44093

Проектировании учебно - лабораторного комплекса «Модель блока тепловой электрической централи»

Дипломная

Производство и промышленные технологии

Карагандинская ТЭЦ-3 расположена в северо-восточной части города Караганды и предназначена для покрытия тепловых нагрузок промышленности и культурно бытового сектора города. ТЭЦ-3 работает на привозном Экибастузском угле, для растопки котлов используют мазут.

Русский

2013-11-10

1.13 MB

19 чел.

Содержание

   Сокращения и обозначения...…………………………………………………….8

Введение…………………………...………………………………………………9

1 Карагандинская ТЭЦ-3..……..…………………………………………….......12

1.1 История предприятия………………..…………………………………...12

1.2 Структура ТЭЦ-3…...…………………………………………………….14

2 Общие сведения о паротурбинных установках……..……………………….16

2.1 История создания паровой турбины…………………………………….16

2.2 Классификация паровых турбин ………………………………………..22

  2.3 Характеристика основных параметров номинальных значений

турбоагрегатов…………………………………………………………….29

3 Паротурбинные установки Карагандинской ТЭЦ-3 ……...………………...30

3.1  Техническая характеристика турбины Т-110/120-130-5….….………..30

3.2  Конструкция турбины …….……………….…………………………….33

3.3  Регулирование и защита……..…………….…………………………….35

3.4  Комплектующее оборудование…………….……………………………38

4. Тепловой расчет паровой турбины Т-110/120-130-5…...…….……………....40

4.1  Предварительный расчёт турбины ……….……………………..………...40

4.2  Расчет регулирующей ступени……..………….…………..…………………42

4.3  Предварительный расчет ЦВД…….....……...…..……………………………52

4.4  Расчет первой нерегулируемой ступени…...…….…….………………………58

4.5  Расчет последней нерегулируемой ступени…..………….……………………64

4.6  Определение электрической мощности ЦВД ……......………………………..72

5 Описание лабораторного стенда ………………..………………………........73

6 Методические указания к выполнению лабораторных работ………………75

          6.1 Инструкция по эксплуатации установки

«Модель паровой турбины»……...………….…………………..………...75

6.2  Лабораторная работа №1……..…………...…....…………..…………………76

6.3  Лабораторная работа №2…….....……..……..…..……………………………79

6.4  Лабораторная работа №3…...…………..……...…....…………………………82

6.5  Лабораторная работа №4…..……...…………………...………………………84

7 Охрана труда……......………………………………………………………….89

        7.1 Анализ причин производственного травматизма

и профессиональных заболеваний………………………..……...……...89

     7.2 Расчет искусственного освещения учебной лаборатории….…........…..93

7.3 Мероприятия по улучшению условий и охраны руда ....…...……...…..96

     7.4 Техника безопасности при эксплуатации стенда…...….……..………...98

8 Промышленная экология…….………….…….………………….…………...99

9 Расчет стоимости изготовления учебного стенда ….......……..…………...107

9.1 Расчет стоимости сырья и материалов………….....….……….………107

9.2 Расчет капитальных затрат на приобретение комплектующих….......108

9.3  Расчет затрат на электроэнергию……...……..…….....…....….………111

9.4 Расчет затрат на отопление…….….……...….....……….….…………..112

9.5 Расчет затрат на транспорт…………………...….……..………………112

9.6 Расчет затрат на заработную плату……..……….………….………….113

9.7 Итоговые затраты на разработку………..….....…………..…...……….113

Заключение…………………………………..………..…………………………115

Список использованной литературы….…….….……...…..…………………...116


Сокращения и обозначения

ТЭС - тепловая электростанция

ТЭЦ – теплоэлектроцентраль

ПСГ – подогреватель сетевой горизонтальный

ПВД – подогреватель высокого давления

ПНД – подогреватель низкого давления

ЦВД – цилиндр высокого давления

ЦСД – цилиндр среднего давления

ЦНД – цилиндр низкого давления

ГПЗ – главная паровая задвижка

КЭН – конденсатный электрический насос

Введение

Высокие темпы промышленного производства и социального прогресса требуют резкого увеличения выработки электрической и тепловой энергии на базе мощного развития топливно-энергетического комплекса страны.

Вступление человечества в эру высоких технологий и постоянное ускорение темпов научно-технического развития сделало энергетику ведущей отраслью промышленности. Хотя поиск возобновляемых источников энергии продолжается, именно тепловые электростанции, использующие ископаемое топливо, занимают ведущее место по производству электро и теплоэнергии.

Тепловая электростанция (ТЭС) - электростанция, вырабатывающая электрическую энергию в результате преобразования тепловой энергии, выделяющейся при сжигании органического топлива. Первые ТЭС появились в конце 19 в. (в 1882 — в Нью-Йорке, 1883 — в Петербурге, 1884 — в Берлине) и получили преимущественное распространение.  В середине 70-х гг. 20 в. ТЭС  являлись основным видом электрических станций. Доля вырабатываемой ими электроэнергии составляла: в СССР и США свыше 80% (1975), в мире около 76%.

Среди ТЭС преобладают тепловые паротурбинные электростанции (ТПЭС), на которых тепловая энергия используется в парогенераторе для получения водяного пара высокого давления, приводящего во вращение ротор паровой турбины, соединённый с ротором электрического  генератора (обычно синхронного генератора). В СССР на ТПЭС производилось (1975) около 99% электроэнергии, вырабатываемой ТЭС. В качестве топлива на таких ТЭС используют уголь (преимущественно), мазут, природный газ, лигнит, торф, сланцы. Их кпд достигает 40%, мощность - 3 ГВт. В настоящее время в СНГ создаются ТПЭС полной проектной мощностью до 5-6 ГВт.

ТПЭС, имеющие в качестве привода электрогенераторов теплофикационные турбины и использующие тепло отработавшего пара для снабжения тепловой энергией внешних потребителей, называют теплоэлектроцентралями (ТЭЦ). В нашем городе примером такой станции является Карагандинская ТЭЦ-3.

Основным типом привода электрогенераторов на современной тепловой электростанции, в том числе атомной, является паровая турбина. Паровая турбина обладает большой быстроходностью, отличается сравнительно малыми размерами и массой. Она может быть построена на очень большую мощность (более 1000 МВт), превышающую мощность какой-либо другой машины. Вместе с тем у паровой турбины исключительно хорошие технико-экономические показатели: относительно небольшая удельная стоимость, высокие экономичность, надежность и ресурс работы, составляющий десятки лет. Комплекс паровой турбины и обслуживающего ее вспомогательного оборудования называется паротурбинной установкой, или паротурбинным агрегатом.

Рассмотрим тепловую электростанцию, взяв за основу Карагандинскую электроцентраль №3.

Строительство Карагандинской ТЭЦ-3 началось в 1970 году. Первый турбоагрегат мощностью 110000 кВт с одним котлом БКЗ-420 был принят в эксплуатацию в июне 1977 года, а  последний четвертый котел БКЗ-420 введен в эксплуатацию в декабре 1980 года. На этом строительство первой очереди Карагандинской ТЭЦ-3 было закончено. Мощность первой очереди составила 330 мегаватт и 630 Гкал/час. На данный момент  на станции эксплуатируются 7 котлоагрегатов  марки БКЗ –420-140-5, и 4 турбоагрегата Т-110/120-130.

Карагандинская ТЭЦ-3 расположена в северо-восточной части города Караганды и предназначена для покрытия тепловых нагрузок промышленности и культурно бытового сектора города. ТЭЦ-3 работает на привозном Экибастузском угле, для растопки котлов используют мазут.

Выработка электроэнергии  составляет 2200,971 млн. кВт•час. Отпуск с шин составляет 1896,467млн. кВт•час. Коэффициент использования установленной мощности составил 56,7% на период   2003 года. Расход электроэнергии на собственные нужды  на производство электроэнергии составил 7,4%. Удельный расход топлива на отпуск электроэнергии составил 297,7 г / кВт. Отпуск тепла составил 3567,768 тыс. ГКал. В том числе обработанным паром  2756,567. Расход электроэнергии на собственные нужды на отпуск тепла, 54,6кВат/ГКал.

Технологическая схема и устройство тепло электростанции. Кусковой уголь поступает в железнодорожных вагонах в разгрузочное устройство, из которого ленточными транспортерами направляется либо на станционный склад, обслуживаемый мостовым краном, либо в дробильную установку, где дробится в куски размером  20-25 миллиметров.

По выходе из дробильной установки уголь ленточными транспортерами  направляется в промежуточные угольные емкости – бункера. Из бункеров через питатели-весы уголь поступает в угле размольные мельницы, куда из котельного агрегата подводится горячий воздух (или смесь  воздуха с дымовыми газами). Теплота этого потока используется для подсушки размолотого топлива. Полученная в мельнице угольная пыль (порошок) увлекается потоком подаваемого в мельницу воздуха и направляется в промежуточные емкости для угольной пыли (пылевые бункеры). По дороге в пылевые бункеры пылевоздушная смесь проходит через сепаратор пыли, где отделяются крупные недостаточно размолотые частицы, и через пылевой циклон, где угольная пыль отделяется от транспортируемого ее воздуха, который поступает в вентилятор. Из пылевого бункера шнеком через питатели пыли топливо подается в пылеугольные горелки, размещенные в топке котельного агрегата. Нужный для горения воздух засасывается дутьевым вентилятором и нагнетается в топку, предварительно проходя через воздухоподогреватели, размещенные на выходе дымовых газов из котлоагрегата. Образовавшийся в топке при горении топлива дымовые газы, омывают сначала испарительные поверхности нагрева котла, где получается водяной пар, а затем пароперегреватель  где температура пара повышается сверх температуры кипения воды до заданной температуры перегрева пара. После пароперегревателя охлажденные дымовые газы  до выхода из котлоагрегата дополнительно охлаждаются в водяном экономайзере, служащем для подогрева идущей в котел  питательной воды и воздухоподогревателя.  По выходе из котлоагрегата дымовые газы проходят через золоулавливающие устройства и затем отсасываются специальными вентиляторами-дымососами, выбрасывающими их через дымовую трубу в атмосферу.

Образовавшиеся при горении топлива очаговые остатки  - зола и шлак  забираются из топки и золоуловителей в специальные каналы золоудаления, из которых затем смываются водой.  Полученная золошлаковадяная смесь специальными насосами перекачивается по золопроводам на шлаковые отвалы, расположенные за пределами станции. Полученный в котлоагрегате перегретый пар по паропроводам направляется в паровую турбину, с которой непосредственно соединен электрогенератор. Паропроводы служат для вторичного перегрева пара. Пар из турбины поступает в конденсаторы.

Нужная для конденсации пара охлаждающая вода забирается из водоема  насосами водоснабжения, размещенные в насосной с очистительными устройствами. Нагнетаемая этими насосами сырая вода по трубам подводится к конденсатору, откуда через сливные трубопроводы возвращается обратно в водоем.  Образовавшийся в конденсаторе конденсат конденсатными насосами через подогреватели направляется в деаэратор, служащий для удаления из питательной воды растворенного в ней кислорода. Из деаэратора питательная вода питательными насосами нагнетается через подогреватель и питательные магистрали в экономайзер. Необходимая для восполнения потерь теплоносителя добавочная вода забирается из тракта сырой воды и после перехода через специальные водоумягчительные установки подается к деаэратору. Отбираемый из турбины  для теплового потребления пар по специальному паропроводу подводится к подогревательной установке, где используется для подогрева поступающей от потребителя обратной воды. Для удобства обслуживания в турбинном и котельном цехах предусмотрены мостовые краны.

Управление работой всей станции сосредоточено в центральном щите управления. Энергия потребителям идет через повышающие трансформаторы. Энергия собственных нужд получается от распределительного устройства.


1 Карагандинская ТЭЦ-3

1.1 История предприятия

В 1997 г. в результате реализации решения Президента и Правительства о привлечении инвесторов в энергетическую отрасль Казахстана после проведения открытого тендера Карагандинская ТЭЦ-1, ТЭЦ-3 и Карагандинские тепловые сети перешли в частную собственность – ENHRO ST LTD компании «Ормат Индастриз».

В 2002 году в энергетический комплекс Караганды пришел казахстанский инвестор – АО «Корпорация «Ордабасы».

На сегодняшний день ТОО "Караганды Жылу" находится под управлением АО "Казахстанские Коммунальные Системы".

Рисунок 1.1. Градирни Карагандинской ТЭЦ-3

Основным направлением деятельности энергетической компании, естественного монополиста на рынке предоставления коммунальных услуг, ТОО "Караганды Жылу" является бесперебойное и качественное производство электро- и теплоэнергии и поставка этих товаров карагандинским потребителям.
В компании проведен ряд мероприятий, которые позволили привести оборудование станций к проектной мощности и уменьшению потерь во всех подразделениях предприятий.

В состав комплекса ТОО "Караганды Жылу" входит старейшая станция региона - Карагандинская ТЭЦ-1, (общая проектная электрическая мощность 32 МВт и тепловая мощность 460 ГКал/ч).

Карагандинская ТЭЦ-3 является одним из главных подразделений энергетического предприятия, в июне 2002 г. станция отметила 25-летний юбилей.

На станции эксплуатируется 7 котлов марки БКЗ-420-140-5 и 4 турбоагрегата Т-110-130.

Рисунок 1.2. Коллектор прямой сетевой воды на выходе из турбинного цеха ТЭЦ-3

Важным звеном энергетического комплекса являются Карагандинские тепловые сети, включающие 110 км магистральных и 319 км распределительных тепловых сетей; 12 магистральных и 46 распределительных насосных станций. С момента перехода компании в частную собственность заменена одна треть всех теплосетей.

Создание компьютерной системы выставления счетов потребителям, планомерная и целенаправленная работа по взысканию задолженности и убеждению потребителей в необходимости регулярной оплаты счетов позволило стабилизировать поступление средств.

В 2009 году ТОО «Караганды Жылу» было переименовано в ТОО «Караганда Энергоцентр»

ТОО «Караганда Энергоцентр» считает себя частью города и общества, в котором осуществляет свой бизнес, поэтому компания принимает активное участие в жизни Караганды, оказывает благотворительную и спонсорскую помощь, и любое заметное мероприятие, будь то городской праздник, спортивные состязания, акции по благоустройству города, не обходятся без активного участия компании и её сотрудников.

С переходом на новые рыночные отношения традиции в коллективе компании не только укрепились, но и приумножились. Кроме заботы руководства о трудовых буднях почти трехтысячного коллектива ТОО «Караганда Энергоцентр», не остаются без внимания здоровье сотрудников и членов их семей, досуг. В соответствии с коллективным договором, подписанным в 2000 году, осуществляется бесплатное медицинское обслуживание, проводятся спартакиады, материальная поддержка ветеранов и оздоровление детей работников компании в летних лагерях.

