Характеристики турбин: Основные характеристики газовой турбины и газового двигателя

Содержание

Характеристики турбокомпрессоров | CentrTurbin

Характеристики турбокомпрессоров напрямую влияют на его работу. Приобретая эту запчасть, обратите внимание на расход воздуха через компрессор, степень повышения давления, температура газа перед турбиной, минимальное и максимальное давление масла, диапазон оборотов ротора, температура масла, вес. Детальные характеристики турбокомпрессоров вы найдете на нашем сайте в описании под каждой деталью. Самый большой выбор, гарантия качества и цены от производителя ждут вас!

Перед покупкой, в первую очередь, необходимо точно знать, что такое компрессор. Это специальное устройство для подачи газа или воздуха под давлением. Особенно часто оно используется при создании гоночных авто. Но многие автолюбители устанавливают его для оптимизации работы двигателя. Компрессор увеличивает мощность и производительность при том же расходе топлива, как и при обычной езде. Он использует воздух, который обычно выбрасывается вместе с выхлопными газами, для увеличения мощности. Компрессоры на турбинах эффективней, чем механические. Это и есть принцип работы компрессора в автомобиле. Но это требует глубокой переделки двигателя в машине.

Турбокомпрессор устройство сконструировано по такому принципу, что чем больше воздуха будет выходить под давлением, тем мощнее будет взрыв. Вместе с этим будет выше скорость езды. Компрессор позволяет впускать большое количество воздуха на входе двигателя, что создает повышенное давление. Проникаемость воздуха при этом увеличивается почти в половину. Разжиженный воздух под давлением попадает в камеру сгорания, где объединяется с горючим. От этого и получается мощный заряд. После этого смесь выпускается в ротор, а скорость вращения двигателя составляет 50-60 тысяч оборотов за минуту.

Турбокомпрессор, фото которого размещены в каталогах, вы можете купить по цене от производителя на нашем сайте. Приобретая детали в нашей компании, вы можете быть уверены в качестве и долговечности их работы.

Турбины.

Паровые турбины

Одним из важнейших этапов в проектировании объектов промышленности является детальный расчет оборудования. Данный процесс отличается высокой трудоемкостью и требует проведения значительного количества вычислений. Также для проведения правильного расчета необходимо использовать справочные данные и данные, которые были получены опытным путем при проведении экспериментов. В ходе расчета выясняются и уточняются все параметры, необходимые для осуществления технологического процесса.

Задача расчета состоит в правильном определении оптимального варианта турбинного агрегата, который соответствует технологическим параметрам процесса и обладает наибольшей экономичностью. Расчет турбины ведется на основании заданных условий пара на входе и выходе из нее.

При расчете турбин наиболее важную позицию занимает тепловой расчет, в ходе которого определяются такие параметры как: общий теплоперепад, расход пара, КПД, мощность установки и т. д. Тепловой расчет начинают с построения процесса расширения пара на I-S диаграмме (диаграмма состояния воды и водяного пара) для определения начальных и конечных параметров процесса. С помощью полученных графическим методом данных производят вычисление эффективности, экономичности и конструктивных показателей турбины.

Для понимания принципов расчета паровых турбин ниже будут приведены основные расчетные зависимости для наиболее простого варианта турбины – одноступенчатой активного действия. В турбине данного типа пар единожды будет подвержен адиабатическому расширению. Зная теплосодержание (энтальпию) пара на входе в турбину и теплосодержание пара после прохождения сопел, найдем общий теплоперепад:

Hоб = i0 — iр

где:

Hоб – общий теплоперепад, кДж/кг
i0 – энтальпия пара на входе в турбину, кДж/кг
iр – энтальпия пара посте адиабатического расширения в соплах, кДж/кг

Далее, если известен расход этого пара, то становится возможным нахождение мощности турбины. Однако важно отметить, что это полная мощность, в которой не учитываются потери:

Nт = (G·Hоб)/3600

где:

Nт – общая мощность турбины, кВт
Hоб – общий теплоперепад, кДж/кг
G – расход пара, кг/час

Поскольку процесс совершения работы на лопатках совершается не в полном объеме, как и не происходит полной передачи энергии к вращающемуся валу, то эффективная мощность турбины оказывается меньше её полного значения:

Nэф = (G·Hоб)/3600·ηот

где:

Nэф – эффективная мощность турбины, кВт
Hоб – общий теплоперепад, кДж/кг
G – расход пара, кг/час
ηот – относительный эффективный КПД турбины

Если паровая турбина используется для выработки электрической энергии, то вводится характеристика – электрическая мощность, отражающая количество работы, идущей непосредственно на выработку электроэнергии. Она связана с эффективной мощностью через следующее уравнение:

Nэл = Nэф·ηэг·ηр

Где:

Nэл – электрическая мощность на клеммах генератора, кВт
Nэф – эффективная мощность турбины, кВт
ηэг –КПД электрогенератора
ηр –КПД понижающего редуктора (ηрберется равным 1 если вал турбины напрямую соединен с валом генератора)

Если из уравнения для эффективной мощности турбины Nэф выразить переменную расхода пара G, то получится расчетная формула для рассмотренной величины. С помощью данной формулы можно оценивать необходимый расчет пара для обеспечения выработки предварительно заданной мощности.

G = (Nэф·3600)/(ηт·Hоб)

Если проделать операцию, аналогичную описанной выше, то получится уравнение, с помощью которого становится возможной оценка необходимого количества пара уже для создания предварительно заданной мощности на клеммах электрогенератора:

G = (Nэф

·3600)/(Hоб·ηот·ηэг·ηр)

Важным параметром в турбине является угол наклона лопатки к плоскости вращения диска, несущего эти лопатки. Эта величина находится в зависимости от окружной скорости лопаток и скорости потока пара, падающего на лопатки, и выражается следующим уравнением:

u/c = cos(⁡α)/2

где:

u – окружная скорость лопаток, м/с
c – скорость потока пара, м/с
α – угол наклона лопаток а оси несущего их диска

Максимальное использование энергии пара было бы при угле α=0, но добиться такого значения практически невозможно, поэтому данный параметр обычно берут из промежутка от 12 до 220, что соответствует значениям скоростей u/c из промежутка от 0,465 до 0,49.

В одноступенчатой турбине скорость потока пара, падающего на лопатки, совпадает со скоростью истечения пара из входных сопел, которая может быть рассчитана по формуле:

Сис = 44,75·φ·√[(H0 + (с²вх)/2003)]

где:

Cис – скорость истечения пара из сопла, м/с
φ – скоростной коэффициент, учитывающий потери (берется из промежутка от 0,93 до 0,98 в зависимости от степени обработки сопел)
H0 – адиабатический теплоперепад на сопле, кДж/кг
Свх – скорость входа пара в сопло, м/с

Зная окружную скорость лопаток, можно определить число оборотов ротора турбины:

n = (60·u) / (π·d)

где:

n – скорость вращения ротора, об/мин
u – окружная скорость лопаток, м/с
d – средний диаметр венца лопаток, м

Для наглядности приведем решения несложных задач:

Задача 1

Одноступенчатая турбина активного действия соединена с электрогенератором через понижающий редуктор. В турбину продается пар с температурой t0=280°C под давлением P0=1,6 МПа. Противодавление турбины составляет Pпр=0,12 МПа. Электрогенератор развивает на клеммах мощность Nэ=90 кВт. Необходимо рассчитать требуемый расход пара. КПД турбины принять равным ηт=0,7, КПД редуктора — ηр=0,95, КПД генератора — ηг=0,94.

Решение:

Воспользуемся диаграммой состояния воды и водяного пара и определим энтальпию пара на входе в турбину. Энтальпия пара при t0=280°C0 и P0=1,6 МПа приблизительно равна:

i0 = 2990 кДж/кг

Поскольку пар подвергается адиабатическому расширению только в сопле, а на лопатках активной турбины изменения давления не происходит, то противодавление турбины можно принять равным давлению пара после прохождения сопел. Исходя из этого, вновь воспользуемся диаграммой состояния воды и водяного пара и определим его теплосодержание после адиабатического расширения:

i1 = 2420 кДж/кг

Далее мы можем найти общий теплоперепад на турбине:

H0 = i0 — i1 = 2990 — 2420 = 570 кДж/кг

Теперь можно воспользоваться формулой связи расхода пара и мощности на клеммах электрогенератора и найти искомую величину:

G = (Nэ·3600) / (H0·ηт·ηр·ηг) = (90·3600) / (570·0,7·0,95·0,94) = 909,33 кг/час

Также можно определить удельный расход пара на выработку одного кВт мощности:

Gу = G / N

э = 909,33 / 90 = 10,1 кг/(кВт·час)

Задача 2

Основываясь на данных предыдущей задачи, определить скорость вращения вала турбины и необходимое передаточное отношение редуктора, связывающего турбину и двухполюсной электрогенератор. Средний диаметр венца лопаток составляет d=0,7 м. Угол наклона сопла α=200. Скоростной коэффициент принять равным φ=0,96.

Решение:

Определим оптимальное соотношение окружной скорости лопаток и скорости потока пара по формуле:

u/c = cos(⁡α)/2 = cos(⁡20)/2 = 0,47

Перед тем как найти окружную скорость лопаток, необходимо рассчитать действительную скорость пара на выходе из сопел. Для этого воспользуемся формулой (входной скоростью пара на сопла пренебрегаем и полагаем ее равной 0), взяв из прошлой задачи значение H0=570 кДж/кг:

с = 44,75·φ·√(H0) = 44,75·0,96·√570 = 1025,66 м/сек

Теперь, используя полученное значение скорости потока пара, определим окружную скорость лопаток турбины:

u = [(cos⁡(α))/2]*c = 0,47*1025,66 = 482,06 м/сек

Далее становится возможным определение числа оборотов вала турбины:

n = (60*u)/(π*d) = (60*482,06)/(3,14*0,7) = 13159 об/мин

В нашем случае электрогенератор двухполюсной, поэтому его число оборотов ротора должно равняться 3000 в минуту. Исходя из этого, найдем необходимое передаточное число редуктора:

i = 3000/13159 ≈ 1/4,4

Далее рассмотрим тепловой расчет простого турбинного агрегата (вычисление основных параметров) путем решения несложных задач.

Задача 1.

На турбину подается пар с давлением P0 = 4 МПа и температурой T

0 = 380 °C. После прохождения турбины пар расширяется и его давление снижается до P1 = 0,7 МПа. Необходимо определить общий теплоперепад турбины Hоб.

Решение:

Для решения данной задачи воспользуемся диаграммой состояния воды и водяного пара (I-S диаграммой). Отметив на диаграмме точки с начальными и конечными значениями пара, мы определим энтальпии пара i0 и i1 , которые соответствуют следующим показателям:

i0 = 3185 кДж/кг
i1 = 2835 кДж/кг

Зная значения энтальпии, определим общий теплоперепад в турбине следующим образом:

Hоб = i0-i1 = 3185-2835 = 350 кДж/кг

Задача 2.

Необходимо установить мощность Nэ одноступенчатой конденсационной турбины, рассчитанной на следующие параметры свежего пара: расход G = 1675 кг/час, давление P0 = 1,5 МПа, температура T0 = 210 °C, давление в конденсаторе Pk = 0,3 МПа. КПД  турбины ŋоt = 0,8.

Решение:

Первоначально построим процесс расширения пара на диаграмме I-S и определим общий теплоперепад на турбине.

Hоб = i0-ik = 2823-2196 = 627 кДж/кг

Затем найдем мощность турбины, преобразовав формулу для нахождения расхода пара:

Nэ = (G·Hоб)/(3600·ŋоt) = (1675·627)/(3600·0,8) = 365 кВт.

Задача 3.

Необходимо определить относительный эффективный КПД (ŋоt) и расход пара турбины, зная следующие параметры ее работы: давление и температура на входе P0 = 8 МПа, T0 = 450 °C; конечное давление пара Pk = 1,6 МПа. Мощность турбины принять Nэ = 2200 кВт. Механический КПД турбины принять равным ŋм = 0,98, а относительный внутренний КПД ŋвн = 0,8.

Решение:

Обратившись к диаграмме состояния воды и водяного пара, мы сможем построить процесс расширения пара в турбине и определить параметры на входе и выходе из нее. Значения энтальпии пара на входе и выходе равны соответственно:

i0 = 3275 кДж/кг
ik = 2859 кДж/кг

Искомую величину КПД можно определить согласно следующему соотношению:

ŋоt = ŋт·ŋвн·ŋм = 0,86·0,8·0,98 = 0,67

Где:

ŋт – теоретический КПД, определяемый следующим образом:

ŋт = (i0-ik)/(i0-i’k) = (3275-2859)/(3275-2791,7) = 0,86·100 = 86 %

где:
i’k – энтальпия пара при давлении Pk =1,6 МПа (определяется по таблице), кДж/кг.

Для расчета расхода пара необходимо найти общий теплоперепад на турбине:

Hоб = i0-i1 = 3275-2859 = 416 кДж/кг

Теперь найдем расход пара на турбине, используя формулу:

G = Nэ/(Hоб·ŋоt) = 2200/(416·0,67) = 7,9 кг/с

Задача 4.

Для получения одновременно тепловой и электрической энергии на теплоэлектростанции эксплуатируются два типа паровых турбин: с противодавлением и конденсационная, общей производимой  электрической мощностью Nэ = 7500 кВт. На турбины подается пар с давлением P0 = 4,5 МПа и температурой Т0 = 400 °C. Расход пара на турбину с противодавлением составляет Gп = 8,3 кг/с, а давление на выходе из турбины Pп = 0,16 МПа. На выходе из конденсационной турбины значение давления пара имеет следующее значение Pk = 0,07 МПа. Необходимо определить мощность каждой турбины и расход пара на конденсационной турбине. Относительный эффективный КПД турбины принять ŋоt = 0,75.

Решение:

По диаграмме состояния воды и водяного пара найдем общий теплоперепад на каждой из турбин, аналогично приведенным выше задачам.

Hобп = i0-iп = 3210-2512 = 698 кДж/кг

Hоб к = i0-iк = 3210-2388 = 822 кДж/кг

Определим электрическую мощность турбины с противодавлением, выразив ее из формулы расхода пара:

Nэп = Gп·Hоб·ŋоt = 8,3·698·0,75 = 4345 кВт.

Теперь вычислим мощность конденсационной паровой турбины вычтя из общей электрической мощности электрическую мощность турбины с противодавлением:

Nэк = Nэоб-Nэп = 7500-4345= 3155 кВт

Также определим расход пара на конденсационной турбине:

Gк = Nэк/(Hобк·ŋоt) = 3155/(822·0,75) = 5,12 кг/с.

Задача 5.

Известно, что отдельная ступень турбины имеет относительный КПД ηoi = 0.85, а теплоперепад на ней составляет H0ст =100 кДж/кг. Нужно определить необходимое количество таких ступеней для турбины, работающей в области перегретого пара, общий теплоперепад которой составляет H0=1000 кДж/кг. Принять, что все ступени идентичны и обладают идентичными параметрами.

Решение:

Проведем ориентировочный расчет коэффициента возврата теплоты qt. Учитывая, что число ступеней нас не известно, предварительно примем их число z равное 10:

qt = kt · (1-ηoi) · H0 · [(z-1)/z]

Где kt –расчетный коэффициент, для турбины, работающей на перегретом пару, равный 5,8·10-4. После преобразований получим:

qt = 5,8 · 10-4 · (1-0,85) · 1000 · [(10-1)/10] = 0,0783

Теперь, зная предварительное значение коэффициента возврата теплоты, можно определить уточненное значение числа ступеней по формуле:

z = [H0 · (1+qt)] / H0ср = [1000·(1+0,0783)] / 100 = 10,783

Полученное значение z округляем в большую сторону и получаем искомую величину z равную 11.

Задача 6.

Диафрагма промежуточной ступени турбины оснащена лабиринтным уплотнением со следующими характеристиками: диаметр уплотнения dу=0,2 м, зазор уплотнения составляет δу=0,4 мм, а количество гребней Z=7. Пар перед ступенью имеет температуру Т1=400°C и давление P1=1,6 МПа, которое после ступени падает до P2=1,4 МПа. Необходимо рассчитать величину потерь G через уплотнение, при этом коэффициент расхода μу принять равным 0,91.

Решение:

Достаточно больше число гребешков z=7 позволяет использовать упрощенную формулу расчета величины потерь:

G = μy · Fy · √(1-ϵy²)/z · √p1/v1

Где:
Fу – площадь зазора уплотнения, м2
εу – отношение давлений по разные стороны от уплотнения p2/p1 = 1,4/1,6 = 0,875;
v1 – удельный объем, м3/кг.

Площадь зазора уплотнения можно определить исходя из имеющихся геометрических параметров уплотнения, указанных в условии задачи, по формуле:

Fy = π · dy · δy = 3,14·0,2·0,4· 10-3 = 0,2512·10-3 [м²]

Величину удельного объема можно определить по i-s диаграмме, и для P1=1,6 МПа и T1=400°C удельный объем составит v1=0,19 м3/кг.

Рассчитаем искомую величину потерь:

G = 0,91 · 0,2512· 10-3 · √(1-0,875²)/7 · √(1,6·106)/0,19 = 0,121 кг/с

Задача 7.

Дана турбина, номинальному режиму работы которой соответствуют следующие параметры: температура на входе Tн0=800 °C, давление на входе Pн0=1 МПа, расход пара G0=200 кг/сек, а давление пара на выходе Pк0=0,1 МПа. Вследствие реорганизации производства были изменены рабочие параметры турбины, так расход увеличился до G1=210 кг/сек. , а температура упала до Тн1=750°C. Какое давление пара на входе Pн1 необходимо обеспечить при изменившихся условиях, чтобы обеспечить неизменное давление пара выходе, то есть Pк1=Pк0.

Решение:

Искомую величину можно определить, воспользовавшись следующим соотношением:

G1/G0 = √(Pн1²-Pк1²)/(Pн0²-Pк0²) · √Tн0/Tн1

Выразим из данного выражения давление на входе  Pн1 и рассчитаем его:

Pн1 = √(G1/G0)² · (Pн0²-Pк0²) · Tн1/Tн0 + Pк1² = √(210/200)²·(1²-0,1²) · (750+273)/(800+273) + 0,1² = 1,025 МПа

Сергей Чемезов рассказал о преимуществах «большой» российской турбины

Совсем скоро в России будет запущено серийное производство газотурбинных двигателей большой мощности ГТД-110М. Проект реализует Госкорпорация Ростех совместно с корпорациями «Роснано» и «Интер РАО». О преимуществах первой отечественной турбины большой мощности рассказал в эфире телеканала «Россия 24» генеральный директор Госкорпорации Ростех Сергей Чемезов.

На смену импорту

В настоящее время в России реализуется масштабная программа модернизации тепловых электростанций. До 2031 года планируется обновить более 40 ГВт энергомощностей – это примерно четверть всей тепловой генерации в Единой энергетической системы России. При этом программа изначально предполагает использование преимущественно российского оборудования.

