режимах.

В работе постоянно находится один насос каж­дой группы, второй насос является резервным.

Охлаждающая вода подается в конденсатор циркуляционными насосами.

Для срыва вакуума предусматривается задвиж­ка Ду 150 мм с электроприводом. Управление за­движкой осуществляется дистанционно со щита уп­равления и "по "блокировкам три срабатывании обще­блочных защит турбины.

Регенеративная установка предназначена для подогрева питательной воды паром, отбираемым из промежуточных ступеней турбины, и состоит из пяти ПНД, деаэратора и трех ПВД. Принципиаль­ная тепловая схема установки приведена на рис.3.

Схема предусматривает установку двух пита­тельных насосов с конденсационными турбоприводами.

ПНД № 1, 2, 3, 4 и 5 поверхностного типа, вертикальные, сварной конструкции. ПНД № 3 и 4 имеют встроенные пароохладители. Слив конден­сата греющего пара каскадный, конденсат из ПНД № 5 сливается в ПНД № 4, оттуда сливным насо­сом подается в линию основного конденсата между ПНД № 5 и 4. Конденсат из ПНД № 3 сливается в ПНД № 2, откуда сливным насосом подается в линию основного конденсата между ПНД № 3 и 2.

У ПНД № 4 устанавливается один насос, у ПНД № 2 - два сливных насоса, один из которых является резервным.

Из ПНД № 1 конденсат сбрасывается через си­фон в конденсатор.

Для подогрева после деаэратора питательной воды установлены две группы ПВД. Три ПВД осуществляют последовательный подогрев пита­тельной воды после деаэратора.

Каждый ПВД снабжен охладителем греющего пара подогревателя перегрева пара, регулирую­щим клапаном отвода конденсата из подогревате­ля и уравнительным сосудом для присоединения датчика регулятора уровня с сигнализирующим прибором.

Групповое защитное устройство ПВД состоит из впускного клапана, обратного клапана, трубо­проводов пуска и отключения.

Слив конденсата из подогревателей каскадный.

При отключении ПВД допускается длительная работа турбины с мощностью до 500 МВт.

Курсовая работа

Тепловой расчет турбины К-500-240

Введение

Исходные данные

1. Краткое описание конструкции турбины

Тепловой расчет турбоустановки

1 Построение процесса расширения пара в h-s диаграмме

2.2 Расчет системы регенеративного подогрева питательной воды

Выбор числа ступеней заданного цилиндра, разбивка перепадов энтальпии пара по ступеням

1 Распределение теплоперепадов по ступеням цилиндра паровой турбины

4. Оценка мощности турбины по заданному расходу пара

Детальный тепловой и газодинамический расчет заданной ступени

6. Обоснование выбора профилей НА и РК по атласу

6.1 Расчёт сопловой решётки

2 Расчет суживающихся сопл

3 Расчёт рабочей решётки

4 Относительный лопаточный КПД ступени

7. Прочностное обоснование элементов

7.1 Расчет рабочей лопатки последней ступени отсека на изгиб и растяжение

2 Построение вибрационной диаграммы рабочей лопатки последней ступени

3 Определение критической частоты ротора

Заключение

Список литературы

Приложение

Введение

Для турбин типа Р за расчетный расход пара принимается расход пара на турбину при режиме номинальной мощности.

Тепловой расчет турбины выполняется с целью определения основных размеров и характеристик проточной части: числа и диаметров ступеней, высот их сопловых и рабочих решеток и типов профилей, к.п.д. ступеней, отдельных цилиндров и турбины в целом.

Тепловой расчет турбины выполняется на заданную мощность, заданные начальные и конечные параметры пара, число оборотов; при проектировании турбины с регулируемыми отборами пара, кроме того, на заданные давления и величину отборов.

