Содержание
1. Введение 3
2. Исходные данные 5
3. Приближенный расчет компрессора 6
4. Задание 2 16
5. Газодинамический расчет турбины 17
5.1 Предварительный расчет турбины 17
5.2 Расчет турбины по среднему диаметру 23
5.3 Определение КПД и мощности ступеней и турбины 26
6. Приближенный расчет диффузора 28
7. Определение газодинамических и геометрических параметров последней ступени 31
7.1 Расчет закрутки потока 31
7.2 Выбор и построение профилей лопаточного аппарата последней ступени 33
8. Заключение 36
9. Список литературы 38
10. Приложения 39
Содержание
Выдержка из текста
На Рис.2 представлен цикл газотурбинной установки в T-S диаграмме. Процесс 1-2 соответствует реальному процессу сжатия в компрессоре. Площадь под кривой процесса соответствует работе, затраченной на привод компрессора и она равна площади под кривой 3-4’, т.е. под кривой реального процесса расширения в компрессорной турбине. Площадь под кривой 4’-4, реального процесса расширения в силовой турбине, соответствует полезной работе ГТУ.
Выпускаемые в настоящее время газотурбинные электростанции (ГТЭС) мощностью 2-100 МВт способны давать тепло и электричество небольшим городам, районам, поселкам и промышленным предприятиям. Работать они могут как автономно, так и параллельно с другими источниками питания или централизованной энергосистемой.
Высокие значения КПД существующих ПГУ достигается в основном за счет повышения начальных температур газа перед газовыми турбинами (ГТУ) более 1300 и до 1500 °С с перспективой создания газовых турбин, работающих при начальных температурах газа, равных 1600 °С. При столь высоких температурах КПД ГТУ со-ставляет от 39 до 41 %, а высокий КПД ПГУ (от 58 до 61 %) определяется глубиной утилизации теплоты газов, покидающих газовую турбину, в паротурбинном цикле с начальной температурой пара на уровне от 540 до 560 °С [1].
Эксплуатационные показатели ГТУ на электростанциях находятся на том же уровне, что и традиционное энергетическое оборудование. Для них характерна готовность к работе в течение 90% календарного времени, 2 – 3 летний ремонтный цикл, безотказность пусков 95 – 97%.
В данной работе рассматривается проект энергоблока газотурбинной уста-новки мощностью 6,5 МВт для комплексного энергообеспечения объекта. Дан-ный объект находится в радиотехническом центре ЧФ РФ.
Газотурбинные установки (ГТУ) в наше время получают все более широкое применение в различных отраслях промышленности, благодаря ряду своих отличительных особенностей: простота тепловых и кинематических схем, сравнительная простота конструкции, невысокая масса, приходящееся на единицу мощности, относительная простота автоматизации управления направление развития энергетики также связано с газотурбинными энергетическими установками тепловых станций. При создании газовых турбин используют новые материалы, улучшают системы охлаждения их элементов, применяют конструктивные схемы с повышенными значениями давления воздуха после компрессоров, с его промежуточным охлаждением, промежуточным перегревом газов в газовых турбинах, используются регенеративные схемы и циклы с впрыском пара и воды в ГТУ
В связи с тем, что большинство агрегатов типа ГТ-750–6 почти выработали или уже выработали свой ресурс на магистральном газопроводе, в настоящее время остро стоит вопрос об обновлении парка ГПА, т.е. внедрения ГГПА нового поколения. Однако большой парк ГТ-750–6 не может быть обновлен быстрыми темпами по финансовым причинам, связанным с внедрением ГГПА нового поколения.
В данной работе был проведён расчёт циклов паросиловых установок, определены параметры ТЭС, работающей по циклам Ренкина, с регенерацией, с теплофикацией, с промышленным перегревом пара. В результате выполнения работы определены экономические показатели работы турбин. Определена годовая экономия топлива на электростанции за счёт применения регенеративного подогрева питательной воды, а также при переводе турбин на теплофикационный режим и за счёт применения промышленного перегрева пара.
9. Список литературы
1. Стационарные газотурбинные установки / Л.В. Арсеньев и др. — Л.: Машиностроение, 1989.
2. Газотурбинные установки. Справочное пособие / Под ред. Арсеньева Л.В., Тырышкина В.Г., — Л.: Машиностроение, 1978.
3. Арсеньев Л.В., Рассохин В.А., Оленников С.Ю., Раков Г.Л. Расчёт тепловой схемы ГТУ — Л.: ЛГТУ, 1992.
4. Радик С.В. Тепловой расчёт газотурбинной установки — Л.: ЛПИ, 1980.
5. Лапшин К.Л., Оленников С.Ю. Выбор параметров рабочего процесса газотурбинного двигателя с использованием ЭВМ — Л.: ЛПИ, 1988.
6. Подобуев Ю.С. Приближённый расчёт осевого компрессора — Л.: ЛПИ, 1980.
7. Лапшин К.Л. Математические модели проточных частей в проектировочных расчётах осевых тепловых турбин на ЭВМ — Л.: ЛПИ, 1989.
8. Лапшин К.Л., Забелин Н.А. Оптимизация проточной части осевой тепловой турбины в режиме диалога с ЭВМ — Л.: ЛПИ, 1990.
9. Паровые и газовые турбины: Учебник для ВУЗов / М.А. Трубилов, Г.В. Арсеньев, В.В. Фролов и др., Под редакцией А.Г. Костюка, В.В. Фролова.
список литературы