Основное оборудование на теплоэлектростанциях – газовые турбины большой мощности, от 110 МВт и выше. К сожалению, в России они серийно не производятся – такое оборудование приходилось закупать либо за рубежом, либо производить по иностранным технологиям. Как известно, санкционная политика повлияла на поставки энергетических турбин из-за рубежа.  

Проект ГТД-110М стал результатом совместной работы сразу трех крупнейших российских корпораций: «Роснано» выступило в роли инвестора, испытания проводили на площадке «Интер РАО» в Ивановской области, Ростех отвечает за полный цикл производства турбины. В феврале этого года в составе Объединенной двигателестроительной корпорации была создана компания «ОДК – Турбины большой мощности» для запуска серийного производства новой турбины. Эта компания будет осуществлять поставку ГТД-110М заказчику, а также ремонтно-сервисное обслуживание турбины на протяжении всего жизненного цикла ее эксплуатации.

Легче и мощнее

ГТД-110М не имеет отечественных аналогов в классе мощности 90-130 МВт, и по своим характеристикам не уступает газотурбинным двигателям импортного производства, таких как известных производителей, как Siemens, General Electric и др. Кстати, стоимость ГТД-110М будет заметно ниже зарубежных образцов.

«Наша турбина нисколько не уступает импортным. Допустим, КПД у нашей турбины 36%, даже чуть, наверное, побольше. У американцев – 33-34%, у немцев – 36,5% – практически так же, как у нас. Но по своим весовым, габаритным показателям она почти в полтора-два раза меньше. Это гораздо удобнее для транспортировки и гораздо удобнее для модернизации существующих станций», – прокомментировал «России 24» Сергей Чемезов.

Наша турбина нисколько не уступает импортным. Но по своим весовым, габаритным показателям она почти в полтора-два раза меньше.

Сергей Чемезов, генеральный директор Госкорпорации Ростех

В числе других преимуществ новой отечественной турбины – высокое качество вырабатываемой энергии, высокие показатели топливной эффективности, снижение себестоимости выработки электрической и тепловой энергии, а также возможность работы на различных видах топлива (газообразном или жидком).

ГТД-110М может применяться как при строительстве новых, так и при модернизации имеющихся объектов генерации, для выработки электрической и тепловой энергии в составе парогазовых установок мощностью 170, 325 и 495 МВт. Также ГТД-110М может использоваться как на объектах большой энергетики, так и в качестве привода на компрессорных станциях для подачи природного газа на заводы СПГ, что расширяет возможности ее применения.

Ближайшие перспективы

Свои высокие характеристики новая турбина уже подтвердила на деле – были проведены все виды испытаний и опытно-промышленная эксплуатация на Ивановских ПГУ, где наработка турбины составила более 5700 эквивалентных часов.

Следующий этап – начало серийного производства. Плановая мощность производства, которое организовано на базе «ОДК-Сатурна», предполагает две турбины ГТД-110М ежегодно. При этом в случае необходимости эта цифра будет удвоена

Основной рынок сбыта – внутренний, где проходит широкомасштабная программа модернизации действующих объектов генерации. Начались обсуждения по договорам на производство – первую турбину заказчики смогут получить в 2022 году. Однако рассматриваются и экспортные перспективы. Вопросы поставок отечественной турбины за рубеж уже прорабатываются с участием потенциальных заказчиков. 

Линеаризованная расходная характеристика паровой турбины. Часть 1. Основные вопросы | Блог

Предисловие

Моделирование паровых турбин — повседневная задача сотен людей в нашей стране. Вместо слова модель принято говорить расходная характеристика. Расходные характеристики паровых турбин используют при решении таких задач, как вычисление удельного расхода условного топлива на электроэнергию и тепло, производимые ТЭЦ; оптимизация работы ТЭЦ; планирование и ведение режимов ТЭЦ.

Мною разработана новая расходная характеристика паровой турбины — линеаризованная расходная характеристика паровой турбины. Разработанная расходная характеристика удобна и эффективна в решении указанных задач. Однако на текущий момент она описана лишь в двух научных работах:

  1. Оптимизация работы ТЭЦ в условиях оптового рынка электроэнергии и мощности России;
  2. Вычислительные методы определения удельных расходов условного топлива ТЭЦ на отпущенную электрическую и тепловую энергию в режиме комбинированной выработки.

И сейчас в своем блоге мне бы хотелось:

Что такое расходная характеристика паровой турбины?

Принципиальная схема работы паровой турбины представлена на рис. 1.

Рис. 1. Принципиальная схема работы паровой турбины

Турбина потребляет пар высокого давления Q0 и вырабатывает три продукта:

  • электроэнергия N,
  • пар среднего давления (промышленный пар) Qп,
  • пар низкого давления, необходимый для нагрева сетевой воды (теплофикационный пар) Qт.

Расходная характеристика паровой турбины связывает между собой величины Q0, N, Qп, Qт. В общем виде расходную характеристику можно записать в виде некоторой функции:

(1)

Расходная характеристика паровой турбины позволяет вычислить расход пара высокого давления Q0 при известной нагрузке N, Qп, Qт. Другие задачи, такие как оптимизация работы ТЭЦ, вычисление удельных расходов условного топлива, являются задачами более высокого уровня. Решение этих задач включает в себя решение задачи вычисления значения Q0.

Расходные характеристики турбин принято задавать в единицах мощности (по совету Синьков В.М., Оптимизация режимов энергетических систем), обычно используют МВт.

Какие расходные характеристики бывают?

Основной вид расходной характеристики паровой турбины в России регламентирован документом РД 34.09.155-93 Методические указания по составлению и содержанию энергетических характеристик оборудования тепловых электростанций. Согласно РД расходная характеристика паровой турбины представляет собою десятки номограмм следующего вида.

Рис. 2. Удельный расход qт брутто на выработку электроэнергии

Решение задачи вычисления расхода пара высокого давления Q0 при известных значениях нагрузки N, Qп, Qт осуществляется по алгоритму:

  • найти нужную номограмму из множества,
  • на глаз определить величину qт брутто,
  • посчитать расход Q0 по формуле

(2)

Все было бы неплохо, если бы формула (2) соответствовала законам физики. Ан нет! Указанная выше формула противоречит Второму закону термодинамики (см. подробнее Проблемы оценки экономичности работы турбины).

Что такое линеаризованная расходная характеристика паровой турбины?

Линеаризованная расходная характеристика паровой турбины является простым и удобным способом связи параметров режима работы турбины Q0, N, Qп, Qт. Линеаризованная расходная характеристика предложена мною в научной работе Оптимизация работы ТЭЦ в условиях оптового рынка электроэнергии и мощности России.

Линеаризованная расходная характеристика паровой турбины выглядит следующим образом:

(3)

Это линейная зависимость с постоянными коэффициентами αi.

Чем принципиально отличается линеаризованная расходная характеристика паровой турбины от номограмм q

т брутто?

Во-первых, линеаризованная расходная характеристика паровой турбины проще. Режимы работы турбины при известных значениях давлений в отборах, температур паров и т. д. описываются одной формулой (3) вместо десятков нелинейных номограмм (рис. 2).

Во-вторых, линеаризованная расходная характеристика паровой турбины по первому признаку соответствует Второму закону термодинамики. У меня есть идея, как показать, что линеаризованная расходная характеристика является термодинамически наиболее точной. Если вы занимаетесь термодинамикой и вас интересует эта тема, напишите мне, нам есть о чем поговорить.

Как построить линеаризованную расходную характеристику паровой турбины?

Пример построения линеаризованной расходной характеристики для паровой турбины ПТ-80 с использованием математического пакета MATLAB, читайте, вникайте и задавайте вопросы.

Часть 1. Основные вопросы
Часть 2. Пример построения для турбины ПТ-80 в MATLAB
Часть 3. Развенчиваем мифы о режимах работы паровой турбины

Что такое турбонаддув — ДРАЙВ

Несомненно, каждый из нас хоть раз в жизни замечал на обычном с виду автомобиле шильдик «turbo». Производители, как нарочно, делают эти шильдики небольшого размера и размещают в неприметных местах так, что непосвящённый прохожий не заметит и пройдёт мимо. А понимающий человек непременно остановится и заинтересуется автомобилем. Ниже приводится рассказ о причинах такого поведения.

Автомобильные конструкторы (с момента появления на свете этой профессии) постоянно озабочены проблемой повышения мощности моторов. Законы физики гласят, что мощность двигателя напрямую зависит от количества сжигаемого топлива за один рабочий цикл. Чем больше топлива мы сжигаем, тем больше мощность. И, скажем, захотелось нам увеличить «поголовье лошадей» под капотом — как это сделать? Тут-то нас и поджидают проблемы.

Турбокомпрессор состоит из двух «улиток» — через одну проходят отработавшие газы, а вторая «качает» воздух в цилиндры.

Дело в том, что для горения топлива необходим кислород. Так что в цилиндрах сгорает не топливо, а топливно-воздушная смесь. Мешать топливо с воздухом нужно не на глазок, а в определённом соотношении. К примеру, для бензиновых двигателей на одну часть топлива полагается 14–15 частей воздуха — в зависимости от режима работы, состава горючего и прочих факторов.

Как мы видим, воздуха требуется весьма много. Если мы увеличим подачу топлива (это не проблема), нам также придётся значительно увеличить и подачу воздуха. Обычные двигатели засасывают его самостоятельно из-за разницы давлений в цилиндре и в атмосфере. Зависимость получается прямая — чем больше объём цилиндра, тем больше кислорода в него попадёт на каждом цикле. Так и поступали американцы, выпуская огромные двигатели с умопомрачительным расходом горючего. А есть ли способ загнать в тот же объём больше воздуха?

Выхлопные газы из двигателя вращают ротор турбины, тот, в свою очередь, приводит в движение компрессор, который нагнетает сжатый воздух в цилиндры. Перед тем как это произойдёт, воздух проходит через интеркулер и охлаждается — так можно повысить его плотность.

Есть, и впервые придумал его господин Готтлиб Вильгельм Даймлер (Gottlieb Wilhelm Daimler). Знакомая фамилия? Ещё бы, именно она используется в названии DaimlerChrysler. Так вот, этот немец весьма неплохо соображал в моторах и ещё в 1885 году придумал, как загнать в них больше воздуха. Он догадался закачивать воздух в цилиндры с помощью нагнетателя, представлявшего собой вентилятор (компрессор), который получал вращение непосредственно от вала двигателя и загонял в цилиндры сжатый воздух.

Швейцарский инженер-изобретатель Альфред Бюхи (Alfred J. Büchi) пошёл ещё дальше. Он заведовал разработкой дизельных двигателей в компании Sulzer Brothers, и ему категорически не нравилось, что моторы были большими и тяжёлыми, а мощности развивали мало. Отнимать энергию у «движка», чтобы вращать приводной компрессор, ему также не хотелось. Поэтому в 1905 году господин Бюхи запатентовал первое в мире устройство нагнетания, которое использовало в качестве движителя энергию выхлопных газов. Проще говоря, он придумал турбонаддув.

Идея умного швейцарца проста, как всё гениальное. Как ветра вращают крылья мельницы, также и отработавшие газы крутят колесо с лопатками. Разница только в том, что колесо это очень маленькое, а лопаток очень много. Колесо с лопатками называется ротором турбины и посажено на один вал с колесом компрессора. Так что условно турбонагнетатель можно разделить на две части — ротор и компрессор. Ротор получает вращение от выхлопных газов, а соединённый с ним компрессор, работая в качестве «вентилятора», нагнетает дополнительный воздух в цилиндры. Вся эта мудрёная конструкция и называется турбокомпрессор (от латинских слов turbo — вихрь и compressio — сжатие) или турбонагнетатель.

Аналог турбонаддува — приводной нагнетатель — жёстко связан с двигателем и тратит на свою работу часть его мощности.

В турбомоторе воздух, который попадает в цилиндры, часто приходится дополнительно охлаждать — тогда его давление можно будет сделать выше, загнав в цилиндр больше кислорода. Ведь сжать холодный воздух (уже в цилиндре ДВС) легче, чем горячий.

Воздух, проходящий через турбину, нагревается от сжатия, а также от деталей турбонаддува, разогретого выхлопными газами. Подаваемый в двигатель воздух охлаждают при помощи так называемого интеркулера (промежуточный охладитель). Это радиатор, установленный на пути воздуха от компрессора к цилиндрам мотора. Проходя через него, он отдаёт своё тепло атмосфере. А холодный воздух более плотный — значит, его можно загнать в цилиндр ещё больше.

А вот так выглядит интеркулер.

Чем больше выхлопных газов попадает в турбину, тем быстрее она вращается и тем больше дополнительного воздуха поступает в цилиндры, тем выше мощность. Эффективность этого решения по сравнению, например, с приводным нагнетателем в том, что на «самообслуживание» наддува тратится совсем немного энергии двигателя — всего 1,5%. Дело в том, что ротор турбины получает энергию от выхлопных газов не за счёт их замедления, а за счёт их охлаждения — после турбины выхлопные газы идут по-прежнему быстро, но более холодные. Кроме того, затрачиваемая на сжатие воздуха даровая энергия повышает КПД двигателя. Да и возможность снять с меньшего рабочего объёма большую мощность означает меньшие потери на трение, меньший вес двигателя (и машины в целом). Всё это делает автомобили с турбонаддувом более экономичными в сравнении с их атмосферными собратьями равной мощности. Казалось бы, вот оно, счастье. Ан нет, не всё так просто. Проблемы только начались.

У Mitsubishi Lancer Evolution интеркулер располагается в переднем бампере перед радиатором. А у Subaru Impreza WRX STI — над двигателем.

Во-первых, скорость вращения турбины может достигать 200 тысяч оборотов в минуту, во-вторых, температура раскалённых газов достигает, только попробуйте представить, 1000°C! Что всё это означает? То, что сделать турбонаддув, который сможет выдержать такие неслабые нагрузки длительное время, весьма дорого и непросто.

Выхлопные газы разогревают и выпускную систему, и турбонаддув до очень высоких температур.

По этим причинам турбонаддув получил широкое распространение только во время Второй мировой войны, да и то только в авиации. В 50-х годах американская компания Caterpillar сумела приспособить его к своим тракторам, а умельцы из Cummins сконструировали первые турбодизели для своих грузовиков. На серийных легковых машинах турбомоторы появились и того позже. Случилось это в 1962 году, когда почти одновременно увидели свет Oldsmobile Jetfire и Chevrolet Corvair Monza.

Но сложность и дороговизна конструкции — не единственные недостатки. Дело в том, что эффективность работы турбины сильно зависит от оборотов двигателя. На малых оборотах выхлопных газов немного, ротор раскрутился слабо, и компрессор почти не задувает в цилиндры дополнительный воздух. Поэтому бывает, что до трёх тысяч оборотов в минуту мотор совсем не тянет, и только потом, тысяч после четырёх-пяти, «выстреливает». Эта ложка дёгтя называется турбоямой. Причём чем больше турбина, тем она дольше будет раскручиваться. Поэтому моторы с очень высокой удельной мощностью и турбинами высокого давления, как правило, страдают турбоямой в первую очередь. А вот у турбин, создающих низкое давление, никаких провалов тяги почти нет, но и мощность они поднимают не очень сильно.

Почти избавиться от турбоямы помогает схема с последовательным наддувом, когда на малых оборотах двигателя работает небольшой малоинерционный турбокомпрессор, увеличивая тягу на «низах», а второй, побольше, включается на высоких оборотах с ростом давления на выпуске. В прошлом веке последовательный наддув использовался на суперкаре Porsche 959, а сегодня по такой схеме устроены, например, турбодизели фирм BMW и Land Rover. В бензиновых двигателях Volkswagen роль маленького «заводилы» играет приводной нагнетатель.

На рядных двигателях зачастую используется одиночный турбокомпрессор twin-scroll (пара «улиток») с двойным рабочим аппаратом. Каждая из «улиток» наполняется выхлопными газами от разных групп цилиндров. Но при этом обе подают газы на одну турбину, эффективно раскручивая её и на малых, и на больших оборотах

Но чаще по-прежнему встречается пара одинаковых турбокомпрессоров, параллельно обслуживающих отдельные группы цилиндров. Типичная схема для V-образных турбомоторов, где у каждого блока свой нагнетатель. Хотя двигатель V8 фирмы M GmbH, дебютировавший на автомобилях BMW X5 M и X6 M, оснащён перекрёстным выпускным коллектором, который позволяет компрессору twin-scroll получать выхлопные газы из цилиндров разных блоков, работающих в противофазе.

Турбина twin-scroll имеет двойную «улитку» турбины — одна эффективно работает на высоких оборотах двигателя, вторая — на низких

Заставить турбокомпрессор работать эффективнее во всём диапазоне оборотов, можно ещё изменяя геометрию рабочей части. В зависимости от оборотов внутри «улитки» поворачиваются специальные лопатки и варьируется форма сопла. В результате получается «супертурбина», хорошо работающая во всём диапазоне оборотов. Идеи эти витали в воздухе не один десяток лет, но реализовать их удалось относительно недавно. Причём сначала турбины с изменяемой геометрией появились на дизельных двигателях, благо, температура газов там значительно меньше. А из бензиновых автомобилей первый примерил такую турбину Porsche 911 Turbo.

Турбина с изменяемой геометрией.

Конструкцию турбомоторов довели до ума уже давно, а в последнее время их популярность резко возросла. Причём турбокомпрессоры оказалось перспективным не только в смысле форсирования моторов, но и с точки зрения повышения экономичности и чистоты выхлопа. Особенно актуально это для дизельных двигателей. Редкий дизель сегодня не несёт приставки «турбо». Ну а установка турбины на бензиновые моторы позволяет превратить обычный с виду автомобиль в настоящую «зажигалку». Ту самую, с маленьким, едва заметным шильдиком «turbo».

Alstom GT13E2 | Газовые турбины | General Electric (GE)

Alstom GT13E2 – мощная газотурбинная установка средних размеров. Модель была впервые была представлена в 1993 году.

На сегодняшний день во всем мире установлено свыше 150 единиц данной модели с суммарной наработкой более 7 миллионов часов.

На территории постсоветского пространства впервые GT13E2 была установлена на Минской ТЭЦ-3 в 2009 году. С тех пор, количество установленных машин росло с каждым годом, и, на сегодняшний день, составляет практически два десятка.

Примененные при создании GT13E2 современные технологии обеспечили выполнение основных задач, которые стояли перед разработчиками – увеличение производительности ГТУ при соблюдении жестких экологических требований.  Во всем диапазоне нагрузок турбина работает устойчиво и обеспечивает заявленные показатели.

 

Технические характеристики. Компрессор

Конструкция ГТУ – одновальная. Компрессор ГТУ состоит из 21 ступени. Степень сжатия в компрессоре – 15:1. Для снижения нагрузки компрессор снабжен входным направляющим аппаратом (ВНА).