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

цилиндр рабочая лопатка пар турбина

Исходные данные

Исходные данные:

Прототип турбины К-500-240;

Номинальная электрическая нагрузка Nэ=530 МВт;

Начальные параметры: P0=23,5 МПа, t0=520°С, η0i=0,87;

Конечное давление: РК=5,5 кПа;

Температура питательной воды за последним подогревателем tпв=260°С;

Частота вращения ротора турбины n=3000 об/мин.

1. Краткое описание конструкции турбины

Паровая турбина К-500-240 - это четырехцилиндровая конденсационная турбина с промежуточным перегревом пара, четырьмя выхлопами в конденсатор и развитой системой регенеративного подогрева питательной воды.

Возможны нерегулируемые отборы пара на собственные нужды станции.

Таблица 1 Параметры турбины

Параметры турбиныК-500-240 Мощность номинальная/максимальная, МВт525/535Начальные параметры парадавление, МПа23,5температура, °С520Параметры пара после промперегревадавление, МПа4температура, °С520Номинальный расход свежего пара, т/ч1 650Максимальная производительность теплофикационного отбора, ГДж/ч210Длина рабочей части лопатки последней ступени, мм960Номинальная температура охлаждающей воды, °С12Расход охлаждающей воды через конденсатор, м3/ч51 480

2. Тепловой расчет турбоустановки

2.1 Построение процесса расширения пара в h-s диаграмме

Точка 0 : определяется по заданным параметрам пара = 23,5 МПа и =0,995. По h-s диаграмме определяются остальные параметры точки 0.

Точка 0 : отрезок 0-0 соответствует процессу дросселирования на стопорно-регулирующих клапанах. При этом потеря давления принимается в размере 2%.

Энтальпия при дросселировании не меняется, т.е.h0=h0=3258,9 кДж/кг.

По давлению и энтальпии строится точка 0 и определяются ее параметры.

Точка А: отрезок 0-А соответствует процессу изоэнтропийного расширения пара в ЦВД до давления =3,72 МПа. hA =2809,24 кДж/кг.

Точка 3: отрезок 0-3 соответствует реальному процессу расширения пара в ЦВД с учетом внутренних потерь энергии в проточной части. При оценке принимаем величину внутреннего относительного КПД ЦВД в размере 87 %.

h3 = h0 - h0iЦВД (h0 - hA) = 3258,9-0.87(3258,9- 2809,24) =2875,55 кДж/кг

3,89 МПа.

Точка С: соответствует состоянию пара после сепаратора. Степень сухости после сепаратора принимается XC = 0,99.

Точка D: соответствует состоянию пара после СПП и определяется по заданным параметрам пара после промперегрева tD = 520 250 0C. Потеря давления на СПП и в ресивере от СПП к ЦСНД принимается в размере 8%.

0,92 = 0,92 3,89 =3,58 МПа.

Точка N: отрезок D-N соответствует процессу изоэнтропного расширения пара в ЦСД и ЦНД до конечного давления = 0,0055 0,05 МПа, = 2199,56 кДж/кг.

Точка К: отрезок D-K соответствует реальному процессу расширения пара в ЦСД и ЦНД турбины с учетом внутренних потерь. При оценке принимаем величину внутреннего относительного КПД в ЦСД и ЦНД в размере 87%.

H0iЦНД (-) =3493,85 - 0.87.(3493,85 - 2199,56) = 2367,82 кДж/кг

0,0055 МПа.

После построения процесса расширения откладываются точки, соответствующие состоянию пара в нерегулируемых отборах турбины. Точки находятся на пересечении линии процесса расширения и изобар, соответствующих давлениям в отборах. Давления в отборах ЧВД приняты по принципу равномерного разделения процесса расширения на число ступеней:

14,1 МПа; = 8,64 МПа; = 4,94 МПа.