1.2 Структура ТЭЦ-3

Применительно к рассмотренной во введении рабочей схеме технологического процесса на тепловой электростанции обычно имеются следующие основные и вспомогательные цеха:

1) топливно-транспортный цех, включающий обслуживание складов топлива и разгрузочных устройств, транспортные и разгрузочно-погрузочные устройства на территории станции. Так же он занимается обслуживанием механизмов подачи топлива со складов в котельную (включая дробление и отбор проб);

2) котельный цех –  для обслуживания оборудования котельных агрегатов, пылеприготовления, мазутного хозяйства котельной, золоулавливания, золоудаления и тягово – дутьевых механизмов (дутьевые вентиляторы и дымососы);

3) турбинный цех –  для обслуживания турбинной установки, включая конденсатор и подогреватели так же вспомогательное оборудование (конденсаторных, центральных и прочих насосов).

4) ЦТАИ – для обслуживания тепло измерительных приборов  и автоматики  тепловых процессов;

5) электрический цех – ля обслуживания электрических генераторов и всего электрического оборудования станции с электроизмерительными приборами, релейной защитой, с электротехнической лабораторией и электроремонтной мастерской.

6) химический цех, связанный с оборудованием для подготовки и умягчения добавочной воды, с химической и топливно-аналитической лабораториями;

7) ремонтно-строительный цех, занимающийся вопросами ремонта и строительного надзора за зданиями и прочими строительными и дорожными сооружениями станции;

8) гараж, в ведомстве которого находится весь транспорт станции.

На ТЭЦ для производства тепловой и электрической энергии задействовано следующее энергетическое оборудование.

Турбоагрегаты:

ст. № 1 т -110/120-130 изготовлен в 1976 году;

ст. № 2 т -110/120-130 изготовлен в 1977 году;

ст. № 3 т -110/120-130 изготовлен в 1978 году;

ст. № 4 т -110/120-130 изготовлен в 1988 году.

Единичная электрическая мощность 110 МВ.

Единичная тепловая мощность 175 Гкал/час.

Максимальный расход пара 485 т/час.

Котлы:

ст. № 1 БКЗ –420-140-5 изготовлен в 1976 году;

ст. № 2 БКЗ –420-140-5 изготовлен в 1977 году;

ст. № 3 БКЗ –420-140-5 изготовлен в 1978 году;

ст. № 4 БКЗ –420-140-5 изготовлен в 1980 году;

ст. № 5 БКЗ –420-140-5 изготовлен в 1986 году;

ст. № 6 БКЗ –420-140-5 изготовлен в 1988 году;

ст. № 7 БКЗ –420-140-5 изготовлен в 1989 году.

Номинальная, максимальная производительность, 420 - тонн/час 250 - Гкал/час.

Шлакоудаление –шнековое с гидрозатвором.

Температура пара 560 градусов, давление острого пара 135 ата.

Проектное топливо – экибастузскии уголь.

Паропроводы – общестанционные, главные паропроводы котлов и турбин, растопочных котлов:

а) общестанционный коллектор предназначен для перераспределения пара на различные блоки, разделен секционирующеми задвижками на семь секций. Изготовлен из бесшовных горячих катанных труб с наружным диаметром 337 мм и толщиной стенки 45/50 мм;

б) главный паропровод котлов предназначен для транспортировки пара от паросборной камеры котла к коллектору. Изготовлен из бесшовных горячекатанных труб с наружным диаметром 273 мм и 377 мм, толщиной стенки 32/36 мм и 45/50 мм, из стали марок 12Х1МФ и 15Х1М1Ф;

в) главный паропровод турбин изготовлен из труб диаметром 377 мм и толщиной стенки 45/50 мм;

г) растопочный паропровод котлов предназначен для транспортировки пара на растопочные РОУв период пуска и прогрева паропровода котла. Изготовлен из труб диаметром 219 мм и 133 мм, толщиной 25/32 мм и 16 мм.


2 Общие сведения о паротурбинных установках

Паротурбинная установка – это непрерывно действующий тепловой агрегат, рабочим телом которого является вода и водяной пар. Паровая турбина является силовым двигателем, в котором потенциальная энергия пара превращается в кинетическую, а кинетическая в свою очередь преобразуется в механическую энергию вращения ротора. Ротор турбины непосредственно или при помощи зубчатой передачи соединяется с рабочей машиной. В зависимости от назначения рабочей машины паровая турбина может быть применена в самых различных областях промышленности: в энергетике, на транспорте, в морском и речном судоходстве и т.д. Включает в себя паровую турбину и вспомогательное оборудование.

2.1 История создания паровой турбины

В основе действия паровой турбины лежат два принципа создания окружного усилия на роторе, известные с давних времен, - реактивный и активный. Еще в 130 г. до н.э. Герон Александрийский изобрел устройство под названием "эолипил". В соответствии с рисунком 2.1 оно представляло собой наполнявшуюся паром полую сферу с двумя Г-образными соплами, расположенными с противоположных сторон и направленными в разные стороны. Пар вытекал из сопел с большой скоростью, и за счет возникающих сил реакции сфера вращалась.

Рисунок 2.1. Устройство «эолипил» Герона Александрийского

Второй принцип основан на преобразовании потенциальной энергии пара в кинетическую. Его можно проиллюстрировать на примере машины Джованни Бранки, построенной в 1629 г и изображенной на рисунке 2.2. В этой машине струя пара приводила в движение колесо с лопатками, напоминающее колесо водяной мельницы.

В паровой турбине используются оба указанных принципа. Струя пара под высоким давлением направляется на криволинейные лопатки, закрепленные на дисках. При обтекании лопаток струя отклоняется, и диск с лопатками начинает вращаться. Двигаясь между лопатками в расширяющемся канале (ведь толщина лопаток по мере приближения к хвостовику уменьшается), пар расширяется и ускоряется. В соответствии с законами сохранения энергии и импульса на колесо турбины действует сила, раскручивающая его. В результате энергия давления (потенциальная энергия) пара преобразуется в кинетическую энергию вращения турбины.

Рисунок 2.2. Устройство машины Бранки

Первые турбины, подобные машине Бранки, обладали ограниченной мощностью, поскольку паровые котлы не были способны создавать высокое давление. Как только появилась возможность получать пар высокого давления, изобретатели вновь обратились к турбине. В 1815 г. инженер Ричард Тревитик установил два сопла на ободе колеса паровоза и пропустил через них пар. На сходном принципе было основано устройство лесопильной машины, построенной в 1837 г. американцем Уильямом Эйвери. В одной лишь Англии за 20 лет, с 1864 по 1884 г., было запатентовано более сотни изобретений, так или иначе относящихся к турбинам. Но ни одна из этих попыток не завершилась созданием пригодной для промышленности машины.

Частично эти неудачи объяснялись непониманием физики расширения пара. Дело в том, что плотность пара намного меньше плотности воды, а его "упругость" намного превосходит упругость жидкости, поэтому скорость струи пара в паровых турбинах получается гораздо большей, чем скорость воды в водяных турбинах. Экспериментально было установлено, что к.п.д. турбины достигает максимума тогда, когда окружная скорость лопаток равна приблизительно половине скорости струи пара. Именно по этой причине первые турбины имели очень высокие скорости вращения.

Рисунок 2.3. Устройство колеса турбины

Но большая частота вращения нередко приводила к разрушению вращающихся частей турбины из-за действия центробежных сил. Уменьшения угловой скорости при сохранении окружной скорости можно было бы добиться путем увеличения диаметра диска, на котором крепились лопатки. Однако реализовать эту идею было затруднительно, так как количества вырабатываемого пара высокого давления недоставало для машины большого размера. В связи с этим первые опытные турбины имели небольшой диаметр и короткие лопатки.

Другая проблема, связанная со свойствами пара, доставляла еще больше трудностей. Скорость пара, вырывающегося из сопла, пропорциональна отношению давлений на входе и выходе сопла и достигает максимального значения при отношении давлений, приблизительно равном двум. Дальнейшее повышение перепада давления уже не ведет к увеличению скорости струи. Таким образом, конструкторы не могли в полной мере использовать возможности пара с высоким давлением при использовании сопла с постоянным или суживающимся каналом.

В 1889 г. шведский инженер Карл Густав де Лаваль применил сопло, расширяющееся на выходе. Такое сопло позволило получить гораздо большую скорость пара, и вследствие этого скорость вращения ротора турбины также существенно увеличилась.

Рисунок 2.4. Устройство паровой турбины Лаваля

На рисунке 2.4 изображена паровая турбина Лаваля. В ней пар поступает к соплу, приобретает в нем значительную скорость и направляется в рабочие лопатки, расположенные на ободе диска турбины. При повороте струи пара в каналах рабочих лопаток возникают силы, раскручивающие диск и связанный с ним вал турбины. Для получения необходимой мощности на одноступенчатой турбине необходимы очень высокие скорости потока пара. Меняя конфигурацию расширяющегося сопла, удалось получить значительную степень расширения пара и, соответственно, высокую скорость (1200…1500 м/с) истечения пара.

Для лучшего использования больших скоростей пара Лаваль разработал такую конструкцию диска, которая выдерживала окружные скорости до 350 м/с, а частота вращения у некоторых турбин достигала 32000 мин-1.

Турбины, у которых весь процесс расширения пара и связанного с ним ускорения парового потока происходит в соплах, получили название активных. К таким устройствам, в частности, можно отнести и турбину Бранки.

В дальнейшем совершенствование активных паровых турбин пошло по пути использования последовательного расширения пара в нескольких ступенях, расположенных друг за другом. В таких турбинах, разработанных в конце прошлого столетия французским ученым Рато и усовершенствованных конструктором Целли, ряд дисков, укрепленных на общем валу, разделен перегородками. В этих перегородках устраивались профилированные отверстия - сопла. На каждой из построенных таким образом ступеней срабатывается часть энергии пара. Преобразование кинетической энергии парового потока происходит без дополнительного расширения пара в каналах рабочих лопаток. Активные многоступенчатые турбины получили широкое распространение в стационарных установках, а также в качестве судовых двигателей.

Наряду с турбинами, в которых поток пара движется приблизительно параллельно оси вала турбины и которые называются аксиальными турбинами, были созданы так называемые радиальные турбины, в которых пар течет в плоскости, перпендикулярной оси турбины. Среди этого типа турбин наибольший интерес представляет турбина братьев Юнгстрем, предложенная в 1912 г.

Рисунок 2.5. Конструкция турбины братьев Юнгстрем

Устройство турбины представлено на рисунке 2.5. На боковых поверхностях дисков кольцами постепенно возрастающего диаметра располагаются лопатки реактивных ступеней. Пар в турбину подводится по трубам и далее через отверстия в дисках направляется к центральной камере. Из нее пар течет к периферии через каналы лопаток, укрепленных на дисках. В отличие от обычной турбины, в конструкции братьев Юнгстрем нет неподвижных сопел или направляющих лопаток. Оба диска вращаются во встречных направлениях, поэтому мощность, развиваемая турбиной, передается на два вала. Турбина описанной конструкции получилась весьма компактной.

И все же, несмотря на ряд новых конструктивных решений, примененных в одноступенчатых активных турбинах, их экономичность была невысока. Кроме того, необходимость редукторной передачи для уменьшения частоты вращения ведущего вала электрогенератора тормозила распространение одноступенчатых турбин. Поэтому турбины Лаваля, на раннем этапе турбостроения широко применявшиеся в качестве агрегатов небольшой мощности (до 500 кВт), в дальнейшем уступили место турбинам других типов.

Парсонс создал турбину принципиально новой конструкции. Она отличалась меньшей частотой вращения, и в то же время в ней максимально использовалась энергия пара. Дело в том, что в турбине Парсонса пар расширялся постепенно по мере прохождения через 15 ступеней, каждая из которых представляла собой два венца лопаток: один - неподвижный (с направляющими лопатками, закрепленными на корпусе турбины), другой - подвижный (с рабочими лопатками на диске, закрепленном на вращающемся валу). Плоскости лопаток неподвижных и подвижных венцов были взаимно перпендикулярны.

Пар, направляемый на неподвижные лопатки, расширялся в междулопаточных каналах, скорость его увеличивалась, и он, попадая на подвижные лопатки, заставлял их вращаться. В межлопаточных каналах подвижных лопаток пар дополнительно расширялся, скорость струи возрастала, и возникавшая реактивная сила толкала лопатки.

Благодаря внедрению подвижных и неподвижных венцов лопаток высокая скорость вращения стала ненужной. На каждом из тридцати венцов многоступенчатой турбины Парсонса пар расширялся незначительно, теряя некоторую долю своей кинетической энергии. На каждой ступени (паре венцов) давление падало лишь на 10 %. Ступенчатое расширение пара, лежащее в основе конструкций современных турбин, было лишь одной из многих оригинальных идей, воплощенных Парсонсом.

Другой плодотворной идеей была организация подвода пара к средней части вала. Здесь поток пара разделялся и шел по двум направлениям к левому и правому концу вала. Расход пара в обоих направлениях был одинаковым. Одно из преимуществ, которое давало разделение потока, заключалось в том, что продольные (осевые) силы, возникавшие из-за давления пара на лопатки турбины, уравновешивались. Таким образом, отпадала необходимость в упорном подшипнике. Описанная конструкция используется во многих современных паровых турбинах.

И все-таки первая многоступенчатая турбина Парсонса имела слишком большую частоту вращения - 18000 мин-1. Центробежная сила, действовавшая на лопатки турбины, в 13 тысяч раз превышала силу тяжести. Для того, чтобы уменьшить опасность разрушения вращающихся частей, Парсонс предложил простое решение. Каждый диск изготовлялся из цельного медного кольца, а пазы, в которые входили лопатки, располагались по окружности диска и представляли собой щели, ориентированные под углом 45°. Подвижные диски насаживались на вал и фиксировались на его выступе. Неподвижные венцы состояли из двух полуколец, которые прикреплялись сверху и снизу к корпусу турбины. Лопатки турбины Парсонса были плоскими. Для компенсации уменьшения скорости потока пара по мере его движения к последним ступеням в первой машине Парсонса были реализованы два технических решения: ступенчато наращивался диаметр диска и увеличивалась длина лопаток от 5 до 7 мм. Кромки лопаток были скошены, чтобы улучшить условия обтекания струей.

Парсонс был младшим сыном в семье, получившей во владение землю в Ирландии. Его отец, граф Росс, был талантливым ученым. Он внес большой вклад в технологию отливки и шлифовки больших зеркал для телескопов.