Технические характеристики. Камера сгорания

Камера сгорания – кольцевая, одноступенчатая. Благодаря современным технологиям сжигания топлива, содержание NOx в уходящих газах не превышает 25ppm. Температура на выходе из камеры сгорания — 1095°С

Технические характеристики. Турбина

Турбина состоит из 5 ступеней. Температура уходящих газов на выходе — 525°С.

Основные достоинства ГТУ Alstom GT13E2 – один из высочайших КПД в своем классе, высокая экономичность и производительность при работе на частичных нагрузках при полном соответствии нормам вредных выбросов, быстрый набор нагрузки, высокая надежность.

Основные технические характеристики модели Alstom GT13E2

  • Номинальная мощность: 180 МВт;
  • КПД: 38 %;
  • Эмиссия NOx: ≤25 ppm;
  • Эмиссия CO2: 38 ppm.

Основная сфера применения – выработка электроэнергии.

Завершены испытания газовых турбин для Курганской ТЭЦ-2 | Пресс-релизы | Пресс-центр | Интертехэлектро

На заводе компании GE Energy в г. Бельфор (Франция) завершены испытания двух газовых турбин GE 6FA для строящейся Курганской ТЭЦ-2. Такие турбины будут установлены в России впервые. Испытания показали полную готовность оборудования к поставке на объект и дальнейшей эксплуатации.

Заводские испытания включали в себя проверку общего механического состояния, аэродинамических и термодинамических характеристик и вибраций на подшипниках турбин. В ходе испытаний турбины работали на полных оборотах без нагрузки в течение нескольких часов, после чего были произведены замеры температурных характеристик между ступенями турбины, температуры компрессора, подшипников и масла. Так же на различных этапах работы производились замеры вибрации подшипников и вала турбины. Результаты испытаний показали полное соответствие рабочих характеристик турбин установленным нормам.

Газотурбинная установка среднего класса GE 6FA построена на базе передовой технологии F-class. Модель 6FA отличается высокой эффективностью и надежностью, предназначена для работы в жестких условиях эксплуатации. Газотурбинные установки такого типа наработали в совокупности более двух миллионов часов в 30 странах мира. На Курганской ТЭЦ-2 будет установлена юбилейная, сотая установка GE 6FA и первая установка этого типа в России.

Курганская ТЭЦ-2 будет состоять из двух энергоблоков мощностью 111 МВт каждый. В состав каждого энергоблока входят газовая турбина PG 6111FA 76 МВт производства компании General Electric, паровая теплофикационная турбина SST-400 35 МВт производства компании Siemens и паровой котел-утилизатор. Установленная электрическая мощность ТЭЦ составляет 222 МВт, тепловая мощность — 250 Гкал/час. Строительство Курганской ТЭЦ-2 позволит значительно улучшить энергоснабжение Курганской области, покрыв существующий энергодефицит региона более чем на 40 процентов, создаст условия для социально-экономического развития города и области.

Характеристики турбины

— TGM WEG Energia

Благодаря собственной технологии производства и установки паровых турбин, до 1004 ºF и 2030 фунтов на квадратный дюйм, TGM сосредоточен на трех основных направлениях отрасли: БОЛЬШАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ, БОЛЕЕ ЭФФЕКТИВНОСТЬ и БОЛЬШЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ ДОСТУПНОСТИ для удовлетворения потребностей клиентов.

TGM предлагает полную линейку паровых турбин для механических приводов, таких как измельчители, мельницы, насосы, выхлопы и другие. Он применяется в генераторах электроэнергии от малых до крупных для любого промышленного сектора в Бразилии и за рубежом.

Обладая инфраструктурой и передовыми технологиями, по сравнению с крупнейшими компаниями по всему миру, TGM считается крупнейшей компанией Латинской Америки в сегменте паровых турбин, редукторов, принадлежностей и услуг.

Ротор

Вал ротора турбины изготовлен цельным, выкованным из хромомолибденовой стали. Он работает при высоких оборотах и ​​обеспечивает большую прочность и механическую надежность сборки. Лезвия имеют контролируемую геометрию и крепление, что обеспечивает отличную производительность и гашение вибрации.Лопасти изготовлены из нержавеющей стали с содержанием хрома 13% и имеют контролируемый аэродинамический профиль для большей эффективности. Он проходит строгий стандартный контроль и собирается по каждому проекту.

Корпус

Корпус турбины выполнен из стального сплава. Он выдерживает высокое давление и высокие температуры и разработан в соответствии с концепцией «двойной стенки», которая ограничивает воздействие высокого давления и температуры на чрезвычайно небольшую площадь машины, что приводит к превосходной термомеханической эластичности и значительно увеличивает срок службы машины. оборудование.Он имеет модульную конструкцию, что позволяет выполнять его с контролируемым извлечением.

Регулирующие клапаны

Регулирующие клапаны

имеют независимые приводы, интегрированные в верхнюю часть корпуса с разделением на три отдельные камеры для обеспечения лучшего распределения пара, контроля частичных нагрузок и позволяют осуществлять внешнюю регулировку, действуя как дополнительная защита от превышения скорости.

Клапан аварийного отключения (ESV)

Клапан аварийного отключения (ESV) имеет гидравлический привод и отличается высокой надежностью.Благодаря встроенному пуску клапан позволяет проводить испытания при работающей турбине. Этот клапан имеет большое значение для защиты турбины, потому что он всегда срабатывает, когда есть отклонения от того, что было спроектировано и указано в области безопасности и управления для турбомашин. Более распространенный пример — избежать «гидравлического удара», который увлекает конденсированный пар внутрь турбины, вызывая ее повреждение.

Серводвигатель

Серводвигатель действует непосредственно на парорегулирующий клапан, а технологические достижения гарантируют работу без задержки реакции, что является обычным явлением в шарнирных системах.Основная функция этой части — распределение и управление термодинамическим паровым циклом. Чтобы он работал лучше, он должен иметь пар высокого качества; в противном случае на нем может образоваться корка и возможны механические проблемы.

Система безопасности и контроля

Это электронная интегрированная система с защитными устройствами для повышения эксплуатационной безопасности. Команда служб безопасности и контроля TGM использует различные процедуры для защиты сборки, что очень важно для работы системы.В большинстве случаев сбой в работе является основной причиной аварий с оборудованием.

Подшипник скольжения

Подшипники скольжения и осевой анкер изготовлены из стали и футерованы баббитом. Эти детали изготовлены с применением высоких механических технологий и работают за счет непрерывной высококачественной смазки. У TGM есть подразделение, которое производит подшипники любого размера и любой марки из высококачественных материалов.

Уплотнение

На валу смонтировано уплотнение лабиринтом с полосами из нержавеющей стали.Это гарантирует, что пар не уйдет из термодинамического цикла. Если отработанный пар улетучивается, турбина теряет свой КПД.

Лезвия

TGM является владельцем самого крупного и современного производства лезвий в Латинской Америке. Лезвия создаются с помощью современных технологий. Машинный центр и контроль качества обеспечивают его производство в более короткие сроки, с соблюдением самых высоких требований к точности и отделке. Это позволяет предоставлять оборудование любого размера, обеспечивая клиентам надежность работы и лучшие результаты.

Что такое паровая турбина — описание и характеристики

Как работает паровая турбина?

Турбина Rateau — компаундирование под давлением

Тепловая энергия , содержащаяся в паре , преобразуется в механическую энергию за счет расширения через турбину . Расширение происходит за счет ряда неподвижных лопастей (сопел), которые направляют поток пара в высокоскоростных форсунок . Эти струи содержат значительную кинетическую энергию, которая преобразуется во вращение вала лопастями ротора в форме лопатки, когда паровая струя меняет направление на (см .: Закон изменения количества движения).Паровая струя, перемещаясь по криволинейной поверхности лопасти, оказывает давление на лопатку за счет своей центробежной силы. Каждый ряд неподвижных сопел и подвижных лопастей называется ступенью . Лопатки вращаются на роторе турбины, а неподвижные лопатки концентрически расположены внутри круглого корпуса турбины.

Во всех турбинах скорость вращения лопастей равна , пропорционально скорости пара , проходящей над лопаткой. Если пар расширяется только за одну стадию от давления котла до давления выхлопных газов, его скорость должна быть чрезвычайно высокой.Но типичная главная турбина на атомных электростанциях, в которой пар расширяется от давления около 6 МПа до давления около 0,008 МПа , работает со скоростью около 3000 об / мин для систем с частотой 50 Гц для 2-полюсного генератора (или 1500 об / мин для 4-х полюсных генераторов). -полюсный генератор) и 1800 об / мин для систем 60 Гц для 4-полюсного генератора (или 3600 об / мин для 2-полюсного генератора). Кольцо с одним лезвием потребует очень больших лезвий и примерно 30 000 об / мин, что слишком много для практических целей.

Таким образом, на большинстве из атомных электростанций используется одновальный турбогенератор , который состоит из одной многоступенчатой ​​турбины высокого давления и трех параллельных многоступенчатых турбин низкого давления , главного генератора и возбудителя. HP Turbine — это обычно двухпоточная реакционная турбина с примерно 10 ступенями с закрытыми лопатками и вырабатывает около 30-40% полной выходной мощности энергоблока. Турбины низкого давления — это обычно двухпоточных реактивных турбин с примерно 5-8 ступенями (с закрытыми лопатками и с отдельно стоящими лопатками последних 3 ступеней). Турбины низкого давления вырабатывают примерно 60-70% полной выходной мощности энергоблока. Каждый ротор турбины установлен на двух подшипниках, т.е.е. между каждым турбинным модулем установлены двойные подшипники.

См. Также: Турбина ВД

См. Также: Турбина низкого давления

Цикл Ренкина — Ts диаграмма

В этих турбинах ступень высокого давления получает пар (это почти насыщенный пар — x = 0,995 — точка C на рисунке; ​​ 6 МПа ; 275,6 ° C) от парогенератора и выпускает его. к влагоотделителю-пароперегревателю (точка D). Пар необходимо повторно нагреть, чтобы избежать повреждений, которые могут быть нанесены лопаткам паровой турбины паром низкого качества.Подогреватель нагревает пар (точка D), а затем пар направляется в ступень низкого давления паровой турбины, где расширяется (точка от E до F). Затем отработанный пар конденсируется в конденсаторе, и он находится под давлением значительно ниже атмосферного (абсолютное давление 0,008 МПа, ) и находится в частично конденсированном состоянии (точка F), обычно с качеством около 90%.

Схема паровой турбины типового PWR мощностью 3000 МВт.

Типы паровых турбин

Паровые турбины можно разделить на различные категории в зависимости от их конструкции, рабочего давления, размера и многих других параметров.Но есть два основных типа паровых турбин:

  • турбины импульсные
  • реакционные турбины .

Основным отличием является способ расширения пара при прохождении через турбину.

Импульсная турбина и реакционная турбина

Типы паровых турбин, основанные на геометрии лопаток и процессе преобразования энергии: импульсные турбины и реактивные турбины.

Импульсная турбина

Импульсная турбина состоит из движущихся лопастей , чередующихся с неподвижных сопел .В импульсной турбине пар расширяется в неподвижных соплах и остается под постоянным давлением при прохождении над лопатками. Curtis turbine , Rateau turbine или Brown-Curtis turbine являются турбинами импульсного типа. Первоначальная паровая турбина Де Лаваля была импульсной турбиной с однолопастным колесом.

Полное падение давления пара происходит только в стационарных форсунках. Хотя теоретические импульсные лопасти имеют нулевой перепад давления в движущихся лопастях, на практике, чтобы поток проходил через движущиеся лопасти, на движущихся лопастях также должен быть небольшой перепад давления.

Импульс против реактивной турбины — сравнение

В импульсных турбинах пар расширяется через сопло, где большая часть потенциальной энергии давления преобразуется в кинетическую энергию. Высокоскоростной пар из неподвижных форсунок ударяет по лопастям , меняет свое направление на , которое, в свою очередь, прикладывает силу . Возникающий в результате импульс толкает лопасти вперед, заставляя ротор вращаться. Основная особенность этих турбин заключается в том, что перепад давления на одну ступень может быть довольно большим, что позволяет использовать большие лопатки и меньшее количество ступеней.За исключением применений с низким энергопотреблением, лопатки турбины расположены в несколько ступеней последовательно, что называется компаундированием, что значительно повышает эффективность на низких скоростях.

Современные паровые турбины часто используют и реакцию, и импульс в одном и том же агрегате, обычно изменяя степень реакции и импульса от хвостовика лопатки к ее периферии. Лопасти ротора обычно имеют конструкцию, напоминающую импульсную лопасть на месте гниения и реактивную лопасть на кончике.

Лезвие импульсной реакции

Так как ступени Кертиса значительно снижают давление и температуру жидкости до умеренного уровня с большой долей работы на ступень.Обычно на стороне высокого давления предусматривается одна или несколько ступеней Кертиса, за которыми следует ступень Ратау или ступени реакции. В целом, когда учитывается трение, стадии реакции оказываются наиболее эффективными, за ней следуют Рато и Кертис в этом порядке. Потери на трение значительны для ступеней Кертиса, поскольку они пропорциональны квадрату скорости пара. Причина того, что потери на трение менее значительны на стадии реакции, заключается в том, что пар непрерывно расширяется и, следовательно, скорости потока ниже.

Компаундирование паровых турбин

Компаундирование паровых турбин — это метод, при котором энергия пара извлекается на нескольких ступенях, а не на одной ступени турбины. Во всех турбинах скорость вращения лопасти пропорциональна скорости пара, проходящего через лопатку. Если пар расширяется только за одну стадию от давления котла до давления выхлопных газов, его скорость должна быть чрезвычайно высокой.

Составная паровая турбина имеет несколько ступеней i.е. он имеет более одного набора сопел и роторов, последовательно соединенных шпонками с валом или прикрепленных к корпусу, так что либо давление пара, либо скорость струи поглощаются турбиной на нескольких ступенях. Например, большая турбина высокого давления , используемая на атомных электростанциях, может быть двухпоточной реакционной турбиной с примерно 10 ступенями с закрытыми лопатками. Большие турбины низкого давления , используемые на атомных электростанциях, обычно представляют собой двухпоточные реакционные турбины с примерно 5-8 ступенями (с закрытыми лопатками и с отдельно стоящими лопатками последних трех ступеней).

В импульсной паровой турбине компаундирование может быть достигнуто тремя способами:

  • компаундирование под давлением
  • Скорость сложения
  • компаундирование скорость-давление

Скорость смешивания

Импульсная турбина — компаундирование скорости

Импульсная ступень с компаундом скорости состоит из ряда неподвижных сопел , за которыми следуют двух или более рядов движущихся лопастей и неподвижных лопаток (без расширения).Это делит падение скорости на ступени на несколько более мелких капель. В этом типе полное падение давления (расширение) пара происходит только в первом кольце сопла . Это производит пар с очень высокой скоростью , который проходит через несколько ступеней неподвижных и движущихся лопастей. На каждом этапе поглощается только часть высокой скорости, остальная часть направляется на следующее кольцо неподвижных лопастей. Функция неподвижных лопастей заключается в перенаправлении пара (без существенного изменения скорости), выходящего из первого кольца движущихся лопастей, во второе кольцо движущихся лопастей.Затем струя переходит к следующему кольцу движущихся лопастей, процесс повторяется до тех пор, пока практически вся скорость струи не будет поглощена.

Этот метод сложения скоростей используется для решения проблемы одноступенчатой ​​импульсной турбины для использования пара высокого давления (т.е. требуемой скорости турбины), но они менее эффективны из-за высоких потерь на трение.

Компаундирование под давлением — Турбина Rateau — Турбина Zoelly

Турбина Rateau — компаундирование под давлением

Импульсная ступень с компаундом под давлением представляет собой ряд фиксированных форсунок , за которым следует ряд подвижных лопастей с несколькими ступенями для компаундирования.В этом типе полное падение давления пара не происходит в первом кольце сопел, а распределяется между всеми кольцами сопел. Эффект поэтапного поглощения падения давления заключается в уменьшении скорости пара, входящего в движущиеся лопасти. Пар из котла проходит через первое сопловое кольцо, в котором он всего частично расширен . Затем он проходит над первым движущимся кольцом лопастей, где почти вся его скорость (импульс) поглощается. Из этого кольца он выходит в следующее сопловое кольцо и снова частично расширяется .Этот метод компаундирования под давлением используется в турбинах Rateau и Zoelly, но такие турбины больше и больше по размеру.

Компаундирование по давлению и скорости — Curtis Turbine

Curtis Turbine — компаундирование давление-скорость

Импульсные ступени могут быть составлены по давлению, по скорости или с компаундом по давлению и скорости . Составление давление-скорость представляет собой комбинацию двух вышеуказанных типов компаундирования. Фактически, серия импульсных ступеней с комбинированной скоростью называется турбиной с комбинированной скоростью.Каждая ступень состоит из колец неподвижных и подвижных лопастей. Каждый набор колец подвижных лопастей разделен одним кольцом неподвижных сопел. На каждой ступени имеется одно кольцо неподвижных сопел и 3-4 кольца подвижных лопастей (с неподвижными лопастями между ними). Каждая ступень действует как импульсная турбина с увеличенной скоростью.

Пар, выходящий из парогенератора, проходит к первому кольцу неподвижных форсунок, где он частично расширяется . Давление частично уменьшается, соответственно увеличивается скорость.Затем он проходит по 3-4 кольцам движущихся лопастей (с неподвижными лопастями между ними), где почти вся его скорость поглощается. Из последнего кольца ступени он выходит в следующее сопловое кольцо и снова частично расширяется.

Это имеет то преимущество, что допускает больший перепад давления на каждой ступени и, следовательно, требуется меньше ступеней, что приводит к более короткой турбине для данного перепада давления. Видно, что давление постоянно на каждой стадии; поэтому турбина является импульсной турбиной.В турбине Curtis используется метод компаундирования давление-скорость.

Реакционная турбина — турбина Парсонса

Реакционная турбина состоит из движущихся лопаток ( форсунок ), чередующихся с неподвижных форсунок . В реакционной турбине пар расширяется в неподвижных соплах, а также в подвижных соплах. Другими словами, пар постоянно расширяется , когда он течет по лопастям.В движущихся лопастях наблюдается потеря давления и скорости. Подвижные лопасти имеют сужающееся паровое сопло. Следовательно, когда пар проходит над неподвижными лопастями, он расширяется с уменьшением давления пара и увеличением кинетической энергии.

В реакционных турбинах пар расширяется через неподвижное сопло, где потенциальная энергия давления преобразуется в кинетическую энергию. Высокоскоростной пар из неподвижных сопел ударяется о лопасти (сопла), меняет свое направление и подвергается дальнейшему расширению .Изменение направления на и ускорение команды s прикладывают силу. Возникающий импульс толкает лопасти вперед, вызывая вращение ротора. Нет чистого изменения скорости пара на ступени, но происходит снижение как давления, так и температуры, что отражает работу, выполняемую при приводе ротора. В турбине этого типа падение давления происходит на нескольких ступенях, поскольку падение давления на одной ступени ограничено.