Давления в отборах ЧСД и ЦНД приняты по принципу неравномерного разделения процесса расширения от меньших перепадов на ступень к большим с увеличением номера ступени (ниже приводятся размерности для 7 ступеней):

P4=4,72 МПа; P5=0,74 МПа; P6=0,26 МПа; P7=0,123 МПа

Таблица 2 Сводная таблица параметров пара в процессе расширения

Точка процессаДавление, p, МПаТемпература, t, 0CСтепень сухости,xУдельный объем, v, м3/кгЭнтальпия, h, кДж/кг0 0 1 2 3 A С D N K 4 5 6 723,5 23,03 14,1 8,64 3,89 3,89 6,76 3,8 0,0055 0,0055 4,72 0,84 0,26 0,123520 518,12 442,6 398,7 269,76 253,11 349,3 510 73,2 73,2 421,7 223,9 167,3 119,70,995 0,994 0,929 0,902 0,874 0,873 0,990 - 0,823 0,874 - 0,977 0,939 0,9120,0127 0,013 0,0195 0,0936 0,0556 0,054 0,1751 0,0937 18,387 19,522 0,3586 1,1410 2,5650 6,69273258,9 3258,9 3150,8 173,9 2818,3 2818,3 3021,37 3493,85 2637,18 2637,18 3553,91 2891,83 2800,69 2714,72

Рис. 1. Процесс расширения пара в h-s диаграмме

2.2 Расчет системы регенеративного подогрева питательной воды

Температура питательной воды: tпв=260°С

Конечное давление: РК= 5,5 кПа и температура равна .

Начальные параметры: P0=23,5 МПа, t0=530°С, η0i=0,87.

Подогрев питательной воды в одном ПВД:

Принимаю нагрев в деаэраторе и температура питательной воды на входе в деаератор:

Подогрев воды в одном ПНД:

Температура в конденсаторе:

Выбираем конденсатный насос по заводским данным. Его напор составляет 3,96 МПа. Находим давление на выходе из конденсатного насоса.

Находим нагрев воды в конденсатном насосе: В дополнительных подогревателях принимаем

Приняв потери в подогревателях низкого давления определяем давление за ПНД:

Находим температуру основного конденсата на входе в деаэратор, предварительно приняв .

При условии, что нагрев в ПНД равномерный находим температуру за каждым ПНД.

На К-500-240/3000 используется питательный насос ПТ-3750-75 с параметрами: напор МПа; КПД 80% согласно ГОСТ 24464-80. Находим давления на выходе и выходе ПН.

Найдём нагрев в питательном насосе.

Найдём температуру питательной воды в точке .

Определим температуры после каждого ПВД.

Приняв потери в ПВД 0,7 МПа, найдём давление за каждым ПВД:

Принимаем недогрев до температуры насыщения для ПНД - 4 0С, для ПВД - 6 0С и находим температуры дренажей, и находим давление греющего пара в подогревателях:

3. Выбор числа ступеней заданного цилиндра, разбивка перепадов энтальпии пара по ступеням

3.1 Распределение теплоперепадов по ступеням цилиндра паровой турбины

Тепловой расчет регулирующей ступени:

Расчёт первого участка:

Определяем располагаемый теплоперепад ЦВД:

кДж/кг

где - зависимость и,.

м/кг; м/с.

где - зависимость давления в конце участка, кДж/кг

Определяем действительный теплоперепад ЦВД:

кДж/кг

Расчёт второго участка:

Определяем располагаемый теплоперепад ЦСД:

Определяем внутренний относительный КПД:

где - зависимость от и, %

Определяем объёмный расход пара:

Отношение давления на входе в участок к давлению на выходе из участка:

где - зависимость давления в конце участка, .

Относительную величину потерь с выходной скоростью:

Зависимость давления в конце участка.

Определяем действительный теплоперепад ЦСД:

кДж/кг

Расчёт третьего участка:

Определяем располагаемый теплоперепад ЦНД:

Определяем внутренний относительный КПД:

Зависимость от, %.