Парсонсы не отдавали своих детей в школу. Их учителями были астрономы, которых граф приглашал для ночных наблюдений с помощью телескопов; в дневное время эти ученые обучали детей. Всячески поощрялись и занятия детей в домашних мастерских.

Чарлз поступил в Тринити-колледж в Дублине, а затем перешел в Сент-Джонс – колледж Кембриджского университета, который окончил в 1877 г.

Поворот в судьбе Парсонса произошел, когда он стал учеником Джорджа Армстронга, известного фабриканта корабельных орудий, и начал работать на его Элсуикской фабрике в г. Ньюкаслапон-Тайне. Причины, которые побудили Парсонса принять такое решение, остались неизвестными: в то время дети из богатых семей редко избирали карьеру инженера. Парсонс завоевал репутацию самого трудолюбивого ученика Армстронга. В период стажировки он получил разрешение работать на самой последней новинке - паровой машине с вращающимися цилиндрами - и между 1877 и 1882 гг. запатентовал несколько своих изобретений.

Первые опыты с турбинами Парсонс начал проводить, работая у Армстронга. С 1881 по 1883 г., т.е. сразу после стажировки, он работал над созданием торпеды, приводимой в движение газом. Особенность движителя торпеды состояла в том, что сгорающее топливо создавало струю газа высокого давления. Струя ударялась в крыльчатку, заставляя ее вращаться. Крыльчатка, в свою очередь, приводила во вращение гребной винт торпеды.

Работы над газовыми турбинами Парсонс прекратил в 1883 г., хотя в его патенте 1884 г. описан современный цикл работы такой турбины. Впоследствии он дал этому объяснение. "Опыты, проводимые много лет назад, - писал он, - и частично имевшие целью удостовериться в реальности газовой турбины, убедили меня в том, что с теми металлами, которые имелись в нашем распоряжении... было бы ошибкой использовать для приведения лопаток во вращение раскаленную струю газов - в чистом ли виде, или в смеси с водой или паром". Это было прозорливое замечание: лишь спустя десять лет после смерти Парсонса появились металлы, обладавшие необходимыми качествами.

В апреле 1884 г. он оформил два предварительных патента, а в октябре и ноябре того же года дал полное описание изобретения. Для Парсонса это был невероятно продуктивный период. Он решил создать и динамо-машину, работающую от турбины на высоких скоростях, которые доступны немногим из современных электрических машин. Впоследствии Парсонс часто повторял, что это изобретение так же важно, как и создание самой турбины. До сегодняшних дней основным применением паровой турбины остается приведение в движение электрических генераторов.

В ноябре 1884 г., когда был создан первый образец турбины, достопочтенному Чарлзу А. Парсонсу было всего 30 лет. Инженерный гений и чутье на потребности рынка сами по себе были недостаточным условием для того, чтобы его детище благополучно вступило в жизнь. На ряде этапов Парсонс должен был вкладывать свои собственные средства, для того чтобы проделанная работа не пропала даром. Во время судебного разбирательства в 1898 г., затеянного с целью продлить срок действия некоторых его патентов, было установлено, что на создание турбины Парсонс израсходовал личных денег в сумме 1107 фунтов 13 шиллингов и 10 пенсов.

2.2 Классификация паровых турбин

Все многообразие современных паровых турбин можно классифицировать по 8 основным признакам:

1) по использованию в промышленности;

2) по числу ступеней;

3) по направлению потока пара;

4) по числу корпусов (цилиндров);

5) по принципу парораспределения;

6) по принципу действий пара;

7) по характеру теплового процесса;

8) по параметрам свежего пара.

В зависимости от конструктивных особенностей, характера теплового процесса, параметров свежего и отработавшего пара и использования в промышленности существуют различные признаки классификации паровых турбин.

1. По использованию в промышленности все турбины делятся на:

а) транспортные турбины - турбины нестационарного типа с переменным числом оборотов; турбины этого типа применяются для привода гребных винтов крупных судов (судовые турбины) и на железнодорожном транспорте (турболокомотивы);

б) стационарные паровые турбины - это турбины, сохраняющие при эксплуатации неизменным свое местоположение. Стационарные турбины в свою очередь подразделяются на:

1) энергетические турбины - турбины стационарного типа с постоянным числом оборотов, предназначенные для привода электрических генераторов, включенных в энергосистему, и отпуска теплоты крупным потребителям, например (жилым районам, городам и т.д.). Их устанавливают на крупных ГРЭС, АЭС и ТЭЦ; Энергетические турбины характеризуются прежде всего большой мощностью, а их режим работы - практически постоянной частотой вращения. Подавляющее большинство энергетических турбин выполняют на номинальную частоту вращения 3000 1/мин. Их называют быстроходными. Для АЭС некоторые турбины выполняют тихоходными - на частоту вращения 1500 1/мин.

2) промышленные и вспомогательные турбины - турбины стационарного типа с переменным числом оборотов. Промышленные турбины служат для производства теплоты и электрической энергии, однако их главной целью является обслуживание промышленного предприятия, например металлургического, текстильного, химического и т.д. Часто чаткие турбины работают на мальмощную индивидуальную электрическую сеть, а иногда используются для привода агрегатов с переменной частотой вращения, например воздуходувок доменных печей. Мощность промышленных турбин существенно меньше, чем энергетических.

Вспомогательные турбины используются для обеспечения технологического процесса производства электроэнергии - обычно для привода питательных насосов, вентиляторов, воздуходувок котла и т.д.

2. По числу ступеней:

а) одноступенчатые турбины - с одной или несколькими ступенями скорости; эти турбины (обычно небольшой мощности) применяются главным образом для привода центробежных насосов, вентиляторов и других аналогичных механизмов;

б) многоступенчатые турбины активного и реактивного типов малой, средней и большой мощности.

3. По направлению потока пара:

а) осевые турбины, в которых поток пара движется вдоль оси турбины;

б) радиальные турбины, в которых поток пара движется в плоскости, перпендикулярной оси вращения турбины; иногда одна или несколько последних ступеней мощных радиальных конденсационных турбин выполняются осевыми. Радиальные турбины в свою очередь подразделяются на имеющие неподвижные направляющие лопатки и на имеющие только вращающиеся рабочие лопатки.

4. По числу корпусов (цилиндров):

а) однокорпусные (одноцилиндровые);

б) двухкорпусные (двухцилиндровые);

в) многокорпусные (многоцилиндровые).

Большинство турбин выполняют многоцилиндровыми. Это позволяет получить более высокую мощность в одном агрегате, что удешевляет и турбину и электростанцию. Наибольшее число цилиндров, из которых состоит современная турбина - 5.

Многоцилиндровые турбины, у которых валы отдельных корпусов составляют продолжение один другого и присоединены к одному генератору, называются одновальными; турбины с параллельным расположением валов называются многовальными. В последнем случае каждый вал имеет свой генератор.

5. По принципу парораспределения:

а) турбины с дроссельным парораспределением, у которых свежий пар поступает через один или несколько одновременно (в зависимости от развиваемой мощности) открывающихся клапанов, в настоящий момент не находят применения;

б) турбины с сопловым парораспределением, у которых свежий пар поступает через два или несколько последовательно открывающихся регулирующих клапанов;

в) турбины с обводным парораспределением, у которых, кроме подвода свежего пара к соплам первой ступени, имеется подвод свежего пара к одной, двум или даже трем промежуточным ступеням (устаревшие турбины).

6. По принципу действий пара:

а) активные турбины, в которых потенциальная энергия пара превращается в кинетическую в каналах между неподвижными лопатками или в соплах, а на рабочих лопатках кинетическая энергия пара превращается в механическую работу; в применении к современным активным турбинам это понятие несколько условно, так как они работают с некоторой степенью реакции на рабочих лопатках, возрастающей от ступени к ступени по направлению хода пара, особенно в конденсационных турбинах. Турбины активного типа выполняются только осевыми;

б) реактивные турбины, в которых расширение пара в направляющих и рабочих каналах каждой ступени происходит примерно в одинаковой степени. Эти турбины могут быть как осевыми, так и радиальными, а последние в свою очередь могут исполняться как с неподвижными направляющими лопатками, так и с только вращающимися рабочими лопатками.

7. По характеру теплового процесса:

а) конденсационные турбины с регенерацией; в этих турбинах основной поток пара при давлении ниже атмосферного направляется в конденсатор. Так как скрытая теплота парообразования, выделяющаяся при конденсации отработавшего пара, у данного типа турбин полностью теряется, то для уменьшения этой потери из промежуточных ступеней турбины осуществляется частичный, нерегулируемый по давлению отбор 1 пара для подогрева питательной воды; количество таких отборов бывает от 2—3 до 8—9. Главное назначение конденсационных турбин - обеспечивать производство электроэнергии, поэтому они являются основными агрегатами мощных ТЭС и АЭС (мощность крупных конденсационных турбоагрегатов достигает 1000-1200 МВт).

Рисунок 2.6. Схема работы паротурбинной установки с конденсационной турбиной.

Схема работы конденсационной турбины приведена на рисунке 2.6. Свежий (острый) пар из котельного агрегата (1) по паропроводу (2) попадает на рабочие лопатки паровой турбины (3). При расширении, кинетическая энергия пара превращается в механическую энергию вращения ротора турбины, который расположен на одном валу (4) с электрическим генератором (5). Отработанный пар из турбины направляется в конденсатор (6), в котором, охладившись до состояния воды путём теплообмена с циркуляционной водой (7) пруда-охладителя, градирни или водохранилища по трубопроводу (8) направляется обратно в котельный агрегат при помощи насоса (9). Большая часть полученной энергии используется для генерации электрического тока.

Конденсационные паровые турбины служат для превращения максимально возможной части теплоты пара в механическую работу. Конденсационные турбины бывают стационарными и транспортными.

Стационарные турбины изготавливаются на одном валу с генераторами переменного тока. Такие агрегаты называют турбогенераторами. Тепловые электростанции, на которых установлены конденсационные турбины, называются конденсационными электрическими станциями (КЭС). Основной конечный продукт таких электростанций — электроэнергия. Лишь небольшая часть тепловой энергии используется на собственные нужды электростанции и, иногда, для снабжения теплом близлежащего населённого пункта. Обычно это посёлок энергетиков. Доказано, что чем больше мощность турбогенератора, тем он экономичнее, и тем ниже стоимость 1 кВт установленной мощности. Поэтому на конденсационных электростанциях устанавливаются турбогенераторы повышенной мощности.

Частота вращения ротора стационарного турбогенератора связана с частотой электрического тока 50 Герц. То есть на двухполюсных генераторах – 3000 оборотов в минуту, на четырехполюсных, соответственно, 1500 оборотов в минуту. Частота электрического тока вырабатываемой энергии является одним из главных показателей качества отпускаемой электроэнергии. Современные технологии позволяют поддерживать частоту вращения с точностью до трёх оборотов. Резкое падение электрической частоты влечёт за собой отключение от сети и аварийный останов энергоблока, в котором наблюдается подобный сбой.

В зависимости от назначения паровые турбины электростанций могут быть базовыми, несущими постоянную основную нагрузку; пиковыми, кратковременно работающими для покрытия пиков нагрузки; турбинами собственных нужд, удовлетворяющими потребность электростанции в электроэнергии. От базовых требуется высокая экономичность на нагрузках, близких к полной (около 80 %), от пиковых — возможность быстрого пуска и включения в работу, от турбин собственных нужд — особая надёжность в работе. Все паровые турбины для электростанций рассчитываются на 100 тыс. часов работы (до капитального ремонта).

Транспортные паровые турбины используются в качестве главных и вспомогательных двигателей на кораблях и судах. Неоднократно делались попытки применить паровые турбины на локомотивах, однако паротурбовозы распространения не получили. Для соединения быстроходных турбин с гребными винтами, требующими небольшой (от 100 до 500 об/мин) частоты вращения, применяют зубчатые редукторы. В отличие от стационарных турбин (кроме турбовоздуходувок), судовые работают с переменной частотой вращения, определяемой необходимой скоростью хода судна.

б) теплофикационные турбины с одним или двумя регулируемыми (по давлению) отборами пара из промежуточных ступеней для производственных и отопительных целей при частичном пропуске пара в конденсатор. Они предназначены для выработки теплоты и электрической энергии. Турбина может иметь отопительный отбор для отопления зданий, предприятий и т.д., производственный отбор для технологических нужд промышленных предприятий а также и тот и другой отбор. Отбор пара - количество пара, которое отдается турбиной для внешнего теплового потребления, т.е. сверх расхода на регенеративный подогрев питательной воды.

Схема работы теплофикационной турбины приведена на рисунке 2.7. Свежий (острый) пар из котельного агрегата (1) по паропроводу (2) направляется на рабочие лопатки цилиндра высокого давления (ЦВД) паровой турбины (3). При расширении, кинетическая энергия пара преобразуется в механическую энергию вращения ротора турбины, который соединен с валом (4) электрического генератора (5). В процессе расширения пара из цилиндров среднего давления производятся теплофикационные отборы и из них пар направляется в подогреватели (6) сетевой воды (7). Отработанный пар из последней ступени попадает в конденсатор, где и происходит его конденсация, а затем по трубопроводу (8) направляется обратно в котельный агрегат при помощи насоса (9). Большая часть тепла, полученного в котле используется для подогрева сетевой воды.

Рисунок 2.7. Схема работы паротурбинной установки с теплофикационной турбиной.

Теплофикационные паровые турбины служат для одновременного получения электрической и тепловой энергии. Но основной конечный продукт таких турбин – тепло. Тепловые электростанции, на которых установлены теплофикационные паровые турбины, называются теплоэлектроцентралями (ТЭЦ). К теплофикационным паровым турбинам относятся турбины с противодавлением, с регулируемым отбором пара, а также с отбором и противодавлением.

У турбин с противодавлением весь отработавший пар используется для технологических целей (варка, сушка, отопление). Электрическая мощность, развиваемая турбоагрегатом с такой паровой турбиной, зависит от потребности производства или отопительной системы в греющем паре и меняется вместе с ней. Поэтому турбоагрегат с противодавлением обычно работает параллельно с конденсационной турбиной или электросетью, которые покрывают возникающий дефицит в электроэнергии.

В турбинах с регулируемым отбором часть пара отводится из 1 или 2 промежуточных ступеней, а остальной пар идёт в конденсатор. Давление отбираемого пара поддерживается в заданных пределах системой регулирования. Место отбора (ступень турбины) выбирают в зависимости от нужных параметров пара.