Основной особенностью этого типа турбины является то, что в отличие от импульсной турбины, падение давления на на ступень ниже , поэтому лопатки становятся меньше, а количество ступеней увеличивается на .С другой стороны, реакционные турбины обычно более эффективны, то есть имеют более высокий «изэнтропический КПД турбины» . Реакционная турбина была изобретена сэром Чарльзом Парсонсом и известна как турбина Парсонса.

В случае паровых турбин, которые будут использоваться для выработки электроэнергии, реакционной турбине потребуется примерно удвоенное количество рядов лопастей по сравнению с импульсной турбиной для такой же степени преобразования тепловой энергии.Хотя это делает реакционную турбину намного длиннее и тяжелее, общий КПД реакционной турбины немного выше, чем у эквивалентной импульсной турбины при таком же преобразовании тепловой энергии.

Современные паровые турбины часто используют и реакцию, и импульс в одном и том же агрегате, обычно изменяя степень реакции и импульса от хвостовика лопатки к ее периферии. Лопасти ротора обычно имеют конструкцию, напоминающую импульсную лопасть на месте гниения и реактивную лопасть на кончике.

Компаундирование реакционной турбины под давлением

Компаундирование паровых турбин — это метод, при котором энергия пара извлекается на нескольких ступенях, а не на одной ступени турбины. Во всех турбинах скорость вращения лопасти пропорциональна скорости пара, проходящего через лопатку. Если пар расширяется только за одну стадию от давления котла до давления выхлопных газов, его скорость должна быть чрезвычайно высокой.

Составная паровая турбина состоит из нескольких ступеней i.е. он имеет более одного набора сопел и лопаток, последовательно соединенных шпонками с валом или прикрепленных к корпусу, так что либо давление пара, либо скорость струи поглощаются турбиной на нескольких ступенях. Например, большая турбина высокого давления , используемая на атомных электростанциях, может быть двухпоточной реакционной турбиной с примерно 10 ступенями с закрытыми лопатками. Большие турбины низкого давления , используемые на атомных электростанциях, обычно представляют собой двухпоточных реакционных турбин с примерно 5-8 ступенями (с закрытыми лопатками и с отдельно стоящими лопатками последних 3 ступеней).

В реакционной паровой турбине компаундирование может быть достигнуто только при компаундировании под давлением. Фактически, это не совсем то, что обсуждалось в импульсных турбинах. Обратите внимание, что происходит расширение пара как в неподвижных, так и в движущихся лопастях.

Классификация турбин — условия подачи и отвода пара

Паровые турбины можно разделить на различные категории в зависимости от их назначения и рабочих давлений .Промышленное использование турбины влияет на начальное и конечное состояние пара. Для работы любой паровой турбины должна существовать разница давлений между подачей пара и выхлопом.

В данную классификацию входят:

Паровая конденсационная турбина

Конденсационные паровые турбины чаще всего используются на тепловых электростанциях. В конденсационной паровой турбине максимальное количество энергии извлекается из пара, потому что существует очень высокая разность энтальпии между начальным (например,грамм. 6 МПа; 275 ° С; x = 1 ) и конечных (например, 0,008 МПа; 41,5 ° C; x = 0,9 ) условий пара. Это достигается путем пропускания отработанного пара в конденсатор (называемый поверхностным конденсатором), который конденсирует отработанный пар из ступеней низкого давления основной турбины (снижает температуру и давление отработанного пара). Отработанный пар конденсируется, проходя по трубкам с водой из системы охлаждения.

Уменьшение давления на выхлопе турбины увеличивает чистую работу за цикл, но также снижает паросодержание выходящего пара.

Цель поддержания минимально возможного давления выхлопных газов турбины является основной причиной включения конденсатора в тепловую электростанцию. Конденсатор создает вакуум, который максимизирует энергию, извлекаемую из пара, что приводит к значительному увеличению чистой работы и теплового КПД. Но и этот параметр (давление в конденсаторе) имеет свои технические пределы:

  • Снижение давления выхлопных газов турбины снижает качество пара (или долю сухости). В какой-то момент расширение необходимо прекратить, чтобы избежать повреждений, которые могут быть нанесены лопаткам паровой турбины паром низкого качества.
  • Снижение давления на выхлопе турбины значительно увеличивает удельный объем отработанного пара, что требует огромных лопаток в последних рядах ступени низкого давления паровой турбины.

В типичной паровой конденсационной турбине отработанный пар конденсируется в конденсаторе и находится под давлением значительно ниже атмосферного (абсолютное давление 0,008 МПа, , что соответствует 41,5 ° C). Этот пар находится в частично конденсированном состоянии (точка F), обычно его качество составляет около 90%.Обратите внимание, что давление внутри конденсатора также зависит от окружающих атмосферных условий:

  • температура, давление и влажность воздуха при охлаждении в атмосферу
  • Температура воды и расход при охлаждении в реке или море

Повышение температуры окружающей среды вызывает пропорциональное увеличение давления отработанного пара ( ΔT = 14 ° C, обычно является постоянной величиной), следовательно, термический КПД системы преобразования энергии снижается.Другими словами, электрическая выходная мощность электростанции может изменяться с окружающими условиями , в то время как тепловая мощность остается постоянной.

Давление внутри конденсатора определяется температурой окружающего воздуха (т.е. температурой воды в системе охлаждения) и паровыми эжекторами или вакуумными насосами , которые отбирают газы (неконденсируемые) из поверхностного конденсатора и выбросить их в атмосферу.

Наименьшее возможное давление в конденсаторе — это давление насыщения, соответствующее температуре окружающей среды (например,грамм. абсолютное давление 0,008 МПа, , что соответствует 41,5 ° C (). Обратите внимание, что всегда существует разница температур (около ΔT = 14 ° C ) между температурой конденсатора и температурой окружающей среды, которая возникает из-за конечных размеров и эффективности конденсаторов.

Паровая турбина с противодавлением

Паровая турбина с противодавлением — схема

Паровые турбины с противодавлением или турбины без конденсации наиболее широко используются для технологических паровых установок .Пар является основным источником энергии для многих промышленных процессов. Популярность технологического пара в качестве источника энергии обусловлена ​​его многочисленными преимуществами, в том числе:

  • высокая теплоемкость,
  • транспортабельность
  • низкая токсичность

Технологический пар может производиться паровыми турбинами с противодавлением , которые также генерируют механическую работу (или электрическую энергию). Турбины с противодавлением расширяют свежий пар, подаваемый котлом, до давления, при котором пар необходим для процесса.Давление выхлопных газов регулируется регулирующим клапаном в соответствии с потребностями давления технологического пара. Турбины с противодавлением обычно используются на нефтеперерабатывающих заводах , установках централизованного теплоснабжения, целлюлозно-бумажных заводах и опреснительных установках , где требуются большие количества технологического пара низкого давления. Электроэнергия, вырабатываемая турбиной с противодавлением, прямо пропорциональна количеству необходимого технологического пара.

Паровая турбина повторного нагрева

Цикл Ренкина с повторным нагревом и перегревом ступени низкого давления

Промежуточные турбины также используются почти исключительно на тепловых электростанциях.Все турбины, которые имеют турбину высокого давления и турбину низкого давления, используют повторный нагрев пара между этими ступенями. Reheat позволяет подавать больше тепла при температуре, близкой к пику цикла (т. Е. Увеличивается термический КПД). Это требует добавления теплообменника другого типа, называемого перегревателем . Использование подогревателя предполагает разделение турбины, то есть использование многоступенчатой ​​турбины с подогревателем. Было замечено, что более двух стадий повторного нагрева не нужны, поскольку следующая стадия увеличивает эффективность цикла только наполовину по сравнению с предыдущей стадией.

Ступени высокого и низкого давления турбины обычно находятся на одном валу и приводят в действие общий генератор, но имеют разные корпуса. В подогревателе поток отбирается после частичного расширения (точка D), проходит обратно через теплообменник, чтобы нагреть его до пиковой температуры (точка E), а затем направляется в турбину низкого давления. . Затем расширение завершается в турбине низкого давления от точки E до точки F.

Пар должен быть повторно нагрет или перегрет , чтобы избежать повреждений, которые могут быть нанесены лопаткам паровой турбины паром низкого качества.Высокое содержание капель воды может привести к быстрому удару и эрозии лопастей, которые возникают при попадании на лопасти конденсата. Для предотвращения этого в паропроводе, ведущем к турбине, устанавливаются отводы конденсата. Подогреватель нагревает пар (точка D), а затем пар направляется в ступень низкого давления паровой турбины, где расширяется (точка от E до F). Отработанный пар находится под давлением значительно ниже атмосферного, и, как видно из рисунка, пар находится в частично конденсированном состоянии (точка F), как правило, с качеством около 90%, но это гораздо более высокое качество пара, чем это было бы без подогрева.Соответственно, перегрев также имеет тенденцию решать проблему низкого качества пара в выхлопе турбины.

Турбина с отбором пара

Турбины с отбором пара распространены во всех областях применения. В некоторых приложениях, когда это необходимо, пар может быть отобран из турбины до того, как пар пройдет через последнюю ступень, названную отборной турбиной . Как и в турбинах с противодавлением, отобранный пар можно использовать во многих промышленных процессах или его можно использовать для повышения эффективности термодинамического цикла .Второй случай обычно известен как регенерация тепла .

Практически все большие паровые турбины используют регенерацию тепла (т.е. они являются вытяжными турбинами), так как это уменьшает количество топлива , которое должно быть добавлено в котел, на . Снижение добавляемого тепла может быть достигнуто путем передачи тепла (частично расширенный пар) от определенных секций паровой турбины, температура которого обычно намного выше температуры окружающей среды, питательной воде. Обратите внимание, что большая часть энергии, содержащейся в паре, находится в форме скрытой теплоты парообразования.Потоки экстракции можно контролировать с помощью клапана или оставить неуправляемыми.

Например, на большинстве атомных электростанций используется одновальный турбогенератор, который состоит из одной многоступенчатой ​​турбины л.с. с 3 или 4 саморегулирующихся линий отбора и трех параллельных многоступенчатых турбин низкого давления с 3 или 4 саморегулирующиеся вытяжные линии .

Нагреватели питательной воды высокого давления обычно нагреваются отборным паром от турбины высокого давления, HP, тогда как подогреватели питательной воды низкого давления обычно нагреваются отборным паром от турбины низкого давления, LP.Оба обычно саморегулируются. Это означает, что чем больше расход питательной воды, тем выше скорость поглощения тепла паром и тем больше расход отводимого пара.

Схема паровой турбины типового PWR мощностью 3000 МВт.

Лопатки турбины

Самыми важными элементами турбины являются лопаток турбины . Они являются основными элементами, преобразующими энергию давления рабочего тела в кинетическую энергию. Лопатки турбины бывают двух основных типов:

  • движущиеся лезвия
  • фиксированные лезвия

В паровых турбинах пар расширяется через неподвижную лопатку (сопло), где потенциальная энергия давления преобразуется в кинетическую энергию.Высокоскоростной пар из неподвижных сопел сталкивается с движущимися лопастями, меняет свое направление и также расширяется (в случае лопастей реактивного типа ). Изменение его направления и ускорение пара (в случае лопастей реактивного типа) прикладывают силу. Возникающий импульс толкает лопасти вперед, вызывая вращение ротора. Типы паровых турбин в зависимости от геометрии лопаток и процесса преобразования энергии:

  • турбина импульсная
  • реакционная турбина

Современные паровые турбины часто используют как реакцию, так и импульс в одном и том же агрегате, обычно изменяя степень реакции и импульса от хвостовика лопатки к ее периферии.Лопасти ротора обычно имеют конструкцию, напоминающую импульсную лопасть на месте гниения и реактивную лопасть на кончике.

Эффективность и надежность турбины зависят от правильной конструкции лопаток. Поэтому всем инженерам, занимающимся разработкой турбин, необходимо иметь представление о важности и основных аспектах конструкции лопаток паровой турбины. Проектирование лопаток турбины — это многопрофильная задача . Он включает в себя термодинамику, аэродинамику, машиностроение и материаловедение.

Для газовых турбин лопатки турбины часто являются ограничивающим элементом. Наивысшая температура в цикле возникает в конце процесса сгорания, и она ограничена максимальной температурой , которую могут выдержать лопаток турбины. Как обычно, металлургические соображения (около 1700 К) устанавливают верхний предел теплового КПД. Поэтому в лопатках турбины часто используются экзотические материалы, такие как суперсплавы , и множество различных методов охлаждения, таких как внутренние воздушные каналы, охлаждение пограничного слоя и термобарьерные покрытия.Разработка суперсплавов в 1940-х годах и новых методов обработки, таких как вакуумная индукционная плавка в 1950-х годах, значительно повысили температурную стойкость лопаток турбин. В лопатках современных турбин часто используются суперсплавы на основе никеля , содержащие хром, кобальт и рений.

Лопатки паровой турбины не подвергаются воздействию таких высоких температур, но они должны выдерживать работу с двухфазной жидкостью. Высокое содержание капель воды может привести к быстрому удару и эрозии лопастей, которые возникают при попадании на лопасти конденсата.Для предотвращения этого, например, в паропроводе, ведущем к турбине, устанавливаются отводы конденсата. Еще одна сложная задача для инженеров — это конструкция лопаток последней ступени турбины низкого давления. Эти лопасти должны быть (из-за большого удельного объема пара) очень длинными, что создает огромных центробежных сил во время работы. Следовательно, лопатки турбины подвергаются нагрузке от центробежной силы (ступени турбины могут вращаться со скоростью десятки тысяч оборотов в минуту (об / мин), но обычно со скоростью 1800 об / мин) и сил жидкости, которые могут вызвать разрушение, податливость или ползучесть.

Лопатки турбины — корень, профиль, кожух

Лопатки турбины обычно делятся на три части:

  • Корень. Корень является конструктивным элементом лопатки турбины, который фиксирует лопатку в роторе турбины.
  • Профиль. Профиль преобразует кинетическую энергию пара в механическую энергию лопасти.
  • Кожух. Кожух снижает вибрацию лопасти, которая может быть вызвана прохождением пара под высоким давлением через лопасти.

Потери в паровых турбинах

Паровая турбина — не идеальный тепловой двигатель. Потери энергии имеют тенденцию к снижению КПД и производительности турбины. Эта неэффективность может быть объяснена следующими причинами.

  • Остаточная потеря скорости. Скорость пара, выходящего из турбины, должна иметь определенное абсолютное значение (v ex ). Потери энергии из-за абсолютной скорости пара на выходе пропорциональны (v ex 2 /2).Этот тип потерь можно уменьшить, используя многоступенчатую турбину.
  • Наличие трения . В реальных термодинамических системах или в реальных тепловых двигателях часть общей неэффективности цикла связана с потерями на трение отдельных компонентов (например, сопел или лопаток турбины)
  • Утечка пара. Невозможно полностью изолировать ротор турбины и корпус. Некоторое количество пара вытекает из камеры без выполнения полезной работы.
  • Потери из-за механического трения в подшипниках. Каждый ротор турбины установлен на двух подшипниках, т.е. между каждым турбинным модулем установлены двойные подшипники.
  • Потери давления в регулирующих клапанах и паропроводах. Между парогенераторами и главной турбиной находятся запорные клапаны главного паропровода (MSIV), дроссельно-стопорные клапаны и регулирующие клапаны. Как и трение в трубе, незначительные потери равны , примерно пропорционально квадрату расхода . Скорость потока в основных паропроводах обычно очень высока.Хотя дросселирование является изэнтальпическим процессом, падение энтальпии, доступное для работы в турбине, уменьшается, потому что это приводит к увеличению на качества паров выходящего пара.
  • Потери из-за низкого качества пара . Отработанный пар находится под давлением значительно ниже атмосферного, и пар находится в частично конденсированном состоянии, как правило, с качеством около 90%. Более высокое содержание капель воды может вызвать быстрое столкновение и эрозию лопастей, что происходит при попадании конденсированной воды на лопасти.
  • Радиационные потери. Паровая турбина может работать в установившемся режиме с условиями на входе 6 МПа, t = 275,6 °. Поскольку это большая и тяжелая машина, она должна быть теплоизолирована, чтобы избежать потери тепла в окружающую среду.

Управление паровой турбиной

Управление паровой турбиной — это процедура управления расходом пара в паровой турбине, чтобы поддерживать скорость турбины достаточно постоянной независимо от нагрузки на турбину.Типичная главная турбина на атомных электростанциях, в которой пар расширяется от давления около 6 МПа до давления около 0,008 МПа, работает со скоростью около:

  • 3000 об / мин для систем 50 Гц для 2-полюсного генератора (или 1500 об / мин для 4-полюсного генератора),
  • 1800 об / мин для систем 60 Гц для 4-полюсного генератора (или 3600 об / мин для 2-полюсного генератора).

Изменение нагрузки (выходной мощности) во время работы паровой турбины может существенно повлиять на ее производительность и эффективность.Традиционно атомные электростанции (АЭС) рассматривались как источников базовой нагрузки и электроэнергии, поскольку они используют технологию с высокими постоянными затратами и низкими переменными затратами. Однако это простое положение вещей больше не применяется во всех странах. Доля ядерной энергетики в национальном энергобалансе некоторых стран стала настолько большой, что коммунальным предприятиям пришлось реализовать или улучшить маневренность своих электростанций, чтобы иметь возможность адаптировать электроснабжение к ежедневным, сезонным или другим колебаниям. в спросе на мощность.Например, это имеет место во Франции, где более 75% электроэнергии вырабатывается на АЭС, и где некоторые ядерные реакторы работают в режиме с отслеживанием нагрузки .

Основная цель работы паровой турбины — поддерживать постоянную скорость вращения независимо от переменной нагрузки. Это может быть достигнуто путем регулирования в паровой турбине. Основные методы регулирования, которые используются в паровых турбинах:

  1. Форсунка регулирующая. Источник: википедия.org Лицензия: CC BY-SA 3.0

    Дроссельная заслонка . Основными частями простой системы регулирования дроссельной заслонки являются дроссельные запорные клапаны и особенно регулирующие клапаны между парогенераторами и главной турбиной. Основная цель регулирующих клапанов — снизить расход пара. В связи с уменьшением массового расхода пара испытывает увеличивающееся падение давления на регулирующем клапане, что на самом деле является изэнтальпическим процессом. Хотя дросселирование является изэнтальпическим процессом, падение энтальпии, доступное для работы в турбине, уменьшается, потому что это приводит к увеличению на качества паров выходящего пара.

  2. Сопло регулирующее . При управлении форсункой подача пара от главного клапана делится на две, три или более линий. Расход пара регулируется путем открытия и закрытия комплектов форсунок, а не регулирования его давления.
  3. Управляющий байпас . Обычно он используется для предохранительного клапана, который пропускает пар непосредственно в последние ступени паровой турбины. Во время такой работы байпасные клапаны открываются, и свежий пар вводится в более поздние ступени турбины.Это генерирует больше энергии, чтобы удовлетворить возросшую нагрузку.
  4. Комбинация 2 и 3 .