Определяем объёмный расход пара:

Отношение давлений на входе в участок к давлению на выходе из участка:

Зависимость давления в конце участка, .

Относительная величина потерь с выходной скоростью:

где - зависимость давления в конце участка, кДж/кг.

Зависимость приведенной теоретической влажности, % Определяем приведенную теоретическую конечную влажность:

Определяем конечную влажность в теоретическом процессе:

Определяем располагаемый перепад ниже линии сухого насыщенного пара (X=1) в области влажного пара: кДж/кг

Определяем среднее давление:

(+)/2=(0,2+0,0055)/2=0,1 МПа

Определяем действительный теплоперепад ЦНД:

Определяем полезно-используемый тепло-перепад турбины:

кДж/кг

Определяем уточненный расход пара на турбину:

Тепловой расчет нерегулируемых ступеней ЦВД:

Определяем средний диаметр ступени:

где - степень реакции ступени принимается в пределах,%

Эффективный угол выхода потока из сопловой решетки: для одновенечной ступени, .

Коэффициент скорости решетки, .

Реактивная изоэнтропийная скорость пара, посчитанная по располагаемому перепаду ступени:

Окружная скорость вращения диска по среднему диаметру ступени:

Зависимость от.

Средний диаметр ступени:

4. Оценка мощности турбины по заданному расходу пара

Исходя из технического задания:

Nэ=530 МВт - номинальная электрическая нагрузка;

Р0=23,5 МПа - давление пара на входе в турбину;

t0=530 С0 - температура пара на входе в турбину;

η0=0,87;

Pк=5,5 кПа - давление пара на выходе из турбины.

Температура питательной воды за последним подогревателем tпв=260°С;

Частота вращения ротора турбины n=3000 об/мин.

Давление пара перед соплами первой регулирующей ступени:

Давление пара за последней ступенью турбины:

Давление за ЦВД на выходе пара в промперегрев:

Давление пара на выходе в ЦСД поле промперегрева:

Располагаемый теплоперепад ЦВД:

Расход пара на турбину по предварительно заданному КПД:

Задаемся располагаемым теплоперепадом регулирующей ступени ЦВД:

кДж/кг

Внутренний относительный КПД регулирующей ступени:

Полезно используемый тепловой перепад в регулирующей ступени:

КДж/кг

м/кг (по Н-S диаграмме).

Давление за регулирующей ступенью:

5. Детальный тепловой и газодинамический расчет заданной ступени

Расчет первого отсека:

Определяется диаметр первой нерегулируемой ступени:

где - для двухвенечной ступени, мм.

Отношение скоростей:

где- степень реакции рабочей решётки первой ступени принимается в пределах, с.30

Коэффициент скорости сопловой решетки, . Располагаемый тепловой перепад первой нерегулируемой ступени по параметрам торможения перед ступенью:

кДж/кг

Тепловой перепад в сопловой решётке:

кДж/кг

Высота сопловой решётки:

где-удельный объём пара в конце изоэнтропийного расширения в соплах, м/кг (по H-S диаграмме).

Теоретическая скорость истечения пара из сопловой решётки:

где -коэффициент расхода сопловой решётки,;

Степень парциальности ступени, .

Эффективный угол выхода потока из сопловой решётки принимается в пределах, .

Высота рабочей решётки первой ступени:

где - внутренняя перекрыша, мм.

Внешняя перекрыша, мм.

Корневой диаметр ступени:

Этот диаметр принимается постоянным для отсека:

где -изоэнтропийный тепловой перепад первого отсека;

кДж/кг (по H-S диаграмме).

кДж/кг

Располагаемый тепловой перепад по статическим параметрам пара перед ступенью, принятый для всех ступеней отсека, кроме первой(для первой располагаемый перепад по параметрам торможения и по статическим параметрам равны) подсчитывается по формуле:

кДж/кг

Коэффициент возврата тепла:

Для процесса в области перегретого пара:

Невязка: кДж/кг

Поправка к тепловому перепаду: первая ступень:

кДж/кг

остальные ступени:

кДж/кг

Скорректированный тепловой перепад по статическим параметрам пара:

первая ступень: кДж/кг

остальные ступени: кДж/кг

Произведение высоты на диаметр.