У турбин с отбором и противодавлением часть пара отводится из 1 или 2 промежуточных ступеней, а весь отработавший пар направляется из выпускного патрубка в отопительную систему или к сетевым подогревателям.

в) турбины с противодавлением, тепло отработавшего пара которых используется для отопительных или производственных целей. В ней пар из последней ступени направляется не в конденсатор, а обычно производственному потребителю. К этому типу турбин, хотя и несколько условно, можно отнести также и турбины с ухудшенным вакуумом, у которых тепло отработавшего пара может использоваться для отопления, горячего водоразбора или технологических целей;

г) предвключенные турбины (это также турбины с противодавлением), но их отработавший пар используется для работы в турбинах среднего давления. Такие турбины обычно работают при высоких параметрах свежего пара и применяются при надстройке электростанций средних параметров с целью повышения экономичности их работы. Под надстройкой электростанции понимают установку на ней котлов высокого, сверхвысокого и сверхкритического давлений и предвключенных турбин в качестве блока высокого давления на базе существующей станции среднего давления;

д) турбины с противодавлением и регулируемым по давлению отбором пара из промежуточной ступени. Таким образом, главным назначением такой турбины является производство пара заданного давления (в пределах 0,3-3 МПа);

е) турбины мятого пара, использующие для выработки электроэнергии отработавший пар молотов, прессов и паровых поршневых машин;

ж) турбины двух и трех давлений с подводом отработавшего пара различных давлений к промежуточным ступеням турбины.

Турбины, перечисленные в п. «б»—«д», кроме регулируемых отборов пара, обычно имеют нерегулируемые отборы для регенерации.

По ГОСТ 3618-82 приняты следующие обозначения турбин. Первая буква характеризует тип турбины;

К — конденсационная;

Т — теплофикационная с отопительным отбором пара;

П — теплофикационная с производственным отбором пара для промышленного потребителя;

ПТ — теплофикационная с производственным и отопительным регулируемыми отборами пара;

Р — с противодавлением;

ПР — теплофикационная с производственным отбором и противодавлением;

ТР — теплофикационная с отопительным отбором и противодавлением;

ТК — теплофикационная с отопительным отбором и большой конденсационной мощностью;

КТ — теплофикационная с отопительными отборами нерегулируемого давления.

После буквы в обозначении указываются мощность турбины, МВт (если дробь, то в числителе номинальная, а в знаменателе максимальная мощность), а затем начальное давление пара перед стопорным клапаном турбины, МПа (кгс/см2 в старых обозначениях). Под чертой для турбин типов П, ПТ, Р и ПР указывается номинальное давление производственного отбора или противодавление, МПа (кгс/см2).

8. По параметрам свежего пара:

а) турбины среднего давления, работающие на свежем паре с давлением 34,3 бар и температурой 435°С;

б) турбины повышенного давления, работающие на свежем паре с давлением 88 бар и температурой 535°С;

в) турбины высокого давления, работающие на свежем паре с давлением 127,5 бар и температурой 565°С, с промежуточным перегревом пара до температуры 565°С;

г) турбины сверхкритических параметров, работающие на свежем паре с давлением 235,5 бар и температурой 560°С с промежуточным перегревом пара до температуры 565°С.

2.3 Характеристика основных параметров номинальных значений турбоагрегатов

Номинальная мощность турбины – наибольшая мощность, которую турбина должна длительно развивать на зажимах электрогенератора, при нормальных величинах основных параметров или при изменении их в пределах, оговоренных отраслевыми и государственными стандартами. Турбина с регулируемым отбором пара может развивать мощность выше номинальной, если это соответствует условиям прочности её деталей.

Экономическая мощность турбины – мощность, при которой турбина работает с наибольшей экономичностью. В зависимости от параметров свежего пара и назначения турбины номинальная мощность может быть равна экономической или более её на 10-25%.

Номинальная температура регенеративного подогрева питательной воды – температура питательной воды за последним по ходу воды подогревателем.

Номинальная температура охлаждающей воды – температура охлаждающей воды при входе в конденсатор.


3 Паротурбинные установки Карагандинской ТЭЦ-3

На Карагандинской ТЭЦ-3 установлено 4 турбоагрегата Т-110-130.

Теплофикационная паровая турбина с отопительным отбором пара Т-110/120-130-5 производственного объединения «Турбомоторный завод» (ПО ТМЗ) номинальной мощностью 110 МВт с начальным давлением пара 12,8 МПа предназначена для непосредственного привода электрического генератора ТВФ-120-2 с частотой вращения ротора 50 с-1 и отпуска тепла для нужд отопления.

3.1 Техническая характеристика турбины Т-110/120-130-5

Турбина Т-110/120-130-5 соответствует требованиям ГОСТ 3618-85, ГОСТ 24278-85 и ГОСТ 26948-86. Номинальные параметры турбоустановки приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1

Номинальные значения основных параметров турбины Т-110/120-130

1. Мощность, МВт

номинальная

100

максимальная

200

2. Начальные параметры пара:

давление, МПа

12,8

температура, оС

555

3. Тепловая нагрузка, ГДж/ч (МВт)

732 (203)

4. Расход свежего пара, т/ч

номинальный

441

максимальный

460

5. Пределы изменения давления пара в регулируемых отопительных отборах пара, МПа

в верхнем

0,06-0,25

в нижнем

0,05-0,2

6. Температура воды, оС

питательной

229

охлаждающей

20

7. расход охлаждающей воды, м3/ч

16000

8. Давление пара в конденсаторе, кПа

5,3

Турбина имеет два отопительных отбора пара – нижний и верхний, предназначенные для ступенчатого подогрева сетевой воды.

При ступенчатом подогреве сетевой воды паром двух отопительных отборов регулирование поддерживает заданную температуру сетевой воды за верхним сетевым подогревателем. При подогреве сетевой воды одним нижним отопительным отбором температура сетевой воды поддерживается за нижним сетевым подогревателем.

Минимальное расчетное количество пара, поступающего в конденсаторы, при номинальном режиме включения ПСГ верхней и нижней ступени подогрева (давление в верхнем отопительном отборе равно 0,098 МПа) составляет 18 т/ч.

Номинальная суммарная тепловая нагрузка отопительных отборов обеспечивается при номинальных параметрах свежего пара, номинальной температуре охлаждающей воды на входе в конденсаторы, полностью включенной регенерации, количестве воды, подогреваемой в ПВД, равном 100% расхода пара на турбину при работе турбоустановки по схеме со ступенчатым подогревом сетевой воды в сетевых подогревателях и минимальном количестве пара, поступающего в конденсаторы.

Мощность турбины при этом зависит от температуры подогрева сетевой воды и составляет: 110 МВт при подогреве от 51 до 92 оС, 108 МВт при подогреве от 54 до 100 оС, 107 МВт при подогреве от 56 до 108 оС.

Подогрев питательной воды осуществляется в регенеративной установке (рисунок 3.1) до температуры 229 оС при номинальном расходе свежего пара.

Рисунок 3.1. Принципиальная тепловая схема турбоустановки

Т-110/120-130

Данные по регенеративным отборам при номинальном режиме приведены в таблице 3.2.

Таблица 3.2

Характеристика отборов

Потребительпара

Параметры пара в камере отбора

Количествоотбираемогопаратч

Давление, МПа

Температура, оС

ПВД №3

3,32

379

17,5

ПВД №2

2,28

337

27,3

ПВД №1

1,22

266

16,9

Деаэратор

1,22

266

6,6

ПНД №4

0,57

190

11,4

ПНД №3

0,294

133

22,2

ПНД №2

0,098

-

7,0

ПНД №1

0,037

-

0,6

Максимальная мощность турбины 120 МВт достигается при отсутствии нерегулируемых объектов сверх отборов на регенерацию; при величинах отопительных отборов, определяемых по диаграмме режимов; на конденсационном режиме.

Турбина может работать по тепловому график с минимальным пропуском пара в конденсаторы с конденсацией этого пара сетевой или подпиточной воды, в том числе, сырой, подаваемой во встроенные пучки конденсаторов. При этом тепло пара, поступающего в конденсаторы, используется для подогрева сетевой или подпиточной воды и тепловая нагрузка турбины увеличивается до номинальной.

При охлаждении конденсаторов сетевой воды допускается повышение температуры выхлопного патрубка на уровне горизонтального разъема турбины до 120 оС.

Турбина может работать на холостом ходу после сброса нагрузки не менее 15 минут при условии охлаждения конденсаторов циркуляционной водой, проходящей через их основные поверхности, и при полностью открытой диафрагме.

Допускается работа турбины в режиме холостого хода после пуска ее для проведения испытаний генератора не менее 20 часов. Суммарная продолжительность работы турбины в режиме холостого хода в течение года не превышает 50 часов.

Отбор пара на деаэратор (0,59 МПа) из нерегулируемых отборов на ПВД №1 или ПВД №2 допускается подключать параллельно с другими турбинами или РОУ.

3.2 Конструкция турбины

Турбина Т-110/120-130-5 представляет собой одновальный агрегат, состоящий из трех цилиндров и выполненный по схеме: 1ЦВД+1ЦСД+1ЦНД (рисунок 3.2).

Свежий пар к стопорному клапану подводиться по двум паропроводам и затем по четырем паропроводам подводиться к регулирующим клапанам ЦВД турбины, привод которых осуществляется посредством сервомотора, рейки, зубчатого сектора и кулачкового вала. Перепуск в ЦВД находится со стороны среднего подшипника. Открываясь последовательно, регулирующие клапаны подают пар в четыре вваренные в корпус сопловые коробки, откуда пар поступает на двухвенечную регулирующую ступень. Пройдя её и восемь нерегулируемых ступеней, пар через два патрубка покидает ЦВД и по четырём паровпускам подводиться к кольцевой сопловой коробке ЦСД, отлитой заодно с корпусом. ЦСД содержит 14 степеней. После двенадцатой ступени производиться верхний, а после последней ступени – нижний теплофикационный отбор.

ЦВД – однотопочный, имеет двухвенечную регулирующую ступень и восемь ступеней давления. Ротор высокого давления – цельнокованый.

ЦСД также однотопочный, имеет 14 ступеней давления. Первые восемь дисков ротора среднего давления откованы заодно с валом, остальные шесть – насадные. Направляющий аппарат первой ступени ЦСД установлен в корпусе, остальные диафрагмы установлены в обоймы. Ротор ЦСД – комбинированный: диски первых восьми ступеней откованы за одно целое с валом, а остальных – насажены на вал с натягом. Корпус ЦСД имеет вертикальный технологический разъём, соединяющий литую переднюю и сварную заднюю часть.

ЦНД – двухтопочный, имеет по две ступени в каждом потоке левого и правого вращения (одну регулирующую и одну ступень давления). На входе каждого потока установлена поворотная регулирующая диафрагма с одним ярусом окон, реализуя дроссельное парораспределение в ЦНД. Длина рабочей лопатки последней ступени равна 550 мм, средний диаметр рабочего колеса этой ступени – 1919 мм, что обеспечивает суммарную площадь выхода 3,3 м2. Ротор низкого давления сборный: четыре рабочих диска посажены на вал с натягом.

Валопровод турбины – гибкий. Он состоит из роторов ЦВД, ЦСД, ЦНД и генератора. Роторы ЦВД и ЦСД соединены жесткой муфтой, причём полумуфта ЦСД откована за одно целое с валом. Между роторами ЦСД и ЦНД, ЦНД и генератора установлены полужёсткие муфты. Каждый из роторов уложен в двух опорных подшипниках. Комбинированный опорно-упорный подшипник расположен в корпусе среднего подшипника между ЦВД и ЦСД.

Корпус ЦНД состоит из трёх частей :средней сварно-литой и двух выходных сварных.


Рисунок 3.2. Продольный разрез паровой турбины Т-110/120-130

Корпуса ЦВД и ЦСД опираются на корпуса подшипников с помощью лап. Выходная часть ЦСД опирается лапами на переднюю часть ЦНД.

ЦНД имеет встроенные подшипники и опирается на фундаментные рамы своим опорным поясом.

Фикс-пункт турбины расположен на оси турбины в точке ее пересечения с осевой линией поперечных шпонок боковых опор выхлопной части, расположенной со стороны ЦСД, поэтому расширение турбины происходит от фикс-пункта как в стороны переднего подшипника, так и в сторону генератора. С целью облегчения пуска турбины из горячего состояния и повышения ее маневренности во время работы под нагрузкой температура пара, подаваемого в предпоследнюю камеру переднего уплотнения ЦВД, повышается за счет подмешивания горячего пара от штоков регулирующих клапанов или от главного паропровода. Из последних отсеков уплотнений паровоздушная смесь отсасывается эжектором отсоса из уплотнений.

Для сокращения времени подогрева и улучшения условий пуска турбины предусмотрен паровой обогрев фланцев и шпилек ЦВД.

Лопаточный аппарат турбины рассчитан и настроен на работу при частоте тока в сети 50 Гц, что соответствует частоте вращения ротора 50 с-1 (3000 об/мин).

Допускается длительная работа турбины при частоте тока в сети от 49,0 до 50,5 Гц.

Высота фундамента турбоагрегата от уровня пола конденсационного помещения до уровня пола машинного зала составляет 9 м.

3.3 Регулирование и защита

Турбина снабжена электрогидравлической системой автоматического регулирования, предназначенной для поддержания в заданных пределах в зависимости от режима работы турбины:

а) частоты вращения ротора турбогенератора; электрической нагрузки турбогенератора;

б) давление пара (температура сетевой воды) в одном из отопительных отборов или тепловой нагрузки турбины;

в) температуры подпиточной воды на выходе из встроенных пучков конденсаторов.

Система регулирования выполнена статически автономной с гидравлическими передаточным связями. При мгновенном сбросе электрической нагрузки с генератора система регулирования турбины ограничивает возрастание частоты вращения ротора до величины настройки автомата безопасности. Допускается применение вызывной системы управления и измерений, управляющей вычислительной машины и автомата пуска.

Турбоустановка имеет устройства защиты, предупреждающие развитие аварий путем воздействия на органы управления оборудованием с одновременной подачей сигнала. Гидродинамический регулятор частоты вращения предназначен для поддержания частоты вращения ротора турбины с неравномерностью (4,5±0,5)% от номинальной.

Регулятор частоты вращения имеет ограничитель мощности, предназначенный в нужных случаях для ограничения открытия регулирующих клапанов. Турбина снабжена регулятором мощности, поддерживающим электрическую нагрузку турбины. Отклонение электрической нагрузки от номинальной не менее 1,3%.

Турбина имеет регулятор отбора который автоматически поддерживает в одном из отопительных отборов давление пара на установленном уровне по импульсу от температуры сетевой воды. Отклонение температуры сетевой воды ±0,5 оС.

