Digitalisierung und interdisziplinäre Auslegungstechnologien von Turbomaschinen für die Energiewende, Teilvorhaben: 2.3b

Description: Bei der Expansion von Dämpfen in Turbinen wird häufig in das Zwei-Phasen-Gebiet hinein expandiert, um hohe Prozesswirkungsgrade zu erreichen, so dass Kondensation einsetzt. Dieser Vorgang ist bereits von Dampfturbinen in fossil gefeuerten Kraftwerken bekannt, tritt aber auch genauso in Anlagen mit alternativen Fluiden wie CO2 oder Methan auf. Die Kondensation und die daraus resultierende tropfenbeladene Strömung führen zu zusätzlichen Verlusten bei der Expansion. Des Weiteren lagern sich Tropfen auf Oberflächen ab und bilden dort Kondensatfilme, aus denen durch Wiedereintrag und Zerstäubung größere Tropfen entstehen, welche die nachfolgenden Laufschaufeln durch Tropfenschlagerosion schädigen. Alle diese Prozesse können bislang nur unzureichend mit numerischen Strömungssimulationen abgebildet werden, da nach wie vor keine experimentellen Daten zur Validierung vorhanden sind. Im Rahmen des Vorhabens wird hierfür ein Dampfturbinenversuchsstand umfangreich mit Sensorik zur Detektion des Einsetzens der Kondensation, der Messung des dabei entstehenden Tropfenspektrums und der Untersuchung des Filmverhaltens auf Oberflächen ausgestattet. Da Druck und Temperatur im Zwei-Phasen-Gebiet gekoppelt sind, ist die Bestimmung des thermodynamischen Zustands am Austritt von Turbinen und damit die Wirkungsgradberechnung nur möglich, wenn zusätzlich der Nässeanteil im Dampf gemessen wird. Aktuell ist kein Messverfahren verfügbar, das eine solche Messung ohne Aufwand und mit hoher Genauigkeit erlaubt, so dass eine Zustandsüberwachung und Wirkungsgradbestimmung bei nass durchströmten Turbinen schwierig ist. Daher werden verschiedene Ansätze auf ihre Eignung zur stationären Messung des Nässeanteils hin untersucht. Die entwickelten Messverfahren werden anschließend für Wirkungsgradmessungen an einer optimierten Beschaufelung eingesetzt. Mit den Ergebnissen der experimentellen Untersuchungen sollen die verwendeten numerischen Verfahren zur Modellierung der Kondensation validiert werden.

SupportProgram

Origins: /Bund/UBA/UFORDAT

Tags: Energiewende ? Solarthermisches Kraftwerk ? Dampfturbine ? Digitalisierung ? Methan ? Kondensation ? Messverfahren ? Numerisches Verfahren ? Strömungsmodell ? Modellierung ? Sensorische Bestimmung ?

Region: Hamburg

Bounding boxes: 9.99302° .. 9.99302° x 53.55073° .. 53.55073°

License: cc-by-nc-nd/4.0

Language: Deutsch

Organisations

• Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (Geldgeber*in)
• Helmut-Schmidt-Universität der Bundeswehr Hamburg, Professur für Energietechnik, Laboratorium für Strömungsmaschinen (Betreiber*in)
• Umweltbundesamt (Bereitsteller*in)

Time ranges: 2022-09-01 - 2025-08-31

Alternatives

• Language: Englisch/English
  Title: Subproject: 2.3b
  Description: During the expansion of vapors in turbines, they are often expanded into the two-phase region in order to achieve high process efficiencies, so that condensation sets in. This process is already known from steam turbines in fossil-fired power plants, but also occurs in the same way in plants with alternative fluids such as CO2 or methane. The condensation and the resulting droplet-laden flow lead to additional losses during expansion. Furthermore, droplets are deposited on surfaces and form condensate films there, from which larger droplets are formed by reentrainment and atomization, which damage the downstream rotor blades by droplet erosion. Up to now, all these processes can only be represented inadequately with numerical flow simulations, since experimental data for validation are still not available. As part of the project, a steam turbine test rig will be extensively equipped with sensors to detect the onset of condensation, measure the resulting droplet spectrum and investigate the film behavior on surfaces. Since pressure and temperature are coupled in the two-phase region, the determination of the thermodynamic state at the outlet of turbines and thus the efficiency calculation is only possible if the wet fraction in the steam is also measured. Currently, no measurement method is available that allows such a measurement without effort and with high accuracy, so that condition monitoring and efficiency determination for wet turbines is difficult. Therefore, different approaches are investigated for their suitability for steady-state measurement of the wet fraction. The developed measurement techniques will then be used for efficiency measurements on an optimized blading. The results of the experimental investigations will be used to validate the numerical methods used to model the condensation. https://ufordat.uba.de/UFORDAT/pages/PublicRedirect.aspx?TYP=PR&DSNR=1121973

Status

Aktiv

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