Высота лопатки рабочей решётки любой ступени каждого отсека:

Диаметр ступени:

Высота сопловой решётки.

Таблица 3 Сводная таблица части высокого давления

Наименование величинОбозначениеРазмерностьФормула, способ определения№ ступени1234Скоррект. теплоперепад ступени по статическим параметрамкДж/кг44,1

41,64Удельный объём пара за рабочей решёткойм/кгИз Н-S диаграммы0,02350,0270,030,034Произведение высоты рабочей лопатки на диаметр ступеним0,03640,04360,0480,055Высота рабочей решётким0,0420,0480,0520,0582Высота сопловой решётким0,0390,0450,0490,0542Диаметр ступеним0,930,9360,940,9462

Расчет второго отсека:

Тепловой перепад по параметрам торможения ступени второго отсека:

2. Тепловой перепад любой ступени кроме первой:

кДж/кг

3. Тепловой перепад на сопловую решётку первой ступени:

кДж/кг

4. Фиктивная скорость:

5. Окружная скорость на среднем диаметре рабочих лопаток 1-й ступени:

6. Средний диаметр ступени второго отсека:

7. Высота сопловой решётки 7ступени:

где -удельный объём пара в конце изоэнтропийного расширения в соплах, м/кг (по H-S диаграмме)

Коэффициент расхода сопловой решётки, .

где -степень парциальности ступени, .

Эффективный угол выхода потока из сопловой решётки принимается в пределах, .

8. Высота рабочей решётки первой ступени:

где-внутренняя перекрыша: мм.

Внешняя перекрыша, мм.

Корневой диаметр ступени:

Этот диаметр принимается постоянным для отсека:

Число ступеней отсека:

где -изоэнтропийный тепловой перепад отсека, кДж/кг (по H-S диаграмме).

кДж/кг

Ориентировочное число ступеней отсека (цилиндра):

Произведение высоты на диаметр:

Значение удельных объёмов и по H-S диаграмме после распределения перепада приходящегося на отсек, по ступеням.

Высота лопатки рабочей решётки любой ступени каждого отсека:

13. Диаметр ступени:

14. Высота сопловой решётки.

Таблица 4 Сводная таблица части высокого давления

Наименование величинОбозначениеРазмерностьФормула, способ определения№ ступени12345Скоррект. теплоперепад ступени по статическим параметрамкДж/ кг34,8

6. Обоснование выбора профилей НА и РК по атласу

6.1 Расчёт сопловой решётки

Определение типа сопловой решётки:

Располагаемый тепловой перепад сопловой решетки:

кДж/кг

Теоретическая скорость пара на выходе из сопловой решётки при изоэнтропийном расширении:

Число Маха для теоретического процесса в соплах:

Скорость звука на выходе из сопловой решетки пи изоэнтропийном истечении:

где - давление за соплами (по Н-S диаграмме), мПа;

Теоретический удельный объём за соплами (по Н-S диаграмме), м/кг;

Показатель, для перегретого пара,.

При применяют профили решёток с суживающимися каналами.

6.2 Расчет суживающихся сопл

Расчет суживающихся сопл при докритическом истечении:

Определяем выходное сечение суживающих сопл:

где - коэффициент расхода сопловой решётки,.

Количество пара, утекающего через переднее концевое уплотнение турбины:

Произведение степени парциальности ступени на высоту сопловой решётки:

Оптимальная степень парциальности (для одновенечной ступени):

Высота сопловой решётки:

Потеря энергии в соплах:

кДж/кг

где - коэффициент скорости сопловой решётки, .

Тип решетки: С-90-12А.