Для защиты турбины от недопустимого нарастания частоты вращения в случае неисправности система регулирования служит автомат безопасности с двумя независимыми бойками кольцевого типа, которые настроены на мгновенное срабатывание при достижении ротором частоты вращения от 11 до 12 % сверх номинальной.

Электромагнитный выключатель турбины вызывает закрытие стопорного клапана, регулирующих клапанов и диафрагм.

Система маслоснабжения предназначена для обеспечения смазкой системы регулирования, подшипников турбины и генератора, питательного турбонасоса и электронасоса.

Для подачи в систему смазки масла ТП-22С ТУ 38.10Ш21-83 предусмотрены: центробежный наос, приводимый в действие непосредственно от вала турбины; пусковой масляный электронасос; резервный электронасос и аварийный электронасос с электродвигателем постоянного тока.

В бак емкостью 26 м3 установлены фильтры и воздухоочистительное устройство. Для охлаждения масла предусмотрены шесть маслоохладителей.

Конденсационная установка включает в себя конденсаторную группу, воздухоудаляющее устройство, конденсатные и циркуляционные наосы, эжектор циркуляционной системы, водяные фильтры.

Конденсаторная группа общей площадью поверхности 6200 м2 , состоящая из двух конденсаторов со встроенными пучками, предназначена для конденсации поступающего из турбины пара, создания разряжения и сохранения конденсата, а также для использования тепла пара, поступающего в конденсаторы для подогрева сетевой и подпитывающей воды во встроенных пучках. Каждый трубный пучок конденсатора имеет свою входную и поворотные водяные камеры с отдельным подводом и отводом охлаждающей воды, что позволяет производить отключение и чистку основных или встроенных пучков без остановов турбины. Для компенсации тепловых расширений турбины каждый конденсатор устанавливается на четырех пружинных опорах.

Воздухоудаляющее устройство предназначено для обеспечения нормального процесса теплообмена в конденсаторе и теплообменных аппаратах, находящихся под разрежением, а также для быстрого набора вакуума при пуске турбоустановки и включает в себя два основных трехступенчатых эжектора (один из которых резервный) и один пусковой одноступенчатый пароструйный эжектор.

Для отвода конденсата из конденсатосборников конденсатора и подачи его в деаэратор турбоустановка имеет два конденсатных насоса и электронасос (один из конденсатных насосов является резервным).

Циркуляционные насосы предназначены для подачи охлаждающей воды в конденсатор и маслоохладители турбины, а также в охладители генератора.

Для срыва вакуума предусмотрена установка электрозадвижки, управляемой со щита.

Регенеративная установка предназначена для подогрева питательной воды паром, отбираемым из промежуточных ступеней турбины и состоит из четырех ПНД, деаэратора и трех ПВД.

В установке предусматривается также использование тепла пара основных эжекторов и пара, отсасываемого из лабиринтовых уплотнений. Принципиальная тепловая схема турбоустановок приведена на рисунке 1.

ПНД №1, 2, 3 и 4 последовательно подогревают основной конденсат перед подачей его в деаэратор. Каждый ПНД представляет собой поверхностный пароводяной теплообменный аппарат вертикального типа.

Конденсат греющего пара из ПНД №4 сливается в ПНД №3. из ПНД №3 в ПНД №2, а из ПНД №2 в ПНД №1 и после чего конденсат откачивается насосом в линию основного конденсата.

Вертикальные ПВД №1, 2, 3 поверхностного типа предназначены для последовательного подогрева питательной воды после деаэратора. Слив конденсата пара из ПВД – каскадный.

Установка для подогрева сетевой воды включает в себя два сетевых подогревателя, конденсатные и сетевые насосы и предназначена для подогрева сетевой воды паром, поступающим из отопительных отборов турбины, сохранения и первичной деаэрации основного конденсата.

Сетевой подогреватель представляет собой поверхностный пароводяной теплообменный аппарат с центральным трубным пучком и цельносварным корпусом, выполненным заодно с входной водяной камерой.

Конденсатные насосы откачивают конденсат из сборников конденсата ПСГ и подают его в магистраль основного конденсата после соответствующего ПНД.

Для ПСГ №1 предусмотрено два насоса (один резервный), для ПСГ №2 – один насос. Привод для насосов – электрический.

Сетевые насосы первой ступени предназначены для подачи сетевой воды в ПСГ, а также для обеспечения необходимого подпора в подогревателях и на всасе сетевых насосов второй ступени.

Сетевые насосы второй ступени устанавливаются после ПСГ и обеспечивают подачу воды потребителю.

Испарительная установка служит для восполнения потерь конденсата и пара в цикле электростанции. Она включает в себя: два испарителя, охладитель вторичного пара, два сливных насоса и насос продувки. Каждый испаритель представляет собой поверхностный пароводяной теплообменный аппарат вертикально типа.

3.4 Комплектующее оборудование

Комплектующее теплообменное оборудование паровой турбины Т-110/120-130-5 приведено в таблице 3.3.

В состав комплектующего оборудования турбоустановки входят:

а) паровая турбина с автоматическим регулированием, валоповоротным устройством, фундаментными рамами, паровой коробкой  с автоматическим стопорным клапаном, обшивка турбины;

б) внутритурбинные трубопроводы;

в) бак масляный, маслоохладитель;

г) эжекторы основной, пусковой системы отсоса из уплотнений;

д) регенеративная установка, включающая подогреватели поверхностного типа с регулирующими и предохранительными клапанами;

е) установка сетевых подогревателей, включающая сетевые подогреватели № 1 и 2 с регулирующим клапаном; насосы и электрооборудование паротурбинной установки;

ж) конденсаторная группа с задвижками на входе, выходе и на перемычке охлаждающей воды.

Таблица 3.3

Комплектующее теплообменное оборудование

Наименование

Обозначение

в тепловой схеме

типоразмера

Конденсатор

К

КГ 2-6200-III

Подогревателинизкогодавления

ПНД-1

ПН-250-16-7-IIIсв

ПНД-2

ПН-250-16-7-Ivсв

ПНД-3

ПН-250-16-7-Ivсв

ПНД-4

ПН-250-16-7-Ivсв

Деаэратор

Д

ДП-500/120

Подогревателивысокогодавления

ПВД-1

ПВ-450-230-25

ПВД-2

ПВ-450-230-35

ПВД-3

ПВ-450-230-50

Продолжение таблицы 3

Подогревателисетевойводы

ПС-1

ПСГ-2300-2-8

ПС-2

ПСГ-2300-3-8

Сальниковый подогреватель

СП

ПН-100-16-4

Эжектирующий подогреватель

ЭП

ЭП-3-2А

Маслоохладители

-

встроены в маслобак

Конденсатный насос

КН

КСВ-320-160

Сливные (дренажные) насосы

ДН

КС-80-155

Питательные насосы

ПЭН

ПЭ-500-200


4 Тепловой расчет паровой турбины Т-110/120-130-5

Исходные данные:

Номинальная мощность                                             105 МВт

Параметры свежего пара                                            Р0=13,0 МПа, t0=555 °C

Конечное давление                                                      Рк=5 кПа

Максимальный расход пара (через ЦВД)                 G0max=485 т/ч

Минимальный расход пара (через ЦНД)                  Gminц.н.д.=18 т/ч

Частота вращения                                                        50 с-1

Давление в верхнем отборе                                        Рверхотб=60ё250 кПа

Давление в нижнем отборе                                         Рнижотб=50ё200 кПа

Механический КПД турбины                                     hм=0,99

Максимальный пропуск пара в конденсатор            Gmaxк.=280 т/ч

4.1 Предварительный расчёт турбины

На рисунке 4.1 приведена h-S диаграмма, необходимая для предварительного расчета, а также для расчета регулирующей и нерегулируемых ступеней.

По известным р0=13,7 МПа и t0=554°С по hs-диаграмме находим:

h0=3475 кДж/кг;

s0=6,60 кДж/(кг*К);

v0=0,026 м3/кг.

Определяем давление перед стопорными клапанами.

Потери давления в стопорном и регулирующем клапане от состояния пара перед стопорными клапанами до состояния перед соплами первой ступени оценивается по формуле:

Dp0=(0,03ё0,05)p0,                                         (4.1)

где p0-давление перед стопорными клапанами. Принимаем потери в стопорных клапанах 0,05p0:

Dp0=0,05ґ13,70=0,69 МПа.

Тогда:

p0`=  p0`-Dp0=13,70-0,690=13,01 МПа.                      (4.2)

По p0`=13,01 МПа и h0=3475 кДж/кг находим по hs-диаграмме состояние пара перед ЦВД:

t0`=552°С;

s0`=6,62 кДж/(кг*К);

v0`=0,027 м3/кг.

Рисунок 4.1. h-S диаграмма

По s0=6,60 кДж/(кг*К) и pк=2,1 МПа находим по hs-диаграмме состояние пара за ЦВД в адиабатическом процессе расширения пара:

tка=267°С;

hка=2941 кДж/кг;

vка=0,110 м3/кг.

Адиабатический теплоперепад в турбине:

H0=h0-hк=3475-2941=534 кДж/кг.                           (4.3)

Предполагаемое значение внутреннего относительного КПД ЦВД: hoi=0,75.

Используемый  теплоперепад ЦВД:

Hi=H0ґhoi=534ґ0,75=400.5 кДж/кг.                           (4.4)

Расход пара G, кг/с, на турбину определяем по формуле:

                                                   (4.5)

где Nэр- расчётная мощность турбины, кВт;

     Hi-приведенный теплоперепад, кДж/кг;

     hм- механический КПД турбины;

     hг- КПД электрического генератора.

Принимаем  согласно методическим указаниям hм=0,98, hг=0,98.

Параметры пара за турбиной в реальном процессе:

рк=2,1 МПа;

tк=324°С;

hк=3076 кДж/кг;

sк=6,84 кДж/(кг*К);

vк=0,125 м3/кг.

 

4.2 Расчёт регулирующей ступени

Выбираем для турбины сопловое парораспределение, т. к. КПД турбины с сопловым парораспределением более устойчив при изменении нагрузок. В качестве регулирующей ступени принимаем двухвенечную ступень, которая обеспечивает сохранение КПД в широких пределах изменения расхода пара, т. к. турбина предполагается для работы в теплофикационном режиме.

Для снижения температуры в камере регулирующей ступени примерно до 440°С, необходим теплоперепад в регулирующей ступени H0рс=300,0 кДж/кг.

Фиктивная изоэнтропийная скорость пара:

                                            (4.6)

где H0рс- располагаемый теплоперепад регулирующей ступени.

Окружная скорость вращения регулирующей ступени:

u=dсрґn.                                                (4.7)

Принимаем средний диаметр регулирующей ступени dср=0,95 м.

u=3,14ґ0,95ґ50=149 м/с.

Отношение скоростей

u/cф=149/775=0,19.                                       (4.8)

Полученное отношение скоростей в регулирующей ступени существенно ниже  оптимального (u/cф)опт=0,29ё0,275, но увеличение его при принятом теплоперепаде возможно только за счёт большего диаметра, что недопустимо по размерам поковки ротора.

Располагаемые теплоперепады в решетках ступени определены по принятым значениям степени реактивности в рабочей решётке первого ряда, направляющей и рабочей решётке второго ряда соответственно: r=0,02,  rн=0,04 и r`=0,04:

H0c=(1-r-rн-r`)ґH0=(1-0,02-0,04-0,04)ґ300=270,0 кДж/кг;            (4.9)

H0р=H0=0,02ґ300=6,0 кДж/кг;                           (4.10)

H0н=rнґH0=0,04ґ300=12,0 кДж/кг;                         (4.11)

H`0р=r`ґH0=0,04 ґ300=12,0 кДж/кг.                        (4.12)

По этим теплоперепадам с помощью hs-диаграммы определены давления: за сопловой решеткой p1=5,60 МПа; за рабочей решёткой первого ряда  p2=5,50 МПа; за направляющей решёткой p`1=5,27 МПа; за рабочей решёткой второго ряда  p2=5,05 МПа.

Произведем расчет сопловой решетки, первой и второй рабочих решеток и направляющей решетки.

 

4.2.1 Расчёт сопловой решетки

Теоретическая скорость на выходе из сопловой решетки:

                       (4.13)

Удельный объём за сопловой решёткой из hs-диаграммы v1t=0,0522 м3/кг.  

Число Маха:

               (4.14)

Так как режим течения в сопловой решетке околозвуковой, проходная площадь её горловых сечений:

                        (4.15)

Принимаем угол выхода потока из сопловой решетки a1=12°. По этому углу и числу M1t=0,98 из атласа профилей выбираем профиль сопловой решетки С-90-12Б, рассчитанный на околозвуковые скорости M1t=0,85ё1,15. Далее определяем произведение el1:

,     (4.16)

и оцениваем оптимальную степень парциальности:

.                       (4.17)

Высота сопловых лопаток:

,                         (4.18)

Хорда профиля сопловой решетки выбрана по условиям прочности: b1=60 мм. Тогда число сопловых каналов:

,                      (4.19)

где относительный шаг `t принят близким к оптимальному: по характеристикам решетки С-90-12Б из атласа профилей  `t=0,880.

По `t и a1»a1э,  также с помощью атласа находится угол установки профиля в решетке:

aу=32°30ў.

Коэффициент скорости сопловой решетки определяется по обобщённым кривым: j=0,965. Уточнение значения коэффициента скорости при необходимости можно произвести с помощью атласа профилей по коэффициентам потерь энергии профиля С-90-12Б.

Построим треугольник скоростей на входе в рабочую решетку: откладываем вектор скорости на выходе из сопловой решётки:

c1=c1t=0,965ґ735=709 м/с,                               (4.20)

под углом a1=12° к направлению окружной скорости

u=pdn=149 м/с.                                           (4.21)

Из этого треугольника: относительная скорость на входе в рабочую решетку первого ряда: w1=560 м/с и угол направления этой скорости b1=15°.

Проверяем правильность построения треугольника скоростей аналитическим путём:

,                                (4.22)

,                         (4.23)

b1=15°.

4.2.2 Расчёт рабочей решетки первого ряда

Откладываем на hs-диаграмме потери на сопловой решетке:

,               (4.24)

и там же находим удельный объём за рабочей решеткой v2t= 0,0537 м3/кг.

