Определение основных размеров ступени турбины.

⇐ ПредыдущаяСтр 14 из 18Следующая ⇒

Прежде чем приступить к детальному расчету каждой ступени турбины, производят разбивку общего теплоперепада турбины по ступеням. Для этой цели вначале оценивают размеры первой нерегулируемой и последней ступеней турбины.

Основные размеры рабочей решетки последней ступени — средний диаметр d ₂ . И высоту рабочих лопаток /₂, зависящие главным образом от объемного расхода пара, — определяют по уравнению неразрывности (5.4), записанному для выходного сечения рабочих лопаток, перпендикулярного оси ротора:

где угол выхода потока из рабочей лопатки α₂ можно приближенно принимать 90^е; удельный объем пара v_Kберут из предварительно построенного процесса в h - s-диаграмме по состоянию пара на выходе из последней ступени турбины. Скорость выхода пара с₂ из последней ступени оценивают технико-экономическим расчетом. Потери энергии с выходной скоростью из последней ступени конденсационной турбины обычно принимают в пределах с₂²/2 = 20 ... 40 кДж/кг. Оценив по приведенной формуле значение Ω, сравнивают его с предельным значением для выполняемых в настоящее время последних ступеней. Если Ω существенно превышает предельное значение то приходится выполнять турбину с несколькими параллельными потоками пара в ЦНД.

Средний диаметр последней ступени турбины можно определить по формуле:

где i — число потоков в ЦНД; θ принимают равным 2,5—3,0 для турбин большой мощности с предельно напряженной лопаткой последней ступени и 3,5—7,0 для однопоточных турбин небольшой мощности.

Ориентировочную высоту рабочей лопатки находят после определения среднего диаметра:

Определение размеров первой нерегулируемой ступени можно проводить так же, как и для последней ступени, на основе уравнения неразрывности:

Задача по определению числа ступеней турбины и распределению тсплоперепадов по ним не имеет однозначного решения. Поэтому, например, у турбины, использующей дорогое топливо или работающей в базовом режиме нагрузки, проточную часть целесообразно выполнять с большим числом ступеней.

По значению выбранного среднего диаметра ступени и отношению скоростей можно определить располагаемый теплоперепад ступени.

для n=50c^-1

Тепловые схемы АЭС. Процесс расширения в турбине насыщенного пара (сепарация, пароперегрев).

Электростанция, в которой ядерная энергия преобразуется в электрическую, называется атомной (АЭС). АЭС использует теплоту, которая выделяется в ядерном реакторе в результате ценной реакции деления ядер некоторых тяжелых элементов (в основном урана-233, урана-235 и др.).

Технологическое оборудование АЭС подразделяется на реакторную, парогенерирующую, паротурбинную, конденсационную установки. Взаимосвязь между этими установками образует тепловую схему АЭС.

Принципиальные тепловые схемы АЭС. В общем случае б схеме электростанции используются теплоноситель и рабочее тело. Рабочее тело — газообразное вещество, которое применяют в машинах для преобразования тепловой энергии в механическую. Для АЭС рабочим телом является водяной нар сравнительно низких параметров, насыщенный или слегка перегретый. Теплоноситель — движущаяся жидкая или газообразная среда, используемая для осуществления процесса отвода теплоты, выделяющейся в реакторе. В схемах АЭС теплоносителем является обычная или тяжелая вода, а иногда органические жидкости и инертный газ.

Основная классификация АЭС производится в зависимости от числа контуров теплоносителя и рабочего тела. Различают одноконтурные, двухконтурные, не полностью двухконтурные и трехконтурные АЭС.

Промежуточная сепарации и перегрев пара.

В процессе расширения пара в турбине насыщенного пара (линия 1—2—3), если не принимать никаких мер по удалению влаги, влажность в последних ступенях настолько велика, что η₀_i- оказывается существенно ниже, чем при работе с перегретым паром, а эрозия лопаток при этом становится недопустимо большой. Считается, что влажность у_к = 10 % допустима при окружных

скоростях напериферии лопаток u_пер< 520 м/с, а у_к = 16 % — при u_пер< 400 м/с.

В турбинах АЭС для снижения конечной влажности применяют промежуточную сепарацию влаги из пара (линия 2—4), промежуточный перегрев пара либо сепарацию с последующим перегревом отсепарированного пара (линия 2—4—б). Промежуточная сепарация влаги разделяется на внешнюю [когда удаление влаги происходит в сепараторах, установленных вне турбины] и внутриканальную в проточной части турбины.

Внешняя сепарация может повысить сухость пара до х = 0,99 ... 0,995 и одновременно уменьшить влажность в последующих ступенях турбины, что даст выигрыш в КПД установки и повышает эрозионную надежность работы последних ступеней турбины.

На большинстве АЭС одновременно с внешней сепарацией применяется еще и промежуточный перегрев. Для промежуточного перегрева обычно используется пар, отбираемый из ЦВД, или свежий пар, чем и определяется максимальная температура перегрева (на 15—40 °С ниже t₀).

Перегрев свежим паром (рис. 1.34,6) снижает термический КПД цикла. Положительное влияние такого пароперегрева сказывается только на существенном снижении потерь от влажности в последующих ступенях, повышении внутреннего относительного КПД и надежности турбины. Паровой перегрев используют в том случае, когда путем сепарации нельзя достигнуть допустимого уровня влажности пара в конце расширения.

В некоторых случаях бывает выгодно применять двухступенчатый перегрев: сначала паром из отбора, а затем свежим, причем оптимальное повышение энтальпий пара приблизительно одинаково в каждой ступени.

Дата добавления: 2019-07-15; просмотров: 430; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 9 10 11 12 131415 16 17 18 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!