По характеристике выбранной решетки принимаем относительный шаг:

Шаг решётки: мм

где - в зависимости от выбранной решётки, .

Выходная ширина канала сопловой решётки:

Число каналов:

6.3 Расчёт рабочей решётки

Тепловой перепад, используемый в соплах, откладывается от точки в Н-S диаграмме.

Тепловой перепад, используемый на лопатках:

кДж/кг

Входная скорость в рабочую решётку первого венца:

Построение входного треугольника скоростей:

где - относительная скорость в рабочую решётку первого венца

Теоретическая относительная скорость на выходе из рабочей решётки:

Число Маха:

где для перегретого пара;

Давление за рабочей решёткой (по H-S диаграмме), мПа.

Удельный объём за рабочей решёткой (по H-S диаграмме), м/с.

Выходная площадь рабочей решётки по уравнению неразрывности:

мсм2 мм2

где -коэффициент расхода рабочей решётки, .

Высота рабочей лопатки (постоянной высоты):

где -величина перекрыши, мм;

Величина перекрыши, мм;

тип профиля рабочей решётки Р-23-14А, см.

Относительный шаг, .

Шаг решётки:

Число каналов:

Угол выхода пара из рабочей решётки:

Действительная относительная скорость выхода пара из рабочей решётки:

где - скоростной коэффициент,.

Абсолютная скорость пара на выходе, м/с.

Угол выхода потока в абсолютном движении (определяется из выходного треугольника скоростей),.

6.4 Относительный лопаточный КПД ступени

По потерям энергии в проточной части:

Потеря энергии в рабочих решётках:

кДж/кг

Потеря энергии с выходной скоростью:

кДж/кг

По проекциям скоростей:

Относительная потеря от парциального подвода пара:

где - относительная величина потерь от вентиляции;

Относительная величина потерь на конце дуг сопловых сегментов;

Степень парциальности:;

Доля окружности занятая кожухом.

Относительная величина потерь на трение:

Рис. 2. Треугольники скоростей 1-й ступени ЦВД

Рис. 3. Треугольники скоростей 11-й ступени ЦВД

Направляющий аппарат первой ступени:

На основании расчета треугольников скоростей производится выбор профилей лопаток для направляющего и рабочего аппарата. Для направляющего аппарата по выходному углу α1=14° выбирается дозвуковой профиль С-9015А.

Рис. 4. Профиль лопаток для направляющего и рабочего аппарата

1=0,150 м.

Для обеспечения α1=14° угол установки профиля αy=54°.

Хорда профиля:

Рабочая решетка первой ступени:

Для рабочей решетки по выходному углу β2=23° выбирается профиль Р-3525А.

Рис. 5. Профиль Р-3525А

Ширина рабочей решетки выбирается по прототипу: В2=0,0676 м.

Для обеспечения β2=23° угол установки профиля равен βy=71°.

Относительный шаг решетки t=0,62

Хорда профиля:

Направляющий аппарат 11 ступени:

Для направляющего аппарата по выходному углу α1=14° выбирается дозвуковой профиль С-9015А.

Рис. 6. Профиль лопаток для направляющего и рабочего аппарата

Ширина направляющего аппарата выбирается по прототипу: В1=0,142 м.

Для обеспечения α1=14° угол установки профиля αy=54°.

Относительный шаг решетки t=0,62

Хорда профиля:

7. Прочностное обоснование элементов

7.1 Расчет рабочей лопатки последней ступени отсека на изгиб и растяжение

При расчете на прочность пера рабочей лопатки должны быть учтены следующие силы:

1. Изгибающая от динамического воздействия потока.
2. Изгибающая от статической разности давлений при наличии реакции на ступени.
3. Растягивающая от действия центробежной силы собственной массы

Производится расчет растягивающих и изгибающих напряжений в наиболее напряженном - корневом сечении лопатки.