Теоретическая относительная скорость на выходе из рабочей решетки первого ряда:

.                   (4.25)

Число Маха, при условии, что a2»a1:

                         (4.26)

Проходная площадь горловых сечений рабочей решетки первого ряда:

.                          (4.27)

Принимаем перекрышу рабочих лопаток первого ряда D=1.4 мм. Тогда высота рабочих лопаток:

.                               (4.28)

Угол выхода потока:

.   (4.29)

По углу b2 и числу М2t выбран по атласу профиль рабочей решетки первого ряда Р-23-14А. Хорда профиля принята b2=60 мм, относительный шаг  `t=0,638.

Число лопаток в рабочей решетке первого ряда по всей окружности рабочего колеса:

                              (4.30)

Построим треугольник скоростей на выходе из рабочей решетки первого ряда: откладываем вектор  

w2=w2t=0,931ґ575=535 м/с,                               (4.31)

под углом   b2=15°19` к направлению, противоположному окружной скорости u. Из этого треугольника: вектор скорости  с2=390 м/с и угол направления этой скорости a2=21°.

Проверяем правильность построения треугольника скоростей аналитическим путём:

,                                   (4.32)

,                         (4.33)

a2=21°.

4.2.3 Расчёт направляющей решетки

Откладываем на hs-диаграмме потери в рабочей решетке первого ряда:

           (4.34)

и определяем  удельный объём на выходе из направляющей решетки v`1t= 0,0565 м3/кг.

Теоретическая относительная скорость на выходе из направляющей решетки  ряда:

           (4.35)

Число Маха:

                        (4.36)

Проходная площадь горловых сечений каналов направляющей решетки:

.                     (4.37)

Принимая перекрышу рабочих лопаток первого ряда D=3,5 мм, определяем высоту направляющих лопаток:

.                         (4.38)

Угол выхода потока:

.    (4.39)

По углу a`1 и числу М`1t выбран по атласу профиль направляющей лопатки Р-30-21А. Хорда профиля принята bн=50 мм, относительный шаг  `t=0,645.

Число каналов направляющей решетки:

                        (4.40)

Учитывая растекание потока за рабочей решёткой, а также изменение расположения струи пара за рабочими лопатками при изменении отношения скоростей u/cф в переменных режимах работы, принимаем число каналов направляющей решетки увеличенным на 2 по сравнению с расчётным, т. е. zн=35.  Построим треугольник скоростей на выходе из направляющей решетки: откладываем вектор

с`1=yнґс`1t=0,941ґ422=397 м/с,                             (4.41)

под углом a`1=20° к направлению окружной скорости u. Из этого треугольника: вектор скорости  w`1=260 м/с и угол направления этой скорости b`1=31°.

Проверяем правильность построения треугольника скоростей аналитическим путём:

                                 (4.42)

,                         (4.43)

b`1=31°13ў.

4.2.4 Расчёт рабочей решетки второго ряда

Откладываем на hs-диаграмме потери на направляющей решетке:

,          (4.44)

и там же находим удельный объём за рабочей решеткой v`1t= 0,0590 м3/кг.

Теоретическая относительная скорость на выходе из рабочей решетки второго ряда:

.               (4.45)

Число Маха:

                        (4.46)

Проходная площадь горловых сечений рабочей решетки второго ряда:

.                         (4.47)

 

Принимаем перекрышу рабочих лопаток второго ряда D=4,0 мм. Тогда высота рабочих лопаток:

                              (4.48)

Угол выхода потока:

   (4.49)

По углу b`2 и числу М`2t выбран по атласу профиль рабочей решетки второго ряда Р-46-29А. Хорда профиля принята b`2=60 мм, относительный шаг `t=0,529.

Число лопаток в рабочей решетке второго ряда по всей окружности рабочего колеса:

                              (4.50)

Построим треугольник скоростей на выходе из рабочей решетки второго ряда: откладываем вектор  

w`2=y`ґw`2t=0,951ґ304=289 м/с,                          (4.51)

под углом   b`2=28°3` к направлению, противоположному окружной скорости u. Из этого треугольника: вектор скорости  с`2=170 м/с и угол направления этой скорости a`2=50°.

Проверяем правильность построения треугольника скоростей аналитическим путём:

                                 (4.52)

,

                      (4.53)

a`2=52.

4.2.5 Определение относительного лопаточного КПД

Относительный лопаточный КПД hо.л определяем двумя способами:

а) по балансу потерь:

                  (4.54)

где Н0 – располагаемый теплоперепад ступени,  H0=300,0 кДж/кг;

DHс – потери энергии в сопловой решетке, DHс=18,57 кДж/кг;

DHр – потери энергии в  рабочей решетке первого ряда, DHр=22,03 кДж/кг;

DHн – потери энергии в направляющей  решетке, DHн=10,20 кДж/кг;

DH`р –потери энергии в  рабочей решетке второго ряда, кДж/кг;

DHв.с –потери энергии с выходной скоростью, кДж/кг.

,          (4.55)

,                          (4.56)

.

б) с использованием проекций скоростей из треугольников:

           (4.57)

Оба значения КПД в пределах точности расчёта совпадают.

4.2.6 Определение внутреннего относительного КПД ступени

Потери трения диска:

                                         (4.58)

где ктр – коэффициент трения ктр=(0,45ё0,8)ґ10-3.

Принимаем  ктр=0,6ґ10-3.

Потери от утечек в уплотнениях бандажа рабочей решетки первого ряда составляют:

                                    (4.59)

и приняты приближённо равными потерям от утечек в уплотнениях трёх решеток – первой рабочей, направляющей и второй рабочей.

Составляющие от потерь от парциальности:

а) от вентиляции:

;                                (4.60)

б) сегментные:

                             (4.61)

В этих формулах принято: часть дуги, занятая противовентиляционным кожухом, екож=0,6; число пар концов сопловых сегментов i=2; B2»b2.  

Относительный внутренний КПД ступени:

,                                  (4.62)

 

4.2.7 Определение внутренней мощности регулирующей ступени

Использованный теплоперепад ступени:

Hiрс=H0hoi=300,0ґ0,674=202 кДж/кг.                           (4.63)

Внутренняя мощность ступени:

Niрс=GґHiрс =111.79ґ202=22581 кВт.                          (4.64)

Энтальпия пара в камере за регулирующей ступенью:

hрс=h0-Hiрс=3475,0-202,0=3273,0 кДж/кг.                     (4.65)

Результаты расчета регулирующей ступени приведены в таблице 4.1.

4.3 Предварительный расчёт ЦВД

Расход пара в ЦВД отличается от расхода пара через регулирующую ступень на утечку пара через уплотнение:

                                       (4.66)

Принимаем число уплотнительных гребней zy=16, диаметр щелей под гребнями dy=0,4 м, размер щели dу=0,6 мм, коэффициент расхода mу=0,73, площадь зазора уплотнения:

Fy=pdydy=3,14ґ0,4ґ0,0006=7,54ґ10-4 м2.                     (4.67)

Параметры пара перед уплотнением приняты по состоянию пара за регулирующей ступенью р0=5,05 МПа, v0=0,061 м3/кг. Давление за уплотнение принимаем  р=0,2 МПа и e=0,2/5,05=0,040.

Расход пара через нерегулируемые ступени:

Gнс=G0-DGy=111.79-1,25=110,54 кг/с.                     (4.68)

Диаметр первой нерегулируемой ступени:

d1=dcр-Dd=0,950-0,106=0,844 м,                         (4.69)

Таблица 4.1

Результаты расчета регулирующей ступени

№пп

Показатель

Решетки

Сопловая

Первая рабочая

направляя-ющая

Вторая рабочая

1

Расход G, кг/с

111.79

2

Начальное давление р0, МПа

13,01

3

Начальная температура t0, °C

557

4

Средний диаметр d, м

0,95

5

Окружная скорость u, м/с

149

6

Отношение скоростей u/сф

0,19

7

Располагаемый теплоперепад ступени Н0, кДж/кг

300

8

Степень реактивности r

-

0,02

0,04

0,04

9

Располагаемые теплоперепады решёток, Нос, Нор, Нон, Н`ор, кДж/кг

270,0

6,0

12,0

12,0

10

Давление за решетками p1, p2, p`1, p`2, МПа

5,60

5,50

5,27

5,05

11

Теоретические скорости выхода c1t, w2t, c`1t, w`2t, м/с

735

575

422

304

12

Удельные объёмы пара за решетками v1t, v2t, v`1t, v`2t, м3/кг

0,0522

0,0537

0,0565

0,0590

13

Число М

1,19

0,931

0,683

0,492

14

Коэффициент расхода m

0,975

0,925

0,941

0,955

15

Выходные площади F1, F2, Fн, F`2, 10-3 м2

8,05

11,16

15,73

22,47

16

Эффективные углы выхода a1э, b2э, a`1э, b`1э, град

12°

15°19`

20°00`

28°3`

17

Углы входа a0, b1, a2, b`1, град

90°

15°00`

21°00

31°13`

18

Профили в решётке

С-90-12Б

Р-23-14А

Р-30-21А

P-46-29A

19

Степень парциальности

0,354

20

Выходная высота лопаток l1, l2, lн, l`2, 10-3 м

38.6

40,0

43,5

47,0

Продолжение таблицы 4.1

21

Хорды профиля b1, b2, bн, b`2, 10-3 м

60

60

50

60

22

Относительные шаги `t1,`t2,`tн,`t`2

0,880

0,638

0,637

0,529

23

Число лопаток z1, z2, zн, z`2

20

78

33

94

24

Коэффициенты скорости j, y, yн, y`

0,948

0,931

0,941

0,951

25

Скорости выхода потока выхода c1, w2, c`1, w`2, м/с

709

535

397

289

26

Скорости входа в решётку c0, w1, c2, w`1, м/с

0

564

393

262

27

Потери энергии в решётках DHc, DHp, DHн, DH`р, кДж/кг

18,57

22,03

10,20

4,42

28

Потери с выходной скоростью DНвс, кДж/кг

14,45

29

Относительный лопаточный КПД h

0,768

30

Потери на трение диска xт

0,00460

31

Потери от утечек xdу

0,05328

32

Потери от парциальности xп=xв+xсегм

0,00210+0,03630

33

Относительный внутренний КПД hoi

0,674

34

Использованный теплоперепад ступени Hi, кДж/кг

202

35

Внутренняя мощность ступени Ni, кВт

22331

где Dd=0,106-оптимальная разность между диаметрами регулирующей и первой нерегулируемой ступенью.

Высота сопловой лопатки:

                                    (4.70)

где хф – отношение скоростей. Принимаем хф=0,51;

m1 – коэффициент расхода сопловой решетки. Принимаем m1=0,97;

n – частота вращения, n=50 Гц;

r - степень реакции ступени, r=0,14;

a1э – угол выхода пара из сопловой решетки. Принимаем  a1э=12°;

v1t – удельный объём пара на выходе из сопловой решетки.

По hs-диаграмме находим    v1t =0,0656 м3/кг.

Располагаемый теплоперепад от параметров торможения первой нерегулируемой ступени:

              (4.71)

Располагаемый теплоперепад сопловой решетки первой нерегулируемой ступени:

                    (4.72)

Энтальпия пара за сопловой решеткой:

h1I=h0-Hoc=3273,0-29,0=3244,0 кДж/кг.                          (4.73)

По hs-диаграмме находим:

p1=4,59 МПа;

v1=0,0657 м3/кг.

Высота рабочей лопатки:

l2=l1+d=47+3=50 мм.                                       (4.74)

где d=6 мм –перекрыша, принимая в зависимости от l1.

Корневой диаметр:

dk=d1-l2=0,844-0,050=0,794 м.                              (4.75)

 

Этот диаметр принимаем постоянным для всех ступеней. В первом приближении будем считать, что во всех ступенях выбраны одинаковые теплоперепады и углы.

Средний диаметр последней ступени определяем по соотношению:

l2zd2z=l2d2v2z/v22,                                             (4.76)

где v2z=0,125 м3/кг, удельный объём за последней ступенью.

Определяем приближённо по предварительно построенному процессу v22=0,0657 м3/кг.

L2zd2z=0,050ґ0,844ґ0,125/0,0657=0,0803.

Высота рабочей лопатки последней ступени:

                              (4.77)

Диаметр последней ступени:

dz=dk+l2z=0,794+0,091=0,885 м.                               (4.78)

Высота сопловой лопатки:

l1z=l2z-d=91-3=88 мм.

где d=3 мм.

Располагаемый теплоперепад принят одинаковым для всех ступеней, кроме первой:

H02-6=H01ґk0=33,7ґ0,96=32,35 кДж/кг.                        (4.79)

где К0 – коэффициент, соответствующий углу выхода из сопловой решетки.

Средний теплоперепад ступеней:

                                    (4.80)

где z=8-предварительное число ступеней в отсеке.

Располагаемый теплоперепад в отсеке:

H0отс=3273-3033=246 кДж/кг.

Коэффициент возврата теплоты:

                                  (4.81)

где kt=4,8ґ10-4-для турбин, работающих в области перегретого пара.

hoi=0,82-предполагаемое КПД отсека.

Число ступеней отсека:

                      (4.82)

Число ступеней округляется до целого число: z=8.

Располагаемый теплоперепад отсека:

SH0отс=H01+(z-1)H02-6=33,70+(8-1)32,35=260,15 кДж/кг;      (4.83)

Невязка:

DH0=(1+qt) H0отс-SH0отс=(1+0,0186)246,00-260,15=-9,57 кДж/кг.   (4.84)

Эта невязка должна быть распределена между ступенями.

Поправка к теплоперепаду первой ступени:

DH01=DH0ґH10/SH0отс =-9,57ґ33,70/260,15=-1,24 кДж/кг.     (4.85)

Со 2 по 8 ступени:

DH02-6=DH0ґH2-60/SH0отс =-9,57ґ32,35/260,15=-1,19 кДж/кг.    (4.86)

Скорректированный теплоперепад:

1 ступень:

H01=H10+ DH01=33,70-1,24=32,46 кДж/кг.                   (4.87)

Со 2 по 8 ступень:

H02-6=H2-60+ DH02-6=32,35-1,19=31,16 кДж/кг.                (4.88)

Проверка корректировки:

(1+qt) H0отс= H01+(z-1)H0                                 (4.89)

(1+0,0186)246=32,46+(8-1)31,16

250,58=250,58.

Оба значения в пределах точности.

4.4 Расчет первой нерегулируемой ступени

Произведем расчет сопловой и рабочей решеток и определим относительный лопаточный КПД и внутреннюю мощность ступени.

4.4.1 Расчёт сопловой решетки

Начальные параметры пара: p0=5,05 МПа; t0=435°C.

Средний диаметр dcр=0,844 м.

Располагаемый теплоперепад Но=32,46 кДж/кг.