Отключение турбины

Каждая паровая турбина также оснащена аварийными регуляторами , которые срабатывают при определенных условиях. Как правило, незапланированное аварийное отключение или турбины известно как «отключение турбины ». Сигнал отключения турбины инициирует быстрое закрытие из всех впускных паровых клапанов (например.грамм. запорные клапаны турбины — ТСВ) для перекрытия потока пара через турбину.

Событие отключения турбины — это стандартный постулируемый переходный процесс, который необходимо проанализировать в отчете по анализу безопасности (SAR) для атомных электростанций.

В случае аварийного отключения турбины, неисправность турбины или реакторной системы приводит к отключению турбины от линии из-за внезапной остановки потока пара к турбине. Типичные причины отключения турбины, например:

  • частота вращения вала турбины увеличивается сверх заданного значения (например.грамм. 110%) — превышение частоты вращения турбины
  • балансировка турбины нарушена или из-за сильных вибраций
  • неисправность системы смазки
  • низкий вакуум в конденсаторе
  • ручное аварийное отключение турбины

После отключения турбины реактор обычно отключается непосредственно по сигналу, поступающему от системы. С другой стороны, система защиты реактора подает сигнал отключения турбины всякий раз, когда происходит отключение реактора.Поскольку в ядерной системе подачи пара (NSSS) еще остается энергия, система автоматического байпаса турбины будет компенсировать избыточное производство пара.

Материалы для паровых турбин

Диапазон сплавов, используемых в паровых турбинах, относительно невелик, отчасти из-за необходимости обеспечить хорошее соответствие тепловых свойств, таких как расширение и проводимость, а отчасти из-за потребности в высокотемпературной прочности при приемлемой стоимости.

  • Материал для роторов турбин.Роторы паровых турбин обычно изготавливаются из низколегированной стали. Роль легирующих элементов заключается в повышении прокаливаемости с целью оптимизации механических свойств и ударной вязкости после термообработки. Роторы должны выдерживать самые высокие паровые условия, поэтому наиболее часто используемым сплавом является сталь CrMoV.
  • Материал обшивки. Корпуса паровых турбин обычно представляют собой большие конструкции сложной формы, которые должны обеспечивать удержание давления для паровой турбины.Из-за размера этих компонентов их стоимость оказывает сильное влияние на общую стоимость турбины. Материалами, используемыми в настоящее время для внутреннего и внешнего кожуха, обычно являются низколегированные стали CrMo (например, сталь 1-2CrMo). Для более высоких температур литые сплавы 9CrMoVNb считаются подходящими с точки зрения прочности.
  • Материал лопаток турбины. Для газовых турбин лопатки турбины часто являются ограничивающим элементом. Наивысшая температура в цикле возникает в конце процесса сгорания, и она ограничена максимальной температурой , которую могут выдержать лопаток турбины.Как обычно, металлургические соображения (около 1700 К) устанавливают верхний предел теплового КПД. Поэтому в лопатках турбин часто используются экзотические материалы, такие как суперсплавы , и множество различных методов охлаждения, таких как внутренние воздушные каналы, охлаждение пограничного слоя и термобарьерные покрытия. Разработка суперсплавов в 1940-х годах и новых методов обработки, таких как вакуумная индукционная плавка в 1950-х годах, значительно повысили температурную стойкость лопаток турбин. В лопатках современных турбин часто используются суперсплавы на основе никеля , в состав которых входят хром, кобальт и рений.
  • Лопатки паровой турбины не подвергаются воздействию таких высоких температур, но они должны выдерживать работу с двухфазной жидкостью. Высокое содержание капель воды может привести к быстрому удару и эрозии лопастей, которые возникают при попадании на лопасти конденсата. Для предотвращения этого, например, в паропроводе, ведущем к турбине, устанавливаются отводы конденсата. Еще одна сложная задача для инженеров — это конструкция лопаток последней ступени турбины низкого давления. Эти лопасти должны быть (из-за большого удельного объема пара) очень длинными, что создает огромных центробежных сил во время работы.Следовательно, лопатки турбины подвергаются нагрузке от центробежной силы (ступени турбины могут вращаться со скоростью десятки тысяч оборотов в минуту (об / мин), но обычно со скоростью 1800 об / мин) и сил жидкости, которые могут вызвать разрушение, податливость или ползучесть.

См. Также: Материалы для паровых турбин — проблемы материалов

Принцип работы турбогенератора — производство электроэнергии

На большинстве атомных электростанций используется одновальный турбогенератор , который состоит из одной многоступенчатой ​​турбины высокого давления и трех параллельных многоступенчатых турбин низкого давления , главного генератора и возбудителя. л.с. Турбина — это обычно двухпоточная импульсная турбина (или реактивного типа) с примерно 10 ступенями с закрытыми лопатками и вырабатывающая около 30-40% полной выходной мощности энергоблока. Турбины низкого давления — это обычно двухпоточные реактивные турбины с примерно 5-8 ступенями (с закрытыми лопатками и с отдельно стоящими лопатками последних 3 ступеней). Турбины низкого давления вырабатывают примерно 60-70% полной выходной мощности энергоблока. Каждый ротор турбины установлен на двух подшипниках, т.е.е. между каждым турбинным модулем установлены двойные подшипники.

Схема паровой турбины типового PWR мощностью 3000 МВт.

От парогенератора до главных паропроводов — испарение

Парогенератор — вертикальный

Система преобразования энергии типичного реактора PWR начинается с парогенераторов на сторонах их кожуха. Парогенераторы представляют собой теплообменники , используемые для преобразования питательной воды в пар из тепла, производимого в активной зоне ядерного реактора. Питательная вода (вторичный контур) нагревается от ~ 230 ° C до 500 ° F (жидкость, предварительно нагретая регенераторами) до точки кипения этой жидкости (280 ° C; 536 ° F; 6,5 МПа) .Тепло передается через стенки этих труб к вторичному теплоносителю более низкого давления, расположенному на вторичной стороне теплообменника, где теплоноситель испаряется в пар под давлением ( насыщенный пар 280 ° C; 536 ° F; 6,5 МПа. ) . Насыщенный пар покидает парогенератор через выпускное отверстие для пара и направляется в основные паропроводы и далее в паровую турбину .

Эти главные паропроводы связаны (например,через паросборную трубу) рядом с турбиной, чтобы разница давлений между парогенераторами не превышала заданного значения, таким образом поддерживая баланс системы и обеспечивая равномерный отвод тепла от системы охлаждения реактора (RCS). Пар проходит через запорные клапаны магистрального паропровода (MSIV), которые очень важны с точки зрения безопасности, к турбине высокого давления. Непосредственно на входе в паровую турбину находится дроссельно-запорных клапанов и регулирующих клапанов .Управление турбиной достигается за счет изменения открытия этих клапанов турбины. В случае отключения турбины подача пара должна быть отключена очень быстро, обычно за доли секунды, поэтому запорные клапаны должны работать быстро и надежно.

Испарение воды при высоком давлении — Энергетический баланс в парогенераторе

Парогенератор — вертикальный

Рассчитайте количество теплоносителя первого контура, которое требуется для испарения 1 кг питательной воды в типичном парогенераторе.Предположим, что потери энергии отсутствуют, это всего лишь идеализированный пример.

Баланс первого контура

Горячий теплоноситель первого контура ( вода, 330 ° C; 626 ° F; 16 МПа ) закачивается в парогенератор через вход первого контура. Теплоноситель первого контура покидает (вода 295 ° C; 563 ° F; 16 МПа) парогенератор через выпускное отверстие первого контура.

ч I, вход = 1516 кДж / кг

=> Δh I = -206 кДж / кг

ч I, выход = 1310 кДж / кг

Остаток питательной воды

Температурные градиенты в типичном парогенераторе PWR.

Питательная вода ( вода 230 ° C; 446 ° F; 6,5 МПа ) закачивается в парогенератор через вход питательной воды. Питательная вода (вторичный контур) нагревается от ~ 230 ° C 446 ° F до точки кипения этой жидкости (280 ° C; 536 ° F; 6,5 МПа) . Затем питательная вода испаряется, и сжатый пар (насыщенный пар 280 ° C; 536 ° F; 6,5 МПа) покидает парогенератор через выпускное отверстие для пара и направляется в паровую турбину.

ч II, вход = 991 кДж / кг

=> Δh II = 1789 кДж / кг

ч II, выход = 2780 кДж / кг

Весы парогенератора

Поскольку разница в удельных энтальпиях для теплоносителя первого контура меньше, чем для питательной воды, очевидно, что количество теплоносителя первого контура будет выше 1 кг.Для производства 1 кг насыщенного пара из питательной воды требуется около 1789/206 x 1 кг = 8,68 кг теплоносителя первого контура.

Изобарическое добавление тепла

Цикл Ренкина — Ts Диаграмма

Изобарическое добавление тепла (в теплообменнике — котле) — В этой фазе (между состоянием 2 и состоянием 3) происходит теплопередача при постоянном давлении жидкому конденсату от внешнего источника, поскольку камера открыта для входа и выхода. Питательная вода (вторичный контур) нагревается до точки кипения (2 → 3a) этой жидкости, а затем испаряется в котле (3a → 3).Чистое добавленное тепло определяется как Q прибавить = H 3 — H 2

От клапанов турбины до конденсатора — расширение

Цикл Ренкина — Ts диаграмма

Обычно на большинстве из атомных электростанций эксплуатируется многоступенчатых конденсационных паровых турбин . В этих турбинах ступень высокого давления получает пар (этот пар является почти насыщенным паром — x = 0,995 — точка C на рисунке; ​​ 6 МПа ; 275.6 ° C) из парогенератора и выводят его в сепаратор-подогреватель влаги (MSR — точка D). Пар необходимо повторно нагреть, чтобы избежать повреждений, которые могут быть нанесены лопаткам паровой турбины паром низкого качества. Высокое содержание капель воды может привести к быстрому удару и эрозии лопастей, которые возникают при попадании на лопасти конденсата. Для предотвращения этого в паропроводе, ведущем к турбине, устанавливаются отводы конденсата.

Источник: ТВО — АЭС Олкилуото 3 www.tvo.fi / uploads / julkaisut / tiedostot / ydinvoimalayks_OL3_ENG.pdf

Обезвоженный пар перегревается отборным паром из ступени высокого давления турбины и паром непосредственно из главных паропроводов. Греющий пар конденсируется в трубках и отводится в систему питательной воды.

Подогреватель нагревает пар (точка D), а затем пар направляется в ступень низкого давления паровой турбины, где расширяется (точка от E до F). Затем отработанный пар конденсируется в конденсаторе и находится под давлением значительно ниже атмосферного (абсолютное давление 0.008 МПа ) и находится в частично конденсированном состоянии (точка F), как правило, с качеством около 90%. Ступени высокого и низкого давления турбины обычно находятся на одном валу и приводят в действие общий генератор, но имеют разные корпуса. Главный генератор вырабатывает электроэнергию, которая подается в электрическую сеть.

Расширение ступени высокого давления паровой турбины

Ступень высокого давления паровой турбины работает в установившемся режиме с условиями на входе 6 МПа, t = 275.6 ° C, x = 1 (точка C). Пар выходит из этой ступени турбины под давлением 1,15 МПа, 186 ° C и x = 0,87 (точка D). Вычислите разницы энтальпии (работа, выполняемая турбиной HP) между этими двумя состояниями.

Энтальпия для состояния C может быть выбрана непосредственно из таблиц пара, тогда как энтальпия для состояния D должна быть рассчитана с использованием качества пара:

ч 1, влажный = 2785 кДж / кг

h 2, влажный = h 2, s x + (1 — x) h 2 = 2782.0,87 + (1 — 0,87). 790 = 2420 + 103 = 2523 кДж / кг

Δh = 262 кДж / кг = W HP

Изэнтропическое расширение

Цикл Ренкина — Ts Diagram

Изэнтропическое расширение (расширение в паровой турбине) — Пар из котла адиабатически расширяется из состояния 3 в состояние 4 в паровой турбине для выполнения работы, а затем сбрасывается в конденсатор (частично конденсируется). Пар действительно воздействует на окружающую среду (лопасти турбины) и теряет количество энтальпии, равное работе, которая покидает систему.Работа, выполняемая турбиной, определяется как W T = H 4 — H 3 . И снова энтропия не изменилась.

От конденсатора к конденсатным насосам — Конденсация

Главный конденсатор конденсирует отработавший пар из ступеней низкого давления главной турбины, а также из системы сброса пара. Отработанный пар конденсируется, проходя по трубкам с водой из системы охлаждения.

Давление внутри конденсатора определяется температурой окружающего воздуха (т.е. температурой воды в системе охлаждения) и паровыми эжекторами или вакуумными насосами , которые отбирают газы (неконденсируемые) из поверхностного конденсатора и выбросить их в атмосферу.

Наименьшее возможное давление в конденсаторе — это давление насыщения, соответствующее температуре окружающей среды (например, абсолютное давление 0,008 МПа, соответствует 41.5 ° С ). Обратите внимание, что всегда существует разница температур (около ΔT = 14 ° C ) между температурой конденсатора и температурой окружающей среды, которая возникает из-за конечных размеров и эффективности конденсаторов. Поскольку ни один из конденсаторов не является теплообменником с 100% эффективностью, всегда существует разница температур между температурой насыщения (вторичная сторона) и температурой хладагента в системе охлаждения. Кроме того, имеется конструктивная неэффективность, которая снижает общий КПД турбины.В идеале пар, выпускаемый в конденсатор, должен иметь без переохлаждения . Но настоящие конденсаторы предназначены для переохлаждения жидкости на несколько градусов Цельсия, чтобы избежать кавитации на всасывании в конденсатных насосах. Но это переохлаждение увеличивает неэффективность цикла, потому что для повторного нагрева воды требуется больше энергии.

Уменьшение давления на выхлопе турбины увеличивает чистую работу за цикл, но также снижает паросодержание выходящего пара.

Цель поддержания минимально возможного давления выхлопных газов турбины является основной причиной включения конденсатора в тепловую электростанцию.Конденсатор создает вакуум, который максимизирует энергию, извлекаемую из пара, что приводит к значительному увеличению чистой работы и теплового КПД. Но и этот параметр (давление в конденсаторе) имеет свои технические пределы:

  • Снижение давления выхлопных газов турбины снижает качество пара (или долю сухости). В какой-то момент расширение необходимо прекратить, чтобы избежать повреждений, которые могут быть нанесены лопаткам паровой турбины паром низкого качества.
  • Снижение давления на выхлопе турбины значительно увеличивает удельный объем отработанного пара, что требует огромных лопаток в последних рядах ступени низкого давления паровой турбины.

В типичной паровой турбине отработанный пар конденсируется в конденсаторе и находится под давлением значительно ниже атмосферного (абсолютное давление 0,008 МПа, , что соответствует 41,5 ° C). Этот пар находится в частично конденсированном состоянии (точка F), обычно его качество составляет около 90%. Обратите внимание, что давление внутри конденсатора также зависит от окружающих атмосферных условий:

  • температура, давление и влажность воздуха при охлаждении в атмосферу
  • Температура воды и расход при охлаждении в реке или море

Повышение температуры окружающей среды вызывает пропорциональное увеличение давления отработанного пара ( ΔT = 14 ° C, обычно является постоянной величиной), следовательно, термический КПД системы преобразования энергии снижается.Другими словами, электрическая выходная мощность электростанции может изменяться с окружающими условиями , в то время как тепловая мощность остается постоянной.

Конденсированный пар (теперь называемый конденсатом) собирается в горячем колодце конденсатора. Нагревательный колодец конденсатора также обеспечивает емкость для хранения воды, которая требуется для эксплуатационных целей, например, для подпитки питательной воды. Конденсат (насыщенная или слегка переохлажденная жидкость) подается в конденсатный насос, а затем перекачивается конденсатными насосами в деаэратор через систему подогрева питательной воды.Конденсатные насосы повышают давление обычно примерно до p = 1-2 МПа. Обычно имеется четыре центробежных конденсатных насоса на одну треть производительности с общими всасывающими и напорными коллекторами. Обычно работают три насоса, один в резерве.

Изобарический отвод тепла

Изобарический отвод тепла (в теплообменнике) — На этом этапе цикл завершается процессом с постоянным давлением, в котором тепло отводится от частично конденсированного пара. Происходит передача тепла от пара к охлаждающей воде, протекающей в охлаждающем контуре.Пар конденсируется, и температура охлаждающей воды повышается. Отклоненное чистое тепло определяется как Q re = H 4 — H 1

От насосов конденсата к насосам питательной воды — регенерация тепла

Конденсат из конденсатных насосов затем проходит через несколько ступеней нагревателей питательной воды низкого давления , в которых температура конденсата повышается за счет передачи тепла от пара, отбираемого из турбин низкого давления.Обычно в каскад включаются три или четыре ступени подогревателей питательной воды низкого давления. Конденсат выходит из нагревателей питательной воды низкого давления примерно при p = 1 МПа, t = 150 ° C и поступает в деаэратор . Основная конденсатная система также содержит систему механической очистки конденсата от примесей. Подогреватели питательной воды саморегулирующиеся. Это означает, что чем больше расход питательной воды, тем выше скорость поглощения тепла паром и тем больше расход отводимого пара.

В паропроводах отборного пара между нагревателями питательной воды и турбиной установлены обратные клапаны. Эти обратные клапаны предотвращают обратный поток пара или воды в случае отключения турбины, что вызывает быстрое снижение давления внутри турбины. Любая вода, попадающая в турбину таким образом, может серьезно повредить лопасти турбины.

Регенерация тепла

Процесс регенерации тепла значительно увеличивает тепловой КПД паровой турбины за счет уменьшения количества топлива , которое необходимо добавить в котел.Этот процесс известен как регенерации тепла , и для этой цели можно использовать регенераторов тепла . Иногда инженеры используют термин экономайзер , который означает теплообменник, предназначенный для снижения энергопотребления, особенно в случае предварительного нагрева жидкости . С другой стороны, процесс отвода пара из турбины в определенной точке ее расширения и использования этого пара для нагрева питательной воды, подаваемой в котел, известен как отвод , и следует отметить небольшой объем работы, Вт T , теряется турбиной.

Как видно из статьи «Парогенератор», питательная вода (вторичный контур) на входе в парогенератор может иметь температуру около ~ 230 ° C (446 ° F) , а затем нагревается до температуры кипения этого парогенератора. жидкость (280 ° C; 536 ° F; 6,5 МПа) и испаряется. Но конденсат на выходе из конденсатора может иметь температуру около 40 ° C , поэтому регенерация тепла в типичном PWR значительна и очень важна:

  • Регенерация тепла увеличивает тепловой КПД, поскольку большая часть теплового потока в цикл происходит при более высокой температуре.
  • Регенерация тепла вызывает уменьшение массового расхода, особенно через ступени низкого давления паровой турбины, следовательно, КПД изэнтропической турбины низкого давления увеличивается. Обратите внимание, что на последней стадии расширения пар имеет очень большой удельный объем, что требует больших лопаток последней ступени.
  • Регенерация тепла приводит к повышению качества рабочего пара, так как стоки расположены по периферии корпуса турбины, где более высокая концентрация капель воды.Улучшенный дренаж турбины означает меньше проблем с эрозией лопаток.