Напряжение растяжения в корневом сечении лопатки постоянного профиля определяется как:

где - плотность материала лопатки;

Угловая скорость вращения;

0,13 м - длина лопатки; Средний радиус лопатки:

где -периферийный радиус

Коэффициент разгрузки

Определим коэффициент запаса по пределу текучести. Для изготовления лопаток выбрана сталь 20Х13, для которой предел текучести при температуре равной =480 МПа. Таким образом, запас по прочности составляет:

Изгибающий момент в корневом сечении:

где- аэродинамическая нагрузка в окружном и осевом направлениях:

где - проекции абсолютных скоростей пара на соответствующие оси

Давление до и после рабочей решетки последней ступени

Удельный объем на выходе из последней ступени (ЦВД)

0,149 м3/кг;

Шаг рабочей решетки;

Максимальные изгибательные напряжения (растяжения) в корневом сечении кромки:

где- минимальный момент инерции сечения профиля:

где- хорда профиля;

Максимальная толщина профиля;

Максимальный прогиб средней линии профиля

7.2 Построение вибрационной диаграммы рабочей лопатки последней ступени

Частота собственных колебаний консольной лопатки постоянного сечения:

где - первая собственная частота;

Вторая собственная частота;

Длина лопатки, 0,13;

r - плотность материала,;

Характеристический коэффициент первой собственной частоты;

Характеристический коэффициент второй собственной частоты;

Модуль упругости материала;

Минимальный момент инерции сечения профиля,;

Площадь поперечного сечения, .

Динамическая частота вращения определяется формулой:

где - собственная частота лопатки с учетом вращения;

Статическая собственная частота (при неподвижном роторе);

Частота вращения ротора, ;

В - коэффициент, зависящий от геометрии лопатки (от веерности).

Рис. 7. Вибрационная диаграмма рабочей лопатки последней ступени

7.3 Определение критической частоты ротора

Расчет критической частоты вращения ротора:

где D = 916 мм;

L = 4,12 м;V = 2,71 м3;

r = 7,82×103 кг/м3.

G = V×r×g = 2,71×7,82×103 ×9,81 = 208169 Н.

Заключение

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.

Паровая турбина является двигателем, в которомпотенциальная энергия перегретого пара преобразуется в кинетическую энергию и, затем в механическую энергию вращения ротора.

В данном курсовом проекте произведен тепловой расчет турбины К-500-240.

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

Список литературы

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

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.

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

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.

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

ГОСТ 7.1-84. Библиографическое описание документа.

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

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

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

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

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.

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

Приложение

Тепловая схема турбины K-500-240:

Продольный разрез турбины К-500-240:

Турбина К-500-240-4 ЛМЗ конденсационная, одновальная, с 8 нерегулируемыми отборами пара, с промперегревом, номинальной мощностью 525 МВт, с частотой вращения 3000 об/мин. предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока ТВВ-500-2 УЗ "Электросила" с напряжением на клеммах 24 кВ.

Турбина рассчитана для работы на следующих основных параметрах:

давление острого пара перед стопорными клапанами ЦВД – 240 кгс/см²;

температура острого пара перед стопорными клапанами - ЦВД-560°С;

давление на выхлопе ЦВД при номинальной мощности 34,9 кгс/см², максимальное давление - 41,7 кгс/см²;

температура пара на выхлопе ЦВД при номинальной мощности - 289 о С;

давление пара перед стопорными клапанами ЦСД-32,4 кгс/см², максимальное давление - 36,6 кгс/см²;

температура пара перед стопорными клапанами ЦСД после промперегрева - 560°С;

расчетное давление в конденсаторе турбины 0,035 кгс/см² при температуре охлаждающей воды на входе в конденсатор 12 о С и расходе 73000 м 3 /ч.

Принципиальная тепловая схема турбины К – 500 – 240 представлена на рисунке 2.1.

Регенеративная система турбины предназначена для подогрева основного конденсата и питательной воды паром из отборов турбины. Система регенерации состоит из четырёх подогревателей низкого давления (два из них смешивающего типа), деаэратора и трёх подогревателей высокого давления. Слив дренажа из подогревателей высокого давления (ПВД) – каскадный (без использования дренажных насосов) в деаэратор; из подогревателей низкого давления (ПНД) – каскадно в ПНД – 2.

Пар с промежуточных уплотнений поступает в сальниковый холодильник (СХ), а из концевых уплотнений в подогреватель сальниковый (ПС), что способствует дополнительному подогреву основного конденсата. Для возмещения потерь конденсата в конденсатосборник идет подпитка химически очищенной воды из ХВО.

В данной схеме установлен питательный турбонасос (ПТН), приводом для которого служит турбина. Пар на турбопривод идет из третьего отбора турбины.

Турбина К–500–240 пяти цилиндровая (один цилиндр высокого давления, один среднего и три низкого давления).

2. Расчет принципиальной тепловой схемы паротурбинной установки

2.1 Исходные данные для расчета принципиальной тепловой схемы турбоустановки к-800-240

Электрическая мощность ;

Давление свежего пара, Р 0 =23,5 МПа;

Температура свежего пара, t 0 = 560°С;

Давление на выхлопе ЦВД, Р ЦВД =3,49 МПа;

Давление пара перед стопорными клапанами ЦСД после промежуточного перегрева Р ПП =3,24 МПа;

Температура пара перед стопорными клапанами ЦСД после промежуточного перегрева, t ПП =560°С;

Давление в конденсаторе турбины Р к =0,0034 МПа при температуре охлаждающей воды на входе в конденсатор 12 о С и расходе 73000 м 3 /ч.

Таблица 1. Значения КПД элементов тепловой схемы

Наименование	Значение
КПД регенеративных подогревателей высокого давления (ПВД)
КПД регенеративных подогревателей низкого давления (ПНД)
КПД питательного насоса
КПД деаэратора питательной воды
КПД генератора - электромеханический
КПД трубопроводов
Внутренние относительные КПД турбины по отсекам	; ; .

Рисунок 1. Принципиальная тепловая схема турбоустановки К-800-240

ВВЕДЕНИЕ

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.

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 24278-85 и ГОСТ 26948-86.

Таблица 1.1 - Номинальные значения основных параметров турбины

Показатель
1. Мощность, МВт
2. Начальные параметры пара:
давление, МПа
температура. °С
3. Параметры пара после промежуточного перегрева:
давление, МПа
температура. °С
4. Максимальный расход свежего пара, т/ч
5. Температура воды. °С
питательной
охлаждающей
6. Расход охлаждающей воды, т/ч
7. Давление пара в конденсаторе. кПа

Характеристики отборов турбины приведены в таблице 1.2.

Таблица 1.2 - Характеристика отборов турбины

Потребитель пара	Параметры пара в камере отбора	Количество отбираемого пара, т/ч
Давление, МПа	Температура. °С
Турбопривод
Деаэратор

* 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 °С 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 водо- и пароприемными устройствами. Водоприемные устройства рассчитаны на прием при пуске турбины 500 т/ч воды давлением 1,96 МПа при температуре до 200 °С 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 °С. 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

Наименование	Обозначение
в тепловой схеме	типоразмера
Конденсатор
Подогреватели низкого давления		ПН-700-29-7-Ш ПН-1000-29-7-П ПН-1000-29-7-Ш
Деаэратор
Подогреватели высокого давления		ПВ-2100-380-17
	ПВ-1900-380-44
	ПВ-2100-380-61
Подогреватели сетевой воды
Сальниковый подогреватель
Эжектирующий подогреватель
Маслоохладители
Конденсатный насос первого подъема
Конденсатный насос второго подъема
Сливные (дренажные) насосы
Питательные насосы