Фиктивная изоэнтропийная скорость:

.                (4.90)

Окружная скорость:

u=dґn=3,14ґ0,844ґ50=132,6 м/с.                      (4.91)

Степень реактивности rк=0,05. Принимаем l2/d2=0,072.

        (4.92)

Располагаемый теплоперепад сопловой решетки:

               (4.93)

Энтальпия пара за соплами при адиабатическом течении:

h1t=h0-Hoc=3273-26,94=3252,06 кДж/кг.                             (4.94)

Из hs-диаграммы:

p1=4,62 МПа;

v1t=0,0654 м3/кг.  

Теоретическая скорость на выходе из сопловой решетки:

.                     (4.95)

Число Маха:

.                (4.96)

Так как режим течения в сопловой решетке дозвуковой, проходная площадь её горловых сечений:

,                           (4.97)

где m1-коэффициент расхода, m1=0,96-принимаем предварительно.

Высота сопловой решетки:

.     (4.98)

Принимаем угол выхода потока из сопловой решетки a1=12°. По этому углу и числу M1t=0,386 из атласа профилей выбираем профиль сопловой решетки С-90-12А, рассчитанный на дозвуковые скорости M1t до 0,85.

По характеристике сопловой решетки определяем: `tопт=0,8; b1=80 мм.

Шаг решетки:

t=`tоптґb1=0,8ґ0,08=0,064 м.                                  (4.99)

Количество лопаток в сопловых решетках:

                                  (4.100)

Число сопловых лопаток выбирают чётными, т. к. диафрагма, в которой располагаются сопла, состоит из двух половин. Значит z1=42.

Уточним значение относительного шага tотн=0,836.

Действительная скорость на выходе из сопловой решетки:

c1=c1t=0,94ґ232,1=218,2 м/с

Относительная скорость на выходе:

;                                    (4.101)

.

Определяем b1 по формуле:

,                   (4.102)

b1=29°18ў.

Потери энергии на сопловой решетке:

.           (4.103)

Энтальпия пара за соплами при действительном истечении:

h1=h1t+DHc=3252,06+1,14=3253,20 кДж/кг.           (4.104)

4.4.2 Расчёт рабочей решетки

Высота рабочей решетки:

                        (4.105)

Располагаемый теплоперепад рабочей решетки:

            (4.106)

Теоретическая относительная скорость пара на выходе из рабочей решётки:

.           (4.107)

Энтальпия пара за рабочей решёткой при адиабатическом течении:

h2t=h1-Hор=3253,20-5,52=3247,68 кДж/кг.                 (4.108)

Из hs-диаграммы p2=4,53 МПа, v2t=0,0665 м3/кг.  

Корневой диаметр:

dk=d1-l2=0,844-0,061=0,783 м.                               (4.109)

Этот диаметр принимаем постоянным для всех ступеней отсека.

Принимаем: b2=60 мм.

Выходная площадь:

                       (4.110)

где m2=0,93-коэффициент расхода.

Угол выхода b2 определяем по формуле:

.          (4.111)

Число Маха:

.                   (4.112)

По углу b2 и числу М2t выбран по атласу профиль рабочей решетки первого ряда Р-23-17А.  По характеристике сопловой решетки определяем: `tопт=0,65; b2=60 мм.

Шаг решетки:

t=`tоптґb1=0,65ґ0,06=0,0390 м.                         (4.113)

Количество лопаток в сопловых решетках:

                           (4.114)

По значению l2 определяем коэффициент скорости рабочих решёток: y=0,93.

Действительная относительная скорость пара на выходе из рабочей решетки:

w2=w2t=0,93ґ140,1=130,3 м/с.                         (4.115)

Абсолютная скорость пара на выходе из решетки:

,                                (4.116)

Угол направления скорости с2:

                  (4.117)

a2=102°54`.

4.4.3 Определение относительного лопаточного КПД

а) по потерям в ступени:

                                  (4.118)

где Е0 – располагаемая энергия ступени, кДж/кг, Е0=Н0-chв.с;

Dhс – потери энергии в сопловой решетке,  кДж/кг;

Dhр – потери энергии в  рабочей решетке первого ряда, кДж/кг;

Dhв.с –потери энергии с выходной скоростью, кДж/кг;

                             (4.119)

              (4.120)

                (4.121)

Е0=Н0-chв.с=32,46-1ґ1,06=31,40 кДж/кг.                    (4.122)

б) с использованием проекций скоростей из треугольников:

,                                (4.123)

Оба значения КПД в пределах точности расчёта совпадают.

Определение внутреннего относительного КПД ступени:

hoi=hол-zтр-zут-zуз,                                        (4.124)

Потери на трение:

      (4.125)

Потери от утечек через диафрагменные уплотнения:

                                       (4.126)

где m1у – коэффициент расхода, m1у =0,74;

F1y=6,6ґ10-4м2-площадь зазора уплотнения;

m1уF1y/Цz1y=1,4ґ10-4 м2- причём для всех ступеней отсека принято постоянным.

Потери от утечек через периферийный зазор над лопатками:

                                       (4.127)

где dп=d+l2=0,844+0,061=0,905 м – диаметр по периферии рабочих лопаток;

dэкв=0,06 мм –принимаем постоянным для всех ступеней отсека;

rср=0,170-степень реактивности для среднего сечения.  

                    (4.128)

Находим внутренний относительный КПД:

hoi=0,858-0,00187-0,00389-0,0267=0,826.

4.4.4 Определение внутренней мощности ступени

Использованный теплоперепад ступени:

Hi=E0ґhoi=31,40ґ0,826=25,94 кДж/кг.                        (4.129)

Внутренняя мощность ступени:

Ni=GґHi =110.54ґ25,94=2867 кВт.                           (4.130)

Энтальпия пара в камере за ступенью:

hк=h0-Hi=3273-25,94=3253,06 кДж/кг.                              (4.131)

Детальный расчёт ЦВД приведен в таблице 4.2. Во всех ступенях, кроме последней, предполагается полное использование выходной скорости с2. При детальном расчёте остальных ступеней отсека принимаем постоянным корневой диаметр dк=0,783 м; степень реактивности у корня рабочих лопаток rк=0,05; угол выхода aэ1=12°; хорды профиля сопловой решётки b1=80 мм; хорды профиля рабочей решётки b2=60 мм. Весь расчёт ведётся по среднему диаметру. Относительный внутренний КПД ступени оказался не очень высоким (hoi<0,89), что объясняется большими хордами лопаток, особенно сопловой.

4.5 Расчет последней нерегулируемой ступени

Произведем расчет сопловой и рабочей решеток и определим относительный  лопаточный КПД и внутреннюю мощность ступени.

4.5.1 Расчёт сопловой решетки

Начальные параметры пара: p0=2,35 МПа; t0=336°C; v0=0,114 м3/кг; h0=3097 кДж/кг. Средний диаметр dcр=0,894 м; скорость входа потока с0=45,2 м/с.

Давление торможения перед ступенью:

.                                (4.132)

Располагаемый теплоперепад Но=31,16 кДж/кг; располагаемый теплоперепад от параметров торможения `Но=32,18 кДж/кг; из hs-диаграммы `h0=3079 кДж/кг.

Фиктивная изоэнтропийная скорость:

.                        (4.133)

Окружная скорость:

u=dґn=3,14ґ0,894ґ50=140,4 м/с.                        (4.134)

Степень реактивности корневая rк=0,05, средняя rср=0,252.

Располагаемый теплоперепад сопловой решетки:

                  (4.135)

Энтальпия пара за соплами при адиабатическом течении:

h1t=`h0-Hoc=3098-24,07=3073,93 кДж/кг.                        (4.136)

Из hs-диаграммы p1=2,15 МПа, v1t=0,122 м3/кг.  

Теоретическая скорость на выходе из сопловой решетки:

.                     (4.137)

Число Маха:

.               (4.138)

Так как режим течения в сопловой решетке дозвуковой, проходная площадь её горловых сечений:

,                     (4.139)

где m1-коэффициент расхода, m1=0,967-принимаем предварительно.

Таблица 4.2

Результаты расчета промежуточных ступеней турбины

Показатель

№ ступени

1

2

3

4

5

6

7

8

с

р

с

р

с

р

с

р

с

р

с

р

с

р

с

р

Расход пара G, кг/с

109,3

109,3

109,3

109,3

109,3

109,3

109,3

109,3

Параметры пара перед ступенью:

давление р0, МПа

температура t0, °С

энтальпия h0, кДж/кг

5,05

435

3279

4,53

420

3253

4,08

406

3227

3,67

392

3201

3,30

378

3175

2,96

364

3149

2,64

350

3123

2,35

336

3097

Кинетическая энергия на входе в ступень с02/2, кДж/кг

0

1,06

1,05

1,05

1,05

1,04

1,04

1,02

Давление торможения перед ступенью `р0, МПа

5,05

4,55

4,09

3,68

3,31

2,97

2,65

2,36

Располагаемый теплоперепад от параметров торможения `Н0, кДж/кг

32,46

32,22

32,21

32,21

32,21

32,20

32,20

32,18

Располагаемый теплоперепад от статических параметров Н0, кДж/кг

32,46

31,16

31,16

31,16

31,16

31,16

31,16

31,16

Средний диаметр dср,  м

0,844

0,850

0,855

0,861

0,868

0,875

0,884

0,894

Окружная скорость u, м/с

132,6

133,5

134,3

135,2

136,4

137,5

138,9

140,4

Отношение скоростей u/cф

0,520

0,526

0,529

0,533

0,537

0,542

0,547

0,553

Степень реакции:

корневая rк

средняя r

периферийная rп

0,05

0,170

0,285

0,05

0,181

0,305

0,05

0,189

0,321

0,05

0,199

0,339

0,05

0,211

0,361

0,05

0,222

0,381

0,05

0,236

0,407

0,05

0,252

0,435

Потери энергии с выходной скоростью, DНв.с, кДж/кг

1,06

1,05

1,05

1,05

1,05

1,04

1,04

1,00

Продолжение таблицы 4.2

Располагаемая энергия ступени Е0=`Н0-cв.сDНв.с, кДж/кг

31,40

31,17

31,16

31,16

31,17

31,17

31,18

32,18

Относительный лопаточный КПД hо.л

0,858

0,861

0,864

0,866

0,869

0,872

0,874

0,850

Относительный внутренний КПД hoi

0,826

0,830

0,835

0,838

0,842

0,846

0,850

0,827

Использованный теплоперепад Hi, кДж/кг

25,94

25,87

26,02

26,11

26,25

26,37

26,50

26,61

Внутренняя мощность Ni, кВт

2867

2828

2844

2854

2869

2882

2897

2941

Высота сопловой решетки:

                    (4.140)

Принимаем угол выхода потока из сопловой решетки a1=12°. По этому углу и числу M1t=0,376 из атласа профилей выбираем профиль сопловой решетки С-90-12А, рассчитанный на дозвуковые скорости M1t до 0,85.

По характеристике сопловой решетки определяем: `tопт=0,8; b1=80 мм.

Шаг решетки:

t=`tоптґb1=0,8ґ0,08=0,064 м.                               (4.141)

Количество лопаток в сопловых решетках:

                                  (4.142)

Уточним значение относительного шага tотн=0,798.

Действительная скорость на выходе из сопловой решетки:

c1=c1t=0,947ґ219,4=207,8 м/с.                         (4.143)

Относительная скорость на выходе:

Определяем b1 по формуле:

b1=34°30ў.

Потери энергии на сопловой решетке:

         (4.143)

Энтальпия пара за соплами при действительном истечении:

h1=h1t+DHc=3073,93+2,48=3076,41 кДж/кг.                     (4.144)

4.5.2 Расчёт рабочей решетки

Высота рабочей решетки:

Располагаемый теплоперепад рабочей решетки:

Теоретическая относительная скорость пара на выходе из рабочей решётки:

.         (4.145)

Энтальпия пара за рабочей решёткой при адиабатическом течении:

h2t=h1-Hор=3076,41-8,11=3068,3 кДж/кг.                     (4.146)

Из hs-диаграммы p2=2,10 МПа, v2t=0,125 м3/кг.  

Выходная площадь:

,                     (4.147)

где m2=0,937-коэффициент расхода.

Угол выхода b2 определяем по формуле:

.      (4.148)

Число Маха:

По углу b2 и числу М2t выбран по атласу профиль рабочей решетки первого ряда Р-23-17А.  По характеристике сопловой решетки определяем: `tопт=0,65; b2=60 мм.

Шаг решетки:

t=0,65ґ0,06=0,0390 м.

Количество лопаток в сопловых решетках:

                                 (4.149)

По значению l2 определяем коэффициент скорости рабочих решёток: y=0,937.

Действительная  относительная скорость пара на выходе из рабочей решетки:

w2=w2t=0,937ґ148,5=139,1 м/с.                        (4.150)

Абсолютная скорость пара на выходе из решетки:

,                           (4.151)

Угол направления скорости с2:

               (4.152)

a1=100°50`.

4.5.3 Определение относительного лопаточного КПД

а) по потерям в ступени:

рассчитываем по формулам 4.118-4.122:

Е0=`Н0=32,18 кДж/кг

б) с использованием проекций скоростей из треугольников:

рассчитываем по формуле 4.123:

Оба значения КПД в пределах точности расчёта совпадают.

Определение внутреннего относительного КПД ступени.

Потери на трение: (4.125)

Потери от утечек через диафрагменные уплотнения: (4.126)

Потери от утечек через периферийный зазор над лопатками:

                                          (4.153)

где dэкв=0,06 мм –принимаем постоянным для всех ступеней отсека;

dп– диаметр по периферии рабочих лопаток;

dп=d+l2=0,894+0,111=1,005 м.                          ( 4.154)

Степень реактивности для периферийного сечения:  

Находим внутренний относительный КПД: (4.124)

hoi=0,850-0,00129-0,00189-0,01954=0,827.

4.5.4 Определение внутренней мощности ступени

Использованный теплоперепад ступени:

Hi=E0hoi=32,18ґ0,827=26,61 кДж/кг.                      ( 4.155)

Внутренняя мощность ступени:

Ni=GґHi =110.54ґ26,61=2941 кВт.                          ( 4.156)

Энтальпия пара в камере за ступенью:

hк=`h0-Hi=3079-26,61=3052,39 кДж/кг.                       ( 4.157)

4.6 Определение электрической мощности ЦВД

Внутренняя мощность:

NiЦВД=Niрс+SNiнс;                                      ( 4.158)

NiЦВД=22331+2867+2828+2844+2854+2869+2882+2897+2941=45313 кВт.

Расчётная электрическая мощность:

NэЦВД= NiЦВДґhмґhг;                                ( 4.159)

NэЦВД=45313ґ0,98ґ0,98=43518 кВт.

Погрешность вычисления:

                              ( 4.160)

Небольшое превышение мощности находится в пределах точности расчёта (погрешность расчёта не превышает 3%).


5 Описание лабораторного стенда

В настоящее время теплоэнергетика нуждается в квалифицированных специалистах. КарГТУ, как один из ведущих технических университетов страны, готовит специалистов в данной отрасли. Для более полного восприятия всех тепломеханических процессов современных ТЭС появилась необходимость создания полноценной действующей физической модели тепловой электроцентрали.

В 2009-2010 гг. на кафедре «Энергетики» было разработано и изготовлено уникальное учебное лабораторное оборудование, которое позволяет моделировать основные процессы принципиальной тепловой схемы ТЭС.

В лаборатории кафедры смонтирована уникальная действующая физическая модель тепловой электрической станции, на основе Карагандинской ТЭЦ-3, содержащая все элементы принципиальной тепловой схемы: автоматизированный котлоагрегат на электроэнергии, производительностью один кубический метр в час, паровая турбина, конденсатор, конденсатный электрический насос, регенеративный подогреватель, электрический генератор. На общем стенде и щите управления смонтированы элементы измерения, автоматики, а также приборы контроля и измерения. Фотография лабораторного стенда приведена на рисунке 5.1.

Рисунок 5.1. Лабораторный стенд

Этот лабораторный стенд позволяет студентам изучать различные теплофизические процессы наглядно. При изучении этой физической модели студенты могут получить достаточно полное представление о тепловых схемах и условиях работы теплоэнергетического оборудования электростанций.

Макет рассчитан на выполнение работ сразу по нескольким дисциплинам, включенным в курс подготовки бакалавров по специальности 050717 - «Теплоэнергетика».

Ниже приведены график зависимости напряжения U, снимаемого с генератора, от частоты вращения ω ротора турбины (рисунок 5.2) и график зависимости частоты вращения ω ротора турбины от давления в парогенераторе Р (рисунок 5.3).

Рисунок 5.2. График зависимости напряжения на генераторе от частоты вращения ротора

Рисунок 5.3. График зависимости частоты вращения ротора от давления в парогенераторе


6 Методические указания к выполнению лабораторных работ

6.1 Инструкция по эксплуатации установки «Модель паровой турбины»

К выполнению лабораторных работ на учебно-методическом комплексе допускаются лица, ознакомившиеся с данной инструкцией и получившие допуск к эксплуатации установки. Все лабораторные работы на УМК выполняются только в присутствии преподавателя.

6.1.1 Порядок выполнения работы

6.1.1.1 Подготовка к пуску

Перед началом работы убедиться, что:

-все посторонние предметы с учебного стенда удалены

-все трубные соединения надёжно закреплены

-уровень воды в котле не ниже предельно допустимого

-ёмкость для конденсатного насоса заполнена водой

-теплообменный аппарат заполнен водой

-все токопроводящие элементы стенда изолированы

-все КИП находятся в исправном состоянии

6.1.1.2 Пуск установки

Для пуска установки необходимо выполнить следующие действия:

-включить в сеть УМК

-пакетный выключатель «СЕТЬ» (9) перевести в положение «Включено»

-открыть вентиль продувки котла(4), вентиль заливки должен быть закрыт

-закрыть ГПЗ(6)

-включить все КИП(12)

-по приборам «ПАРАМЕТРЫ СЕТИ» убедиться, что стенд находится под напряжением

-поворотом против часовой стрелки поставить переключатель «РЕГУЛЯТОР МОЩНОСТИ»(10) в положение «100».При включении регулятора должен загореться индикатор «100%»При включении данного положения регулятора включаются в работу оба нагревателя общей мощностью 2500 Вт. При необходимости, можно производить нагрев и в другом режиме.

-в процессе нагрева воды в котле периодически следить за показанием КИП

-довести до кипения воду в котле (при этом будет наблюдаться интенсивный выброс пара через вентиль продувки котла)(4), температура воды в котле при этом  будет находиться в пределах 97-102 Со, с учётом погрешности прибора.

-по достижению температуры воды в котле 97-102 Со включить КЭН(8)

-после того, как вода закипела, закрыть вентиль продувки(4), тем самым начинать набор давления в котле

-по достижению давления 0,3-0,4 кг/см2 резким открытием вентиля продувки(4) выбросить в атмосферу конденсат, скопившийся в паропроводе, через 2-3 с вентиль продувки опять закрыть

-после достижения давления в котле 0,8-0,9 кг/см2 резким открытием ГПЗ(6) подать пар в турбину, тем самым, дать толчок. Открытие ГПЗ следует производить достаточно быстро, поскольку для толчка турбины необходимо преодолеть силу трения покоя.

-после того, как турбина начала набирать обороты, переключатель «РЕГУЛЯТОР МОЩНОСТИ»(10) перевести в положение «50», чтобы не создавать большого давления в котле.

-в процессе работы турбины давление в котле необходимо поддерживать в пределах 0,4-0,6 кг/см2. Поддержание давления осуществлять посредством регулятора мощности(10).

-периодически следить за показаниями КИП. Частоту вращения ротора не допускать выше 1100 об/мин во избежание износа механизмов, появления вибрации, повышенного уровня шума и т.д.

-при работе установки периодически следить за тем, чтобы пар из турбины не попадал на генератор, поскольку это может привести к его поломке

-время эксплуатации установки не должно превышать 20-25 мин, поскольку это может привести к излишнему перегреву турбины и понижению уровня воды в котле, т.к. вследствие испарения уровень в котле понижается, что может привести к поломке в нагревательной системе котла.

6.1.1.3 Завершение работы

Останов турбины производить в обратном порядке. После закрытия ГПЗ скопившееся давление в котле следует сбросить в атмосферу открытием вентиля продувки котла. Однако КЭН  не следует останавливать вместе с турбиной, поскольку это может привести к перегреву проточной части турбоагрегата. После останова турбины и котла КЭН следует оставить в работе в течение 10-15 мин до полного расхолаживания турбины.

По завершению работы на УМК убрать за собой рабочее место, слить воду из теплообменника, все КИП перевести в положение «ВЫКЛЮЧЕНО», отключить стенд от сети.

6.2 Лабораторная работа №1

Тема работы: определение КПД котла

Цель работы: ознакомится с устройством и принципом действия работы водогрейного котла. Изучить процесс передачи тепла при нагревании .

6.2.1  Краткие теоретические сведения

КПД (Коэффициент полезного действия) — это отношение полезной работы к затраченной энергии. КПД является безразмерной величиной и часто измеряется в процентах. КПД обозначается буквой «Эта»:  

η=A/Q                                                      (6.1)

где А - полезная работа,

Q - затраченная теплота.

В силу закона сохранения энергии КПД всегда меньше или равен единице, т. е. невозможно получить полезной работы больше, чем затрачено энергии.

КПД теплового двигателя — отношение совершённой полезной работы двигателя, к энергии, полученной от нагревателя.

Теплоёмкость тела (обычно обозначается латинской буквой C) — физическая величина, определяющая отношение бесконечно малого количества теплоты δQ, полученного телом, к соответствующему приращению его температуры δT.

Единица измерения теплоёмкости в системе СИ — Дж/К.

Удельной теплоёмкостью называется количество теплоты, которое необходимо для нагревания единичного количества вещества. Количество вещества может быть измерено в килограммах, кубических метрах и молях. В зависимости от того, к какой количественной единице относится теплоёмкость, различают массовую, объёмную и мольную теплоёмкость.

Массовая теплоёмкость (С) — это количество теплоты, которую необходимо подвести к единице массы тела (обычно 1 кг), чтобы нагреть его на 1 °C, измеряется в джоулях на килограмм на кельвин (Дж/кг К).

Объёмная теплоёмкость (С′) — это количество теплоты, которую необходимо подвести к 1 м? вещества, чтобы нагреть его на 1 °C, измеряется в джоулях на кубический метр на кельвин (Дж/м?·К).

Молярная теплоёмкость (Сμ) — это количество теплоты, которую необходимо подвести к 1 молю вещества, чтобы нагреть его на 1 °C, измеряется в джоулях на моль на кельвин (Дж/моль·К).

Применение водогрейных котлов средней и большой мощности на ТЭЦ и в районных отопительных котельных значительно облегчило задачу теплоснабжения интенсивно растущих новых жилых застроек и промышленных предприятий. Непосредственный подогрев сетевой воды в водогрейных котлах упрощает схему котельной, уменьшает ее стоимость и эксплуатацию. Кроме того, водогрейные котлы обладают высокой степенью безопасности по сравнению с паровыми. Водогрейные котлы выполняются безбарабанными с прямоточным движением воды. Все поверхности нагрева выполнены из труб малого диаметра в виде экранных панелей, расположенных вертикально на стенках топочной камеры, и пакетов змеевиков, расположенных горизонтально в конвективной шахте. В них происходит нагрев сетевой воды, циркулирующей под действием сетевых насосов. Водогрейные котлы бывают чугунными и стальными.

Чугунные водогрейные котлы применяются для целей отопления. Они предназначены для подогрева воды до температуры 115 °С при давлении р>0,7 МПа.

В настоящее время существует большое разнообразие конструкций чугунных котлов в зависимости от формы, размера, числа и расположения секций. Однако по конструктивному оформлению котлы можно разбить на малометражные, имеющие малую тепловую мощность (20—60 кВт), используемые для поквартирного отопления, и котлы шатрового типа, более мощные (0,5— 1,1 МВт), устанавливаемые во встроенных и отдельно стоящих котельных.

Стальные водогрейные котлы для теплоснабжения стали широко применяться с размахом жилищного строительства и необходимостью новых решений в области систем централизованною теплоснабжения, как с точки зрения повышения качества, так и увеличения их мощности.

Водогрейные котлы по тепловой мощности могут быть малой (до 2 МВт), средней (4— 30 МВт) и высокой (50—210 МВт) мощности

6.2.2 Задание

В данной лабораторной работе необходимо практически определить потери тепла в окружающую среду при нагревании рабочей жидкости в котле. Изучить процесс передачи тепла при нагревании. Определить КПД котла.

6.2.3 Порядок выполнения работы

Включить УМК в сеть(9). Записать показания прибора «Температура в котле» Тн. Записать показания приборов «Параметры сети». С момента включения нагревательных элементов засечь время Т1 до полного вскипания воды в котле.

Перевести переключатель «Регулятор мощности»(10)  в положение «100%»

Довести до кипения воду. Записать время вскипания.

Рассчитать КПД установки, исходя из нижеприведенных формул.

 

                    Q=cm(Tk-Tн), Дж                                         (6.2)

где m- масса воды в котле, кг

Tk-температура кипения в котле, С0

Tн-начальная температура в котле, С0

             η=Aп/Аз,                                                     (6.3)

где Aп и Аз – полезная и затраченная работы соответственно, Дж

                                 А=IU,                                                        (6.4)

где I- сила тока при нагревании, А

U- напряжение, В

                                N=A/T,                                                         (6.5)

где А - работа тока, Дж

Т- время нагревания, с

После необходимых преобразований получаем:

                      η =,  %                                          (6.6)

С принять равной 4200Дж/кг*С0;

Тк в данном случае будет 100С0(температура вскипания воды при н.у.)

Потери тепла в результате нагревания:

                                   ΔQ=Q-Qη                                                      (6.7)

6.2.4 Содержание отчета о работе

Отчет о работе должен содержать: наименование и цель работы,  краткое описание методики экспериментального определения теплопотерь при нагревании, таблицы результатов измерений и расчетов, расчеты.

6.2.5 Контрольные вопросы

1) Что называется КПД установки?

2) В чём физический смысл КПД?

3) Что такое теплоёмкость и в чём её смысл?

4) Какие существуют виды теплоёмкости?

5) Водогрейные котлы.

6.3 Лабораторная работа №2

Тема работы: определение зависимости частоты вращения ротора турбины от давления в котле и методы её регулирования

Цель работы: исследовать зависимость частоты вращения ротора турбины от давления в котле.

6.3.1 Краткие теоретические сведения

Паровая турбина (фр. turbine от лат. turbo вихрь, вращение) — это тепловой двигатель непрерывного действия, в лопаточном аппарате которого потенциальная энергия сжатого и нагретого водяного пара преобразуется в кинетическую, которая в свою очередь совершает механическую работу на валу.

Поток водяного пара поступает через направляющие аппараты на криволинейные лопатки, закрепленные по окружности ротора, и, воздействуя на них, приводит ротор во вращение.

Паровая турбина является одним из элементов паротурбинной установки (ПТУ). Отдельные типы паровых турбин также предназначены для обеспечения потребителей тепла тепловой энергией.

Паровая турбина и электрогенератор составляют турбоагрегат.

Паровая турбина состоит из двух основных частей. Ротор с лопатками — подвижная часть турбины. Статор с соплами — неподвижная часть.

По направлению движения потока пара различают аксиальные паровые турбины, у которых поток пара движется вдоль оси турбины, и радиальные, направление потока пара в которых перпендикулярно, а рабочие лопатки расположены параллельно оси вращения. В России и странах СНГ используются только аксиальные паровые турбины.

По числу корпусов (цилиндров) турбины подразделяют на однокорпусные и двух—трёх-, редко четырёх-пятикорпусные. Многоцилиндровая турбина позволяет использовать большие располагаемые тепловые перепады энтальпии, разместив большое число ступеней давления, применить высококачественные материалы в частях высокого давления и раздвоение потока пара в частях среднего и низкого давления. Такая турбина получается более дорогой, тяжёлой и сложной. Поэтому многокорпусные турбины используются в мощных паротурбинных установках.

По числу валов различают одновальные, у которых валы всех корпусов находятся на одной оси, и двух-, редко трёхвальные, состоящие из двух или трёх параллельно размещенных одновальных паровых, связанных общностью теплового процесса, а у судовых паровых турбин — также общей зубчатой передачей (редуктором).

Неподвижную часть — корпус (статор) — выполняют разъёмной в горизонтальной плоскости для возможности выемки или монтажа ротора. В корпусе имеются выточки для установки диафрагм, разъём которых совпадает с плоскостью разъёма корпуса турбины. По периферии диафрагм размещены сопловые каналы (решётки), образованные криволинейными лопатками, залитыми в тело диафрагм или приваренными к нему.

В местах прохода вала сквозь стенки корпуса установлены концевые уплотнения для предупреждения утечек пара наружу (со стороны высокого давления) и засасывания воздуха в корпус (со стороны низкого). Уплотнения устанавливают в местах прохода ротора сквозь диафрагмы во избежание перетечек пