- •Турбины тепловых и атомных электростанций
- •Введение
- •1. Задачи, содержание и объем курсового проекта
- •1.1. Расчетно-пояснительная записка
- •1.2. Графическая часть
- •2. Предварительные расчеты
- •2.1. Определение экономической мощности и предварительная оценка расхода пара
- •2.2. Выбор типа регулирующей ступени и её теплоперепада
- •2.3. Построение процесса расширения турбины. Уточнение расхода пара
- •2.4. Определение предельной мощности турбины и числа выхлопов
- •2.5. Определение числа нерегулируемых ступеней турбины и их теплоперепадов
- •2.5.1. Предварительный расчет чвд
- •2.5.2. Предварительный расчет чсд
- •2.5.3. Предварительный расчет чнд
- •3. Детальный расчет проточной части
- •4. Расчет закрутки последней ступени
- •5. Расчеты на прочность
- •5.1. Определение осевого усилия на ротор
- •5.2. Расчет лопатки последней ступени
- •5.3. Расчет диафрагмы первой нерегулируемой ступени
- •5.4. Расчет диска последней ступени
- •5.5. Расчет подшипников
- •6. Индивидуальное задание
- •6.1. Организация нерегулируемого теплофикационного отбора
- •6.2. Перевод конденсационной турбины на ухудшенный вакуум
- •Заключение
- •Библиографический список
- •Порядок расчета одновенечной ступени
- •Порядок расчета двухвенечной ступени
- •Порядок расчета закрутки
- •Расчет закрутки
- •Порядок расчета осевого усилия на ротор в промежуточной ступени
- •Порядок расчета на прочность рабочей лопатки
- •Приложение VI порядок расчета диафрагмы
- •Порядок расчета диска произвольного профиля
- •Первый расчет
- •Второй расчет
- •Суммирование двух расчетов
- •Порядок расчетов при организации нерегулируемого теплофикационного отбора пара
- •Порядок расчетов при переводе конденсационной турбины на ухудшенный вакуум
- •1. Первый вариант перевода на ухудшенный вакуум
- •Теплофикационный режим (зима).
- •2. Второй вариант перевода на ухудшенный вакуум
- •Теплофикационный режим (зима) при удалении последних ступеней.
- •Конденсационный режим с расчетным вакуумом (лето) после удаления последних ступеней.
- •Геометрические характеристики профилей мэи
- •Химический состав, механические и физические характеристики материалов, применяемых для изготовления деталей турбин и компрессоров
- •Оглавление
1.2. Графическая часть
Графическая часть проекта (ГЧ) выполняется в соответствии с [8]. Объем ГЧ – 2–3 листа форматов A1 (594×841) или А0 (841×1189). Допус-кается применение дополнительных форматов.
На первом листе вычерчивается продольный разрез турбины или цилиндра в масштабе 1:5. Верхняя часть турбины показывается в разрезе, а нижняя – только снаружи. Изображается регулирующий клапан, перед-ний стул, подшипники, муфта, диафрагмы, обоймы, хвостовики рабочих лопаток, бандажи с уплотнениями, разгрузочные отверстия дисков, фланцы, шпильки, шпонки, патрубки отборов, валоповоротное устройство. Указываются габаритные размеры турбины, диаметры и высоты регули-рующей, первой и последней ступеней, расстояние между осями подшип-ников, диаметры шеек вала и диафрагменных уплотнений. Общее конструктивное оформление турбины и узлов, не разрабатываемых при проектировании, разрешается принимать по аналогии с заданным прототипом или подобными конструкциями [1, 2, 3, 4, 5]. В ЧНД следует предусматривать влагоудаление и эрозионную защиту ступеней в области влажного пара. На полях листа детально вычерчивается проточная часть одной из рассчитанных ступеней в масштабе 2:1.
На втором и третьем листе вычерчиваются детали, рассчитанные на прочность: например, диафрагма первой ступени, рабочая лопатка последней ступени, диск, муфта или др. Каждая деталь показывается в двух проекциях, масштаб 1:2. Диафрагма показывается по половине или четверти окружности. По заданию преподавателя может также вычерчи-ваться поперечный разрез турбины по паровпуску (по половине или четверти окружности), подшипник, ротор, клапан и др.) [1, 2, 3, 4, 5].
2. Предварительные расчеты
Исходные данные к расчету:
1) номинальная электрическая мощность Nн, МВт;
2) параметры перед стопорным клапаном: давление Р0, бар; темпе-ратура t0, °С;
3) конечное давление пара Рк, бар.
Частота вращения для всех вариантов n = 3000 об/мин (50 1/с). Дополнительно в задании указывается прототип проектируемой турбины, детали, рассчитываемые на прочность, а также формулируется индиви-дуальное задание.
2.1. Определение экономической мощности и предварительная оценка расхода пара
Проточная часть проектируется на экономическую мощность, кото-рая соответствует максимальной экономичности турбины. Экономическая мощность определяется в зависимости от назначения турбины. Для турбин малой и средней мощности, а также турбин с противодавлением:
Nэк = (0,7–0,8) Nн.
Для базовых турбин большой мощности и турбин АЭС:
Nэк = (0,9–1,0) Nн.
Располагаемый теплоперепад всей турбины Н0, кДж/кг, определяется по заданным параметрам Р0, t0 и Рk от точки А0 до Акt (рис. 2). Давление перед соплами регулирующей ступени с учетом потерь в стопорном и регулирующих клапанах, бар:
Р0 (0,95–0,97).
Давление за последней ступенью с учетом потерь в выхлопном патрубке, бар:
,
где Свп – скорость потока в выхлопном патрубке; для конденсационных турбин Свп = 100–120 м/с; для турбин с противодавлением и ЦВД Свп = 50–80 м/с; λ = 0,08–0,10.
Точка характеризует состояние пара после клапанов перед соплами регулирующей ступени. Отрезок определяет распола-гаемый теплоперепад проточной части Н0', кДж/кг (рис. 2).
Расход пара на турбину или цилиндр в первом приближении, кг/с:
.
Здесь относительный электрический КПД ηоэ в первом приближении принимается в зависимости от номинальной мощности турбины по табл. 1;
Nэк – экономическая мощность, кВт.
Рис. 2. Процесс расширения турбины
Таблица 1
КПД |
Номинальная мощность турбины Nн, МВт |
||||||
12 |
25 |
50 |
100 |
150 |
200 |
300 и выше |
|
Относительный электрический КПД, ηоэ = ηоi ∙ ηм ∙ ηг |
0,78–0,81 |
0,79–0,83 |
0,81–0,84 |
0,83–0,84 |
0,84–0,86 |
0,84–0,86 |
0,84–0,86 |
Механический КПД, ηм |
0,97–0,99 |
0,98–0,99 |
0,98–0,99 |
0,99 |
0,99 |
0,99 |
0,99 |
КПД электрического генератора, ηг |
0,96–0,97 |
0,96–0,97 |
0,97–0,98 |
0,98–0,99 |
0,99 |
0,99 |
0,99 |