Деаэратор

Принципиальная схема типичного деаэратора лоткового типа. Источник: wikipedia.org Лицензия: CC BY-SA 3.0

В общем, деаэратор — это устройство, которое используется для удаления кислорода и других растворенных газов из питательной воды в парогенераторы. Деаэратор является частью системы подогрева питательной воды. Обычно он располагается между последним нагревателем низкого давления и подкачивающими насосами питательной воды.В частности, растворенный кислород в парогенераторе может вызвать серьезные коррозионные повреждения из-за прикрепления к стенкам металлических трубопроводов и другого металлического оборудования и образования оксидов (ржавчины). Кроме того, растворенный диоксид углерода соединяется с водой с образованием угольной кислоты, которая вызывает дальнейшую коррозию.

В деаэраторе конденсат нагревается до состояния насыщения обычно паром, отбираемым из паровой турбины. Отводимый пар смешивается в деаэраторе с помощью системы распылительных форсунок и каскадных тарелок, между которыми просачивается пар.Любые растворенные газы в конденсате высвобождаются в этом процессе и удаляются из деаэратора путем отвода в атмосферу или в главный конденсатор. Непосредственно под деаэратором находится резервуар для хранения питательной воды , в котором хранится большое количество питательной воды в условиях, близких к насыщению. В случае аварийного останова турбины эта питательная вода может подаваться в парогенераторы для поддержания необходимого запаса воды во время переходного режима. Деаэратор и резервуар для хранения обычно расположены на большой высоте в машинном зале, чтобы обеспечить достаточный чистый положительный напор на всасывании (NPSH) на входе в насосы питательной воды. NPSH используется для измерения того, насколько близок флюид к условиям насыщения. Понижение давления на стороне всасывания может вызвать кавитацию . Такое расположение сводит к минимуму риск кавитации в насосе.

От насосов питательной воды до парогенератора

Система насосов питательной воды обычно состоит из трех параллельных линий ( 3 × 50% ) насосов питательной воды с общими всасывающими и напорными коллекторами. Каждый насос питательной воды состоит из бустера и основного насоса питательной воды.Насосы питательной воды (обычно приводимые в действие паровыми турбинами) повышают давление конденсата (~ 1 МПа) до давления в парогенераторе (~ 6,5 МПа).

Подкачивающие насосы обеспечивают необходимое давление всасывания основного насоса питательной воды. Эти насосы (оба насоса питательной воды) обычно представляют собой насосы высокого давления (обычно центробежного типа), которые всасывают воду из резервуара для хранения деаэраторной воды, который установлен непосредственно под деаэратором, и питают основные насосы питательной воды.Отвод воды из насосов питательной воды проходит через нагреватели питательной воды высокого давления , поступает в защитную оболочку, а затем в парогенераторы.

Поток питательной воды к каждому парогенератору регулируется регулирующими клапанами питательной воды ( FRV ) в каждой линии питательной воды. Регулятор автоматически управляется уровнем парогенератора, расходом пара и расходом питательной воды.

Нагреватели питательной воды высокого давления нагреваются отборным паром турбины высокого давления HP Turbine.Сливы от нагревателей питательной воды высокого давления обычно направляются в деаэратор.

Парогенератор — вертикальный

Питательная вода ( вода 230 ° C; 446 ° F; 6,5 МПа ) закачивается в парогенератор через вход питательной воды. В парогенераторе питательная вода (вторичный контур) нагревается от ~ 230 ° C 446 ° F до точки кипения этой жидкости (280 ° C; 536 ° F; 6,5 МПа) . Затем питательная вода испаряется, и пар под давлением ( насыщенный пар 280 ° C; 536 ° F; 6,5 МПа) покидает парогенератор через выход пара и направляется в паровую турбину, тем самым завершая цикл.

Изэнтропическое сжатие

Изэнтропическое сжатие (сжатие в центробежных насосах) — Жидкий конденсат адиабатически сжимается из состояния 1 в состояние 2 центробежными насосами (обычно конденсатными насосами, а затем насосами питательной воды). Жидкий конденсат перекачивается из конденсатора в котел более высокого давления. В этом процессе окружающая среда воздействует на жидкость, увеличивая ее энтальпию (h = u + pv) и сжимая ее (увеличивая давление). С другой стороны, энтропия остается неизменной.Необходимая для компрессора работа определяется по формуле W Насосы = H 2 — H 1 .

Турбина | Британника

Турбина , любое из различных устройств, преобразующих энергию потока жидкости в механическую энергию. Преобразование обычно осуществляется путем пропускания жидкости через систему стационарных каналов или лопастей, которые чередуются с каналами, состоящими из лопастей, похожих на ребра, прикрепленных к ротору.Путем организации потока так, чтобы на лопасти ротора действовала касательная сила или крутящий момент, ротор вращается, и работа извлекается.

Ветровые турбины возле Техачапи, Калифорния

© Грег Рэндлс / Shutterstock.com

Турбины можно разделить на четыре основных типа в зависимости от используемых жидкостей: вода, пар, газ и ветер. Хотя одни и те же принципы применимы ко всем турбинам, их конкретные конструкции достаточно различаются, чтобы заслужить отдельное описание.

Водяная турбина использует потенциальную энергию, возникающую в результате разницы в высоте между верхним водным резервуаром и уровнем воды на выходе из турбины (отводящий трубопровод), для преобразования этого так называемого напора в работу.Водяные турбины — современные преемники простых водяных колес, которым около 2000 лет. Сегодня гидротурбины в основном используются для производства электроэнергии.

Однако наибольшее количество электроэнергии вырабатывается паровыми турбинами, соединенными с электрогенераторами. Турбины приводятся в действие паром, вырабатываемым либо в генераторе, работающем на ископаемом топливе, либо в генераторе, работающем на атомной энергии. Энергия, которую можно извлечь из пара, удобно выражать через изменение энтальпии в турбине.Энтальпия отражает формы тепловой и механической энергии в процессе потока и определяется суммой внутренней тепловой энергии и произведением давления на объем. Доступное изменение энтальпии через паровую турбину увеличивается с увеличением температуры и давления парогенератора и с уменьшением давления на выходе из турбины.

Получите подписку Britannica Premium и получите доступ к эксклюзивному контенту. Подпишитесь сейчас

Для газовых турбин энергия, извлекаемая из текучей среды, также может быть выражена через изменение энтальпии, которое для газа почти пропорционально перепаду температуры в турбине.В газовых турбинах рабочим телом является воздух, смешанный с газообразными продуктами сгорания. Большинство газотурбинных двигателей включает, по крайней мере, компрессор, камеру сгорания и турбину. Обычно они монтируются как единое целое и работают как законченный первичный двигатель в так называемом открытом цикле, когда воздух всасывается из атмосферы, а продукты сгорания, наконец, снова выбрасываются в атмосферу. Поскольку успешная работа зависит от интеграции всех компонентов, важно рассматривать устройство в целом, которое на самом деле является двигателем внутреннего сгорания, а не только турбиной.По этой причине газовые турбины рассматриваются в статье двигатель внутреннего сгорания.

Энергия ветра может быть извлечена ветряной турбиной для производства электроэнергии или для откачки воды из скважин. Ветряные турбины являются преемниками ветряных мельниц, которые были важным источником энергии с позднего средневековья до XIX века.

Фред Лэндис

Водяные турбины обычно делятся на две категории: (1) импульсные турбины, используемые для высокого напора воды и низкого расхода, и (2) реакционные турбины, обычно используемые для напора ниже примерно 450 метров и среднего или высокого расхода.Эти два класса включают в себя основные типы, обычно используемые, а именно, импульсные турбины Пелтона и реактивные турбины типа Фрэнсиса, пропеллера, Каплана и Дериаза. Турбины могут быть оборудованы как горизонтальными, так и, чаще, вертикальными валами. Для каждого типа возможны широкие вариации конструкции для соответствия конкретным местным гидравлическим условиям. Сегодня большинство гидравлических турбин используются для выработки электроэнергии на гидроэлектростанциях.

Импульсные турбины

В импульсной турбине потенциальная энергия или напор воды сначала преобразуется в кинетическую энергию путем выпуска воды через сопло тщательно продуманной формы.Струя, выбрасываемая в воздух, направляется на изогнутые лопатки, закрепленные на периферии бегунка, для извлечения энергии воды и преобразования ее в полезную работу.

Современные импульсные турбины основаны на конструкции, запатентованной в 1889 году американским инженером Лестером Алленом Пелтоном. Свободная водная струя попадает в лопатки турбины по касательной. Каждый ковш имеет высокий центральный гребень, так что поток разделяется, оставляя желоб с обеих сторон. Колеса Пелтона подходят для высоких напоров, обычно выше 450 метров при относительно низком расходе воды.Для максимальной эффективности скорость конца рабочего колеса должна составлять примерно половину скорости ударной струи. КПД (работа, производимая турбиной, деленная на кинетическую энергию свободной струи) может превышать 91 процент при работе с 60–80 процентами полной нагрузки.

Мощность одного колеса можно увеличить, используя более одного жиклера. Для горизонтальных валов характерны двухструйные устройства. Иногда на одном валу устанавливаются два отдельных бегунка, приводящих в движение один электрогенератор. Агрегаты с вертикальным валом могут иметь четыре или более отдельных форсунок.

Если электрическая нагрузка на турбину изменяется, ее выходная мощность должна быть быстро отрегулирована в соответствии с потребностями. Это требует изменения расхода воды, чтобы поддерживать постоянную скорость генератора. Скорость потока через каждое сопло регулируется расположенным в центре наконечником или иглой аккуратной формы, которая скользит вперед или назад под управлением гидравлического серводвигателя.

Правильная конструкция иглы гарантирует, что скорость воды, выходящей из сопла, остается практически неизменной независимо от отверстия, обеспечивая почти постоянную эффективность в большей части рабочего диапазона.Нецелесообразно внезапно уменьшать поток воды, чтобы соответствовать уменьшению нагрузки. Это может привести к разрушительному скачку давления (гидроудару) в подающем трубопроводе или напорном затворе. Таких скачков можно избежать, добавив временное сопло для разлива, которое открывается при закрытии основного сопла, или, что более часто, частично вставляя отражающую пластину между струей и колесом, отклоняя и рассеивая часть энергии при медленном закрытии иглы.

Другой тип импульсной турбины — турбина турго.Струя падает под косым углом на бегунок с одной стороны и продолжает двигаться по единственному пути, выходя на другую сторону бегунка. Этот тип турбины использовался в установках среднего размера с умеренно высоким напором.

Реакционные турбины

В реакционной турбине силы, приводящие в движение ротор, достигаются за счет реакции ускоряющегося потока воды в рабочем колесе при падении давления. Принцип реакции можно наблюдать в роторном оросителе для газонов, где выходящая струя вращает ротор в противоположном направлении.Из-за большого разнообразия возможных конструкций рабочего колеса реактивные турбины могут использоваться в гораздо большем диапазоне напоров и расходов, чем импульсные турбины. Реакционные турбины обычно имеют спиральный впускной кожух, который включает регулирующие заслонки для регулирования потока воды. На входе часть потенциальной энергии воды может быть преобразована в кинетическую энергию по мере ускорения потока. Впоследствии энергия воды отбирается в роторе.

Как отмечалось выше, широко используются четыре основных типа реактивных турбин: турбины Каплана, Фрэнсиса, Дериаза и пропеллерные.В турбинах Каплана с фиксированными лопастями и турбинами с регулируемыми лопастями (названными в честь австрийского изобретателя Виктора Каплана) через машину, по существу, существует осевой поток. В турбинах типа Фрэнсиса и Дериаза (после родившегося в Британии американского изобретателя Джеймса Б. Фрэнсиса и швейцарского инженера Поля Дериаза, соответственно) используется «смешанный поток», когда вода поступает радиально внутрь и выпускается в осевом направлении. Рабочие лопасти на турбинах Фрэнсиса и пропеллера состоят из неподвижных лопастей, в то время как в турбинах Каплана и Дериаза лопасти могут вращаться вокруг своей оси, которая находится под прямым углом к ​​главному валу.

Конструкция и принцип действия турбокомпрессора — турбина

Турбонагнетатель основные функции принципиально не изменились со времен Альфреда Бюхи. Турбокомпрессор состоит из компрессора и турбины, соединенных общим валом. Турбина с приводом от выхлопных газов обеспечивает приводную энергию для компрессора.

Дизайн и принцип действия

Турбина турбонагнетателя, состоящая из турбинного колеса и корпуса турбины, преобразует выхлопные газы двигателя в механическую энергию для привода компрессора.Газ, который ограничен площадью поперечного сечения потока турбины, приводит к при перепаде давления и температуры между входом и выходом. Это падение давления преобразуется турбиной в кинетическую энергию для привода турбинного колеса.

Есть два основных типа турбин: осевые и радиальные. В осевом типе, поток через колесо идет только в осевом направлении. В радиальных турбинах приток газа центростремительный, т.е.е. в радиальном направлении снаружи внутрь, а газ отток в осевом направлении.

До диаметра колеса около 160 мм используются только радиальные турбины. Этот соответствует мощности двигателя около 1000 кВт на турбокомпрессор. От 300 мм и более используются только осевые турбины. Между этими двумя значениями оба варианта возможны.

Поскольку турбина с радиальным потоком является наиболее популярным типом для автомобильной промышленности, следующее описание ограничено конструкцией и функциями этой турбины. тип.В улитке таких радиальных или центростремительных турбин давление выхлопных газов преобразуется в кинетическую энергию и выхлопные газы по окружности колеса направлен с постоянной скоростью к турбинному колесу. Передача энергии от кинетической преобразование энергии в мощность на валу происходит в турбинном колесе, которое сконструировано таким образом, чтобы почти вся кинетическая энергия преобразуется к тому времени, когда газ достигает колеса выход.

Рабочие характеристики

Производительность турбины увеличивается по мере падения давления между входом и выходом. увеличивается, т.е.е. когда больше выхлопных газов забивается перед турбиной в результате более высоких оборотов двигателя, или в случае повышения температуры выхлопных газов из-за к более высокой энергии выхлопных газов.

Характерное поведение турбины определяется удельным поперечным сечением потока, поперечное сечение горловины в зоне перехода впускного канала к спиральной камере. За счет уменьшения этого поперечного сечения горловины больше выхлопных газов задерживается выше по потоку. турбина и производительность турбины увеличивается в результате более высокого давления соотношение.Таким образом, меньшее поперечное сечение потока приводит к более высокому давлению наддува.
Площадь поперечного сечения потока турбины может быть легко изменена путем замены турбины. Корпус.

Помимо площади проточного сечения корпуса турбины, площадь выхода на колесо Впуск также влияет на пропускную способность турбины по массе. Обработка турбины Литой контур колеса допускает площадь поперечного сечения и, следовательно, давление наддува, быть отрегулированным.Увеличение контура приводит к увеличению площади поперечного сечения потока. турбины.

Турбины с изменяемой геометрией турбины изменяют поперечное сечение потока между улитками. канал и вход колеса. Площадь выхода на турбинное колесо изменяется на переменную направляющие лопатки или регулируемое скользящее кольцо, закрывающее часть поперечного сечения.

На практике рабочие характеристики турбин турбонагнетателя отработавших газов описываются картами, показывающими параметры потока в зависимости от давления в турбине. соотношение.Карта турбины показывает кривые массового расхода и КПД турбины для различные скорости. Чтобы упростить карту, кривые массового расхода, а также КПД, можно показать средней кривой

Для высокой общей эффективности турбокомпрессора согласование компрессора и Диаметр турбинного колеса имеет жизненно важное значение. Положение рабочей точки на карте компрессора определяет частоту вращения турбокомпрессора. Диаметр турбинного колеса должен быть таким, чтобы КПД турбины был максимальным в этом рабочем диапазоне.

Турбины с двойным входом

Турбина редко подвергается постоянному давлению выхлопных газов. В импульсном режиме с турбонаддувом коммерческие дизельные двигатели, турбины с двойным входом позволяют снизить пульсации выхлопных газов. оптимизирован, поскольку более высокая степень сжатия турбины достигается за более короткое время. Таким образом, за счет увеличения степени сжатия эффективность повышается, улучшая очень важный временной интервал, когда через него проходит высокий, более эффективный массовый расход турбина.В результате этого улучшенного использования энергии выхлопных газов двигатель характеристики давления наддува и, следовательно, характеристики крутящего момента улучшаются, особенно при низких оборотах двигателя.

Турбокомпрессор с двухкамерной турбиной

Чтобы различные цилиндры не мешали друг другу во время зарядки В циклах обмена три цилиндра соединены в один выпускной коллектор.Двойной вход Затем турбины позволяют отдельно пропускать поток выхлопных газов через турбину.

Кожухи турбины с водяным охлаждением

Турбокомпрессор с корпусом турбины с водяным охлаждением для морского применения

При проектировании турбокомпрессора необходимо также учитывать аспекты безопасности. На корабле Например, в машинном отделении следует избегать горячих поверхностей из-за опасности возгорания.Таким образом, корпуса турбин с водяным охлаждением или корпуса турбин, покрытые изоляционным материалом. материал используется для морских применений.

Исследование характеристик потока лопасти ветряной турбины с вихревыми генераторами

Регулирование потока в корневой части лопасти имеет особое значение для аэродинамических характеристик больших ветряных турбин. В статье изучается возможность повышения пневматической мощности лопастей за счет применения вихревых генераторов (ВГ) для больших ветряных турбин с горизонтальной осью винта с регулируемым гребным валом с горизонтальной осью лопастей 2 МВт в качестве объекта исследования.В статье разработаны три варианта установки ВГ; они разбросаны в разных положениях по хорде у основания лопасти, а затем рассчитываются, соответственно, методом CFD. Результаты показывают, что VG, установленные на линии разделения выше по потоку, с линией разделения основания лопасти в качестве эталона, показывают лучший эффект. Пневматическая мощность лопастей увеличивается на 0,6% за счет установки ВГ. Хотя влияние на большие ветряные турбины не очевидно, есть место для оптимизации.

1.Введение

По мере увеличения эффективности автономной ветряной турбины, длина лопастей ротора также постепенно увеличивалась. Для более ранних лопастей ветряных турбин, которые использовались с более тонким аэродинамическим профилем, они с большей вероятностью ломались при ударе большей прочности и нагрузки. В настоящее время толстые аэродинамические профили обычно наносят на основание лопастей крупногабаритных ветряных турбин, чтобы улучшить конструктивную прочность лопасти. Однако толстый аэродинамический профиль очень легко создает разделение потока, а поток в хвостовой части лопатки аэродинамического профиля часто является неконструктивным, что увеличивает вероятность разделения потока.Когда происходит разделение потока, это будет иметь негативное влияние на эффективность улавливания энергии ветра ветряными турбинами [1–4], поэтому постепенно становится горячей точкой исследования при изучении аэродинамики ветряных турбин для повышения эффективности пневматики ветряных машин за счет управления лопастями. отрыв корневого потока.

Вихревой генератор (VG) представляет собой средство контроля потока, которое впервые было продвинуто и применено к крыльям самолета Тейлором в середине прошлого века. Вихревые генераторы на самом деле представляют собой крылья с низким удлинением, вертикально расположенные на поверхности лопастей ветряных турбин.Две стороны крылышка — это сторона нагнетания и сторона всасывания, которые могут создавать вихрь на законцовках крыла, а удлинение небольшое; сила завихрения на законцовках крыла больше. Вихрь на законцовке крыла с высокой энергией может способствовать перемешиванию жидкости с высокой кинетической энергией за пределами пограничного слоя с жидкостью с низким импульсом внутри пограничного слоя и увеличивать импульс и энергию жидкости внутри пограничного слоя, так что отрыв пограничного слоя задерживается или устранены, что в конечном итоге привело к увеличению подъемной силы аэродинамического профиля и уменьшению лобового сопротивления [5–9].

Никерсон-младший [10] в ходе эксперимента в аэродинамической трубе изучил правило изменения сопротивления, характерного для толстых аэродинамических поверхностей лопастей большой ветровой турбины после добавления вихревого генератора, и обнаружил, что вихревой генератор может увеличить коэффициент подъемной силы крыльев таким образом, чтобы достичь цель улучшения аэродинамического качества. Gyatt [11] проанализировал и изучил небольшую двухлопастную ветряную турбину с горизонтальной осью, установленную с генераторами вихрей, вращающимися в противоположных направлениях. Было три типа устройства вихревых генераторов: внутренний полуполопастной, внешний полулопаточный и весь размах лопастей.Данные измерений в поле ветра показывают, что установка вихревых генераторов может повысить выходную мощность ветряных турбин на 20% при скорости ветра набегающего потока 10 м / с или более, падение мощности менее 4% в условиях низкой скорость ветра. При численном моделировании в 2004 году Йохансен и другие в своем докладе о пневматике исследовали влияние треугольных вихревых генераторов на аэродинамические характеристики лопастей [12]; а в 2005 году они приступили к трехмерному расчету ВГ, установленного на лопастях ветряных турбин [13].Лю и др. [14] исследовали влияние формы вихревых генераторов, их расположения и геометрического размера на отрыв аэродинамического потока от аэродинамического профиля с помощью метода численного моделирования и, таким образом, получили закон влияния сверхкритических аэродинамических характеристик профиля. В Китае Zhang et al. [15] рассчитали ветряную турбину стояночного типа, упростив VG до численной модели и используя метод уравнения NS, добавленного с исходным членом, и результаты показали, что пневматические VG могут увеличить мощность турбины примерно на 2%.По словам президента, большая часть исследований влияния VG на аэродинамические характеристики ветряных турбин сосредоточена на ветряных турбинах стояночного типа, поэтому крайне необходимо изучить влияние VG на аэродинамические характеристики большого регулируемого гребного вала и его применимость.

В этой статье предлагаются три варианта установки путем анализа состояния потока в корневой части лопасти при полной скорости ветра, с использованием метода численного моделирования CFD и выбора лопасти ветряной турбины с большим переменным гребным валом мощностью 2 МВт в качестве объекта исследования.Между тем, более разумное положение установки лопастей VG по размаху дается путем сравнения результатов расчетов, полученных в трех случаях.

2. Геометрическая модель и численный метод
2.1. Геометрическая модель

На рисунке 1 показана геометрия лопасти и геометрическая модель VG. Длина клинка 45,281 м. Правая часть показывает форму и расположение ВГ.


(а) Геометрическая модель лопасти
(б) Геометрическая модель ВГ
(а) Геометрическая модель лопасти
(б) Геометрическая модель ВГ
2.2. Численный метод

Сетка. Количество и качество сетки действительно имеют большое влияние на результаты моделирования CFD, поэтому важно обеспечить сравнение воздействий на лопатки с VG и лопатки без VG в одной и той же сетке. Поэтому, чтобы сравнить влияние ВГ на аэродинамические характеристики ветряной турбины в одном и том же наборе сетки, в этой статье изменяются граничные условия (внутренняя поверхность или противоскользящая стенка). Сначала в этой статье применяется программное обеспечение AutoGrid5 для автоматического создания всей сетки блейд-сервера, а затем выполняется подразделение сеток VG в IGG с номером сетки около 10.5 миллионов. Сетка и граничные условия показаны на рисунке 2.


(a) Расчетная область
(b) Сетка лезвия и VG
(a) Расчетная область
(b) Сетка лезвия и VG

В этой статье расчет CFD основан на коммерческом программном обеспечении Fine / Fine / Turbo с моделью SA в качестве модели турбулентности и остатком 10 −5 . Когда мониторинг крутящего момента, а также отслеживаемого осевого усилия почти не изменяется, считается, что поле потока сходится.

3. Анализ результатов расчетов
3.1. Результаты расчета CFD чистых лопастей

На рисунке 3 показаны результаты расчета CFD ветряной турбины DF93 в сравнении с расчетным значением; На Рисунке 3 (а) результаты расчетов CFD можно увидеть при максимальной скорости ветра, и между расчетными значениями наблюдается хорошее соответствие. Номинальная скорость ветра ветряной турбины составляла 11 м / с, поэтому после номинальной скорости ветра ветряная машина использует стратегию управления постоянной скоростью с регулируемым винтом, чтобы выходная мощность оставалась неизменной.На рисунке 3 (b) показана абсцисса для передаточного отношения наконечника с продольными координатами для коэффициента мощности и пунктирной линией на рисунке в качестве предельного значения Бетца. Из рисунка 3 (b) видно, что низкое передаточное отношение скорости наконечника и расчетные значения CFD хорошо согласуются с расчетными значениями, когда передаточное отношение скорости наконечника и расчетное значение CFD и расчетное значение немного отличаются, а в CFD передаточном отношении высокого коэффициента скорости наконечника стоимость и расчетная стоимость сильно различаются. Это происходит главным образом из-за высокого передаточного числа конечных скоростей, когда скорость ветра низкая, ниже мощности ветряной турбины, а поток лопастей теперь усложнен, и CFD непросто точно предсказать мощность лопастей.

На рисунке 4 показана предельная линия обтекания поверхности всасывания лопастей, когда лопасти ветряной турбины DF93 находятся при разной скорости ветра. Прежде всего, как видно из рисунка, этот тип ветряной турбины с переменным гребным валом при полной скорости ветра будет создавать большее разделение потока в основании лопасти. Кроме того, поскольку ветряная турбина применяет стратегию переменного управления, критерий отделения основания лопасти эквивалентен в диапазоне полной скорости ветра. Он дает ссылку на положение установки VG по размаху, анализируя разделение поверхностей всасывания на полной скорости.


Перед изучением управления потоком ВГ необходимо знать о состоянии потока на поверхности лопасти, чтобы можно было предложить более благоприятные меры для установки ВГ и меры по улучшению. Разделение пограничного слоя ламинарного потока имеет разделение потока и турбулентное разделение, а влияние установки ВГ на турбулентный пограничный слой превосходит эффект управления ламинарным потоком [8], поэтому в данной статье обсуждается переходное состояние лопасти в типичных условиях, как хорошо.На рис. 5 показано положение перехода и положение разделения всасывающей поверхности лопасти при трех скоростях ветра. Из рисунка видно, что положение перехода и положение отделения лезвия в трех различных условиях в основном одинаковы. И все положения разделения находятся ниже по потоку от положения перехода, что указывает на то, что разделение лопастей у основания лопатки является турбулентным разделением. Таким образом, изучение положения перехода и положения разделения дает ссылку на положение установки VG по хорде.


Стимулирующий эффект VGs тесно связан с толщиной пограничного слоя местного положения; чем больше (высота ВГ), тем сильнее интенсивность вихрей, создаваемых ВГ, и в то же время тем большее сопротивление становится. В настоящее время высота VG равна толщине пограничного слоя, когда VG используется для управления потоком, поэтому необходимо знать об изменении толщины границы при различных положениях по размаху и хорде у основания лопатки, чтобы обеспечить ссылка на конструкцию ВГ высотой.На рис. 6 показано распределение толщины границы в разных местах по размаху при скорости ветра 9 м / с. На рисунке максимальная относительная толщина, соответствующая семи точкам размаха сверху вниз, составляет 0,6%, 0,7% и соответственно. Из рисунка видно, что толщина пограничного слоя от передней кромки лопатки до задней кромки постепенно увеличивается, и чем ближе расположение поперечного сечения к хвостовику лопатки, тем толще становится пограничный слой.


3.2. Варианты конструкции VG

Во-первых, в соответствии с рисунком 4 положение всасывающей поверхности лопастей по размаху при разной скорости ветра одинаково, поэтому положение установки VG по размаху составляет от 10% до 27%.

В соответствии с положением перехода в хвостовике лопасти и положением разделения по хорде, показанным на Рисунке 5, выбираются три положения установки по хорде, которые подробно показаны на Рисунке 7. В случае 1 положение перехода выбирается в качестве ориентира, и группы VG устанавливаются ниже по потоку от места перехода; место установки примерно далеко от передней кромки лезвия.В случае 3 в качестве эталона выбирается отдельная линия, а VG устанавливается примерно перед разделительной линией. Случай 2 находится между случаем 1 и случаем 3, в котором группы VG отодвигаются от переходного положения ниже по потоку.


Высота VG тесно связана с толщиной пограничного слоя. Его высота определяется в соответствии с рисунком 6. Поскольку толщина различных положений по размаху и хорде у хвостовика лопасти различается, в трех случаях в документе используется одинаковая высота VG для облегчения сравнения и анализа.В данной статье за ​​высоту ВГ принимается 0,025 м. Расположение ВГ показано на рисунке 1 с углом установки ВГ.

3.3. Результаты расчетов с лопастями VG

На рисунке 8 показана мощность ветряной турбины при трех скоростях ветра с или без VG и вариациями мощности. Рисунок 8 (а) показывает, что с увеличением скорости ветра мощность ветряной турбины увеличивается, но абсолютное значение мощности с изменением VG или без него не так много. Мощность случая 1 при трех скоростях ветра немного снижается, а в остальных двух случаях выработки электроэнергии незначительно увеличиваются.Рисунок 8 (b) — значение увеличения мощности лопасти с VG или без них; как показано на Рисунке 8 (b), при трех скоростях ветра 5 м / с, 7 м / с и 9 м / с выработка электроэнергии в случае 1 уменьшилась, а мощность уменьшилась до минимума на 5 м / с, энергия ветра снизился максимум на 9 м / с, значения снижения мощности в этой зависимости от скорости ветра были положительными. Для случая 2 при трех скоростях 5 м / с, 7 м / с и 9 м / с значения мощности увеличились с VG, а при 7 м / с мощность увеличилась до максимума, а мощность увеличилась на 0.16%. Для случая 3 при 5 м / с, 7 м / с и 9 м / с та же мощность ветра была увеличена, мощность увеличилась с немного меньшими значениями на 5 м / с, а в 9 м / с мощность увеличилась. В большинстве случаев наибольшее увеличение мощности составляет 0,619%, а мощность увеличивается с изменением скорости ветра в основном значении линейной зависимости. В отличие от схемы трех VG, для случая 3 мощность увеличилась больше по сравнению со случаем 2, а в случае 1 не улучшаются аэродинамические характеристики, но также снижается мощность ветряной турбины.

Рисунок 9 — годовое производство энергии (AEP) ветряной турбиной с VG или без них (a) и величина увеличения годового производства энергии (b).Абсцисса графика — это среднегодовая скорость ветра, годовая выработка энергии по формуле, приведенной в IEC (IEC61400-12-1). Общий AEP оценивается путем применения измеренной кривой мощности к различным частотным распределениям эталонной скорости ветра. Распределение Рэлея, которое идентично распределению Вейбулла с коэффициентом формы 2, будет использоваться в качестве эталонного частотного распределения скорости ветра. Уравнение AEP: где AEP — годовое производство энергии; — количество часов в году ≈8760; — количество бункеров; — нормированная и усредненная скорость ветра в бункере; и — нормализованная и усредненная выходная мощность в бункере.

Andwhere — кумулятивная функция распределения вероятностей Рэлея для скорости ветра; — среднегодовая скорость ветра на высоте ступицы; и — скорость ветра.

Суммирование инициируется установкой равной м / с и равной 0,0 кВт.

Из рисунка 9 (а), наряду с увеличением среднегодовой скорости ветра, увеличилось производство электроэнергии ветряными турбинами; при низкой скорости ветра (<6 м / с) AEP больше увеличивает уклон, генерирующая способность скорости ветра увеличивается быстро, а на высокоскоростном участке (> 6 м / с) уклон уменьшается с увеличением скорости ветра, увеличивая генерирующую мощность с ветер медленный; в целом АЭП с изменением средней скорости ветра увеличивается экспоненциально с увеличением ВГ.Абсолютное значение AEP ветровой турбины не сильно отличается с VG или без него; при высокой скорости ветра абсолютное значение лопасти ВГ с АЭП постепенно увеличивалось. На рис. 9 (б) показана схема для случая 1 при разной скорости ветра, когда УДП уменьшилось; AEP снизился примерно на 0,4%; при низкой скорости ветра AEP немного уменьшился, а при высокой скорости ветра AEP уменьшился больше. Для случая 1, чем выше скорость ветра, тем сильнее уменьшается мощность. AEP увеличились в случае 2 и случае 3; AEP для случая 2 увеличился примерно на 0.135%, и AEP не имеет ничего общего с увеличением значения базовой скорости ветра. AEP для варианта 3 увеличился больше всего, AEP увеличился примерно на 0,581%, а годовое производство энергии при высокой скорости ветра увеличилось немного больше, а годовое производство энергии при небольшой скорости ветра увеличилось с несколько меньшими значениями.

Рисунок 10 — тяга ветряной турбины и величина увеличения тяги. Из рисунка 10 (а) видно, что с увеличением силы ветра скорость ветра колеса увеличивается; абсолютное значение ветрового колеса почти с VG или без него.Осевое усилие немного уменьшается в случае 1, в то время как осевое усилие корпуса 2 и корпуса 3 немного увеличивается. Рисунок 10 (б) показывает, что схема 1 из трех скоростей ветра 5 м / с, 7 м / с и 9 м / с, осевая тяга уменьшилась, осевая тяга 5 м / с уменьшилась на 0,0487%, а в 9 м / с уменьшилось на 0,2575%, а изменение значения осевой тяги прямо пропорционально скорости ветра, и чем выше осевая тяга, тем меньше. В случае 2 осевая тяга схемы 3 увеличилась на 2 в программах 5 м / с и 7 м / с, при увеличении осевой тяги, которая увеличилась на 0.5282% и 0,5128%, две схемы скорости ветра для случая 2 по сравнению со случаем 3 для увеличения осевой тяги. На скорости 9 м / с осевая тяга корпуса 2 увеличилась на 0,052%, а осевая тяга корпуса 3 увеличилась на 0,4288%.

На рисунке 11 показаны крутящий момент ветрового колеса и его изменение. Рисунок 11 (а) показывает, что крутящий момент ветрового колеса относительно абсолютного значения разницы невелик с VG или без него; крутящий момент для случая 1 немного уменьшился, в то время как крутящий момент для случаев 2 и 3 немного увеличился.На Рисунке 11 (b) показано изменение значения крутящего момента с VG или без него, а на Рисунке 8 (b) нет разницы, поскольку значение мощности умножается на скорость вращения и получаются крутящие моменты. Сравнение рисунков 11 (b) и 10 (b) показывает, что в случае 1 крутящий момент уменьшается, в то время как осевое усилие соответственно уменьшается, изменение амплитуды и скорости и снижение подавляются, а скорость ветра При высоком крутящем моменте и значение осевого усилия снизилось больше, в то время как случай 2 и случай 3 аналогичны, а увеличение момента осевого усилия увеличится.А с увеличением крутящего момента скорости ветра увеличение осевой тяги также выше для случая 3.

3.3.1. Анализ потока

Выше приведен анализ воздействия ВГ на мощность ветряных турбин; ниже мы проанализируем детали поля потока, с анализом поля потока до скорости ветра 9 м / с в качестве примера анализа. На рис. 12 показаны три вида линии обтекания, ограничивающей поверхность всасывания, и блок-схема поперечного сечения в трех положениях по размаху. Положения поперечного сечения 17%, 14% и 11.6% соответственно, а соответствующая им максимальная относительная толщина составляет, и, соответственно. На рисунке линия реализации предназначена для лопаток с VG, а пунктирная линия — для лопаток без VG. Как видно из рисунка, в случае 1 в трех положениях разделительных секций аналогичного масштаба ВГ не играют роли ингибирования разделения потока; в случае 2 размер разделения задней кромки с лопатками, имеющими VG, уменьшается в поперечном сечении на 17% и 11,6%, в то время как эффект не очевиден в сечении 14%; в случае 3 в 1 и 3 сечениях VG частично препятствуют отрыву потока, и масштаб отрыва становится меньше.Из сравнения предельных линий тока поверхности лопатки, случай 3 может эффективно препятствовать отрыву потока.

3.3.2. Коэффициент давления

На рисунке 13 показано распределение давления в трех поперечных сечениях. Как видно из рисунка, коэффициент давления лопасти с VG вызывает скачок давления (есть пики и впадины напряжения), потому что поперечное сечение просто находится на поверхности всасывания VG (пик давления) или находится на поверхности давления VG (впадина давления). . Как видно из сечений плана 1 в 1 и 2 с пиком VG ниже, чем у гладкой лопасти, всасывание лопасти плана 1 с VG вызывает плавное аэродинамическое падение лопасти.Для случая 2 в 1 секции в некотором месте коэффициент давления на поверхности VG без VG ниже, но в некоторой колонне до позиции 2 коэффициент давления секции выше, чем плавное изменение лопасти с 3 базовыми коэффициентами давления в поперечном сечении, поэтому спланируйте общую аэродинамику 2 лопастей. производительность практически не изменилась. Для случая сечения 3 в 1 и 2 коэффициенты давления на стороне всасывания снижаются, а для решения 3 с пневматической мощностью лопастей ВГ заметно возрастает.

3.3.3. Анализ контуров завихренности

На рисунке 14 показан контур завихренности ниже по потоку ВГ, а расстояние между четырьмя секциями и ВГ составляет,, и, соответственно.Из рисунка видно, что условия вихревых течений вниз по потоку в случаях 1 и 2 аналогичны. В верхнем пролете лопасти вихревые структуры не очевидны, когда вихрь движется вниз по потоку. В нижнем размахе лопастей вихревые структуры не видны, когда вихрь движется вниз по потоку. В случае 3 в верхнем размахе лопастей вихревые структуры не очевидны, когда вихрь движется вниз по потоку; однако в нижнем размахе лопастей вихрь перемещается на большее расстояние, и вихревые структуры остаются, когда он перемещается вниз по потоку.Расстояние вихря находится в нижней лопасти по сравнению с ней в верхней лопасти, что в некоторой степени сдерживает развитие вихря в направлении размаха. Это показывает, что нецелесообразно использовать такую ​​же компоновку VG в нижнем пролете лопастей, и лучше увеличить расстояние VG в направлении пролета.


4. Заключение

В этой статье численный расчет методом CFD выполняется для сглаживания лопастей и лопастей ветряных турбин с ВГ, установленными в трех хордовых направлениях хвостовика лопастей.Результаты расчетов следующие.

Для ветряной турбины с регулируемым гребным валом МВт, при полной скорости ветра, будет происходить разделение потока на стороне всасывания хвостовика лопасти, и отдельная шкала будет почти такой же.

Три различных положения установки VG по хорде спроектированы в соответствии с линией перехода и линией разделения у основания лопасти. Результаты расчетов показывают, что эффект является наилучшим, и пневматическая мощность отвала увеличилась примерно на 0,6%, при этом в качестве эталона были установлены VG на его входе и линии разделения.

Из контура завихренности при разном положении ВГ по размаху ниже по потоку видно, что нецелесообразно устанавливать ВГ с одинаковым размером в разных положениях лопастей, и в этом положении по хорде есть место для оптимизации. Это указывает на то, что возможно улучшить пневматическую мощность, применив VG к большим ветряным турбинам с переменным гребным валом.

Конкурирующие интересы

Авторы заявляют, что у них нет конкурирующих интересов.

Выражение признательности

Это исследование финансировалось ключевыми научно-технологическими проектами провинции Чжэнчжоу (153PKJGG112) и ключевыми научно-технологическими проектами провинции Хэнань (142102210059) и поддерживалось Программой инновационных исследований группы (в области науки и технологий) Университета провинции Хэнань. (нет.16IRTSTHN017). Мы выражаем Вам признательность за эту поддержку.

Руководство по выбору турбинных насосов

: типы, характеристики, применение

Турбинные насосы — это специальные типы центробежных насосов, в которых для перемещения жидкости используются рабочие колеса турбинного типа с радиально ориентированными зубьями. Их также называют вихревыми, периферийными или регенеративными насосами. Эти насосы сочетают высокое давление нагнетания объемных или многоступенчатых центробежных насосов с гибкостью работы центробежных насосов.Кроме того, расход турбинных насосов не сильно изменяется при больших изменениях давления, как в большинстве центробежных насосов. Они предпочтительны в приложениях, где требуются высокий напор, низкий расход и компактная конструкция, например, при перекачивании из глубоких скважин.

Преимущества

Недостатки

  • Лучшее обращение с газожидкостными смесями

Работа насоса

Турбинные насосы — это динамические насосы, то есть они используют импульс и скорость жидкости для создания давления в насосе.В частности, это центробежные насосы, которые создают эту скорость, используя рабочее колесо для приложения центробежной силы к движущейся жидкости. Чтобы узнать больше о выборе центробежных насосов, перейдите на страницу руководства по выбору центробежных насосов на сайте Engineering360.

Основным отличием турбинного насоса от обычного центробежного насоса является конструкция крыльчатки. По сравнению с большинством центробежных насосов турбинные насосы имеют рабочие колеса меньшего диаметра с рядами многочисленных небольших лопаток.Эти лопатки рециркулируют жидкость по мере ее продвижения от всасывающего конца к выпускному отверстию. В частности, жидкость входит на край лопасти рабочего колеса (не через проушину) и ускоряется не только по касательной в направлении вращения, но также радиально наружу в канал корпуса за счет центробежной силы. Когда жидкость ударяется о стенку обсадной колонны, она перенаправляется обратно на соседнюю лопасть (лопасть), где передается дополнительная энергия.

Расход жидкости турбинного насоса. Кредит изображения: Lytron | Насосы MTH

Эта рециркуляция имеет тот же эффект, что и многоступенчатый центробежный насос, поскольку она добавляет энергию жидкости в нескольких точках системы (см. Изображение справа — Кредит: Roth Pump Company ). Это то, что придает турбинным насосам их характерный высокий напор, а также является причиной того, что их называют «регенеративными» насосами.

Технические характеристики и производительность

Основными характеристиками, которые следует учитывать при выборе турбинных насосов для применения, являются расход, напор насоса, давление, мощность в лошадиных силах, номинальная мощность, диаметр на выходе и рабочая температура.Эти характеристики подробно описаны на странице «Расход насоса» Engineering360.

На странице «Расход насоса» также описывается значение кривых производительности насоса для определения его характеристик. Кривая производительности турбинного насоса может выглядеть примерно так:

Изображение предоставлено: Roth Pump Company

Эта кривая демонстрирует широкий диапазон работы турбинных насосов. Этот диапазон желателен во многих приложениях, где напор может сильно различаться или его трудно определить.

Для типичного центробежного насоса напор уменьшается с увеличением производительности и обратно пропорционален мощности, необходимой для привода насоса. Но в турбинных насосах (как показано выше) требуемая мощность увеличивается с увеличением напора насоса. Следовательно, приводной двигатель следует выбирать на основе максимального напора , который развивает турбинный насос. Кроме того, турбинные насосы не должны работать при закрытом нагнетании без предохранительного клапана, поскольку мощность достигает максимума при отключении.

Материалы

Насосы

обычно изготавливаются из различных материалов. Основные материалы, которые составляют части насоса, подверженные воздействию перекачиваемой среды и внешней среды, являются наиболее важными для рассмотрения. При выборе этих материалов следует учитывать характеристики жидкости, номинальное давление и факторы рабочей среды.

  • Чугун обеспечивает высокую прочность на растяжение, долговечность и стойкость к истиранию, соответствующие высоким номинальным давлениям.
  • Пластмассы недороги и обладают высокой устойчивостью к коррозии и химическому воздействию.
  • Сталь и сплавы нержавеющей стали обеспечивают защиту от химической коррозии и ржавчины и имеют более высокий предел прочности на разрыв, чем пластмассы, что соответствует более высоким номинальным давлениям.

Характеристики

Конструкция и особенности турбинных насосов обеспечивают различные аспекты возможностей и функций, которые могут быть важны для рассмотрения.

Сбалансированные рабочие колеса — Турбинные насосы со сбалансированными или плавающими рабочими колесами создают очень небольшое осевое усилие на валу двигателя, что способствует увеличению срока службы подшипников.

Моноблочные — Насосы моноблочные имеют конец насоса, установленный непосредственно на валу двигателя, для более компактной конструкции.

Двусторонние рабочие колеса — Двусторонняя конструкция рабочего колеса помогает снизить износ рабочего колеса за счет создания одинакового давления с обеих сторон и создания тонкой пленки жидкости между рабочим колесом и корпусом.Эта пленка также заставляет крыльчатку самостоятельно настраиваться в оптимальное осевое положение. (Двусторонний дизайн показан справа — Изображение предоставлено: Lytron )

Многоступенчатый — Многоступенчатые турбинные насосы перемещают сжатую жидкость через несколько последовательных камер или ступеней повышения давления. Хотя большинство турбинных насосов являются одноступенчатыми (одно рабочее колесо и камера) из-за конструкции рабочего колеса с высоким напором, некоторые реализуют несколько ступеней для создания еще более высоких уровней давления.

Защита от тепловой перегрузки — Некоторые двигатели насосов включают устройства, которые отключают насос, если двигатель становится слишком горячим или превышает определенную температуру.

Самовсасывающий — Некоторые турбинные насосы могут быть спроектированы для самовсасывающего или бессальникового режима, то есть они сконструированы таким образом, что они могут создавать и поддерживать достаточный уровень вакуума для втягивания жидкости во впускное отверстие без внешней помощи.

Погружной — Двигатель турбинного насоса обычно находится выше уровня жидкости, но некоторые из них могут быть спроектированы для погружения в среду на более коротком приводном валу.

Вертикальная ориентация — Турбинные насосы с вертикальной ориентацией, также называемые насосами для глубоких скважин, предназначены для перекачивания среды вертикально через корпус насоса. Они специально разработаны для перекачки воды из глубоководных источников, таких как колодцы, и в основном используются вместо других типов насосов в приложениях, где поверхность воды регулярно колеблется ( Изображение предоставлено Grainger Industrial Supply ).

Для получения дополнительной информации о материалах насоса и других характеристиках насоса посетите страницу «Характеристики насоса» на сайте Engineering360.

Приложения

Турбинные насосы

используются в системах с чистой жидкостью, которые требуют высокого напора, низкого расхода, компактной конструкции и гибкости в эксплуатации. Они используются в широком спектре промышленных применений, таких как циркуляторы охлаждающей воды для лазеров и других машин, где требуется высокий напор. Турбинные насосы также используются в небольших системах питания котлов в пекарнях, химчистках, пивоварнях и других коммерческих предприятиях. На странице приложений для насосов GlobalSpec представлен список типов насосов, предназначенных для конкретных приложений.

Список литературы

Lawrence Pumps — Регенеративные турбинные насосы

Lytron — Регенеративные турбинные насосы Введение

MTH Pumps — Принципы регенеративной турбины

PumpScout — Регенеративные турбинные насосы

Roth Pump Company — Маленький насос — Большой напор

Кредит изображения

Промышленные поставки Grainger | Weir Minerals | Компания Griswold Pump


10 самых больших ветряных турбин в мире

Ветряная турбина SeaTitan 10 МВт

Ветряная турбина SeaTitan ™ 10 МВт, разработанная американской энергетической компанией AMSC, в настоящее время является самой большой ветряной турбиной в мире.Турбина с прямым приводом, с диаметром ротора 190 м, имеет номинальную мощность 10 МВт и высоту ступицы 125 м.

Конструкция турбины включает генератор высокотемпературного сверхпроводника (ВТСП) со скоростью 10 об / мин, что делает ее намного меньше и легче, чем у обычного ветряного генератора.

Компания AMSC начала разработку турбины в 2010 году и завершила проектирование в 2012 году.Генератор для ветряной турбины прошел испытания ВМС США в суровых морских условиях. В настоящее время AMSC ведет переговоры с потенциальными партнерами о строительстве и коммерциализации ветряных турбин SeaTitan мощностью 10 МВт.

Турбина качения ST10

Морская ветряная турбина ST10, спроектированная и разработанная норвежской технологической компанией Sway, является второй по величине ветровой турбиной в мире. Он имеет выходную мощность 10 МВт, оснащен ротором диаметром 164 м, имеет номинальную скорость 2 об / мин и лопасти длиной 67 м.Турбина была разработана в период с 2005 по 2012 год с инвестициями в размере 20 миллионов евро (27,4 миллиона долларов) и подходит как для стационарных, так и для плавучих фундаментов.

Турбина оснащена кольцевым генератором с постоянным магнитом и прямым приводом с сердечником статора без железа. Лопасти установлены на опорной конструкции «А-образной рамы», к которой присоединен внешний обод ротора генератора. Sway Turbine ищет потенциальных партнеров для коммерциализации турбинной технологии ST10.

(Помимо AMSC и SWAY, Mitsubishi и Sinovel, как сообщается, также разрабатывают ветряные турбины мощностью 10 МВт, детали конструкции этих турбин, однако, не разглашаются.)

Ветроустановка Areva 8 МВт

Ветроустановка 8 МВт французской энергетической компании Areva, запущенная в эксплуатацию в ноябре 2013 года, является третьей по величине ветряной турбиной в мире по номинальной мощности. Морская трехлопастная турбина с ротором диаметром 180 м и среднескоростной гибридной коробкой передач вырабатывает до 8 МВт мощности при средней скорости ветра 12 м / с.

Конструкция турбины основана на ветряных турбинах Areva серии M5000, установленных на морских ветряных электростанциях Global Tech I и Borkum West II в Германии.

Тематические отчеты
Беспокоитесь ли вы о темпах инноваций в вашей отрасли?
Отчет

GlobalData по темам TMT за 2021 год расскажет вам все, что вам нужно знать о темах подрывных технологий и о том, какие компании лучше всего могут помочь вам в цифровой трансформации вашего бизнеса.

Узнать больше

Areva разрабатывает турбины мощностью 8 МВт для морского рынка Великобритании, а также второй раунд тендера на строительство морской ветряной электростанции мощностью 1 ГВт во Франции.Прототип турбины планируется установить в 2015 году, а коммерческое производство ожидается в 2018 году.

Vestas V164-8.0 МВт

Vestas V164-8,0 МВт с номинальной мощностью 8 МВт и диаметром ротора 164 м в настоящее время является четвертой по величине ветряной турбиной в мире.

Турбина спроектирована для морской эксплуатации и имеет рабочую площадь более 21 000 м².Каждая из трех лопаток турбины имеет длину 80 м и вес 35 т. Номинальная частота вращения ротора турбины 10,5 об / мин.

Датский производитель ветряных турбин Vestas завершил изготовление прототипа гондолы для турбины в промышленном парке Линдё, Дания, в декабре 2013 года. Прототип гондолы будет установлен в датском национальном испытательном центре в Østerild в первом квартале 2014 года.

Enercon E-126 / 7,5 МВт

Ветряная турбина Enercon E-126 / 7,5 МВт, спущенная на воду немецкой компанией Enercon в 2007 году, является пятой по величине ветряной турбиной в мире.Безредукторная турбина мощностью 7,5 МВт имеет высоту ступицы 135 м, диаметр ротора 127 м и рабочую площадь 12 668 м².

Скорость вращения ротора против ветра при активном регулировании шага варьируется от 5 до 11,7 об / мин.

Турбины эксплуатируются на береговых ветряных электростанциях Магдебург-Ротензее и Эллерн в Германии, а также на береговых ветряных электростанциях Эстиннес в Валлонии, Бельгия. Береговая ветряная электростанция Noordoostpolder в Нидерландах также будет использовать ветровые турбины Enercon E-126 / 7,5 МВт.

Самсунг S7.0-171

Ветряная турбина Samsung S7.0-171, разработанная Samsung Heavy Industries, является шестой по величине ветряной турбиной в мире. Морская ветряная турбина имеет диаметр ротора 171 м и номинальную мощность 7 МВт. Рабочая площадь турбины составляет 23 020 м², а высота ступицы — 110 м.

Турбина оснащена планетарной коробкой передач с гибким штифтом и генератором на постоянных магнитах. Каждая из трех лопаток турбины имеет длину 83,5 м.

Прототип Samsung S7.0-171 был установлен в энергетическом парке Файф у побережья Шотландии в 2013 году.Коммерческая доступность ветряной турбины мощностью 7 МВт ожидается в 2015 году.

REpower 6.2M152 / REpower 6.2M126

Ветровые турбины 6.2M126 и 6.2M152, разработанные Repower, входящие в группу Suzlon, являются седьмыми по величине ветряными турбинами в мире. Они являются последними в серии REpower 6.XM и имеют диаметр ротора 152 м и 226 м соответственно. Обе турбины имеют номинальную выходную мощность 6,2 МВт.

К 2014 году планируется построить прототип турбины REpower 6.2M152 с высотой ступицы 124 м на суше в северной Германии.

Промышленное производство турбины ожидается в 2015 году. Ветряные турбины REpower 6.2M126 уже используются на береговой ветряной электростанции Westre в Германии, береговых ветряных электростанциях Vlissingen и Westereems в Нидерландах, а также на морской ветровой электростанции Thornton Bank II в Бельгии.

Siemens SWT-6.0-154

Морская ветряная турбина мощностью 6 МВт Siemens 6.0 MW-154 в настоящее время является восьмой по величине ветряной турбиной в мире. Турбина имеет лопасти длиной 75 м и диаметр ротора 154 м, обеспечивая рабочую площадь 18 600 м².Siemens поставит 300 турбин SWT-6.0-154 для ветряных электростанций у побережья Великобритании в период с 2014 по 2017 год в рамках соглашения на 2,9 млрд евро (3,56 млрд долларов), подписанного с Dong Energy в июле 2012 года.

Компания Siemens начала испытания турбины в испытательном центре Østerild, Дания, в октябре 2012 года. Прототип турбины с диаметром ротора 120 м был также установлен на испытательном полигоне Ховсоре в Дании в 2011 году.

Три новых блока ветряных турбин Siemens SWT-6.0-154 были установлены на испытательном полигоне Хантерстон британской компании SSE в октябре 2013 года.

Ветряная турбина Haliade 150-6МВт

Ветряная турбина Haliade 150-6 МВт Alstom с диаметром ротора 150 м и номинальной мощностью 6 МВт является девятой по величине ветряной турбиной в мире.

Длина лопастей ветряной турбины с подветренной стороны составляет 73,5 м, а рабочая площадь составляет 17 860 м². Скорость вращения ротора составляет от 4 до 11,5 об / мин. Турбина подходит для эксплуатации как на море, так и на суше, при исходной скорости ветра 50 м / с.

Прототип ветряной турбины Haliade мощностью 150-6 МВт произвел первую мощность на наземной площадке недалеко от Нанта на западе Франции в июле 2012 года во время программы сертификации.Второй прототип был установлен в ветропарке Belwind, расположенном в 45 км от побережья Остенде, Бельгия, в ноябре 2013 года.

Sinovel SL6000

Крупнейший производитель турбин в Китае Sinovel спроектировал и разработал десятую в мире ветряную турбину SL6000 6 МВт. Морская ветряная турбина мощностью 6 МВт имеет ротор диаметром 128 м и имеет рабочую площадь 12 868 м². Это первая ветряная турбина мощностью 6 МВт в Китае, самостоятельно разработанная отечественной компанией.

Sinovel SL6000 — это усовершенствованная версия Sinovel SL5000.Первый испытательный образец Sinovel SL6000 6MW был установлен в Шэянге, провинция Цзянсу, Восточный Китай, в октябре 2011 года.

Компания Sinovel получила заказ от Huaneng Group в феврале 2012 года на поставку 17 единиц турбин SL6000 для морской ветряной электростанции Shanghai Lingang мощностью 102 МВт.

Связанное содержание

Последняя катастрофа на Филиппинах — еще одно трагическое напоминание о необходимости инновационных решений в области энергетики как после, так и до чрезвычайных погодных явлений.

Россия планирует развернуть свою первую плавучую атомную электростанцию ​​в 2016 году, что станет новым способом энергоснабжения удаленных арктических сообществ.


Связанные компании

Фильтр восточного побережья

Промышленное фильтровальное оборудование и сменные технологические фильтры

28 августа 2020

Инструменты Mac

Влагомеры и датчики влажности для измерения водяного пара на электростанциях

28 августа 2020

WEYTEC

Высокотехнологичные решения для энергетики

28 августа 2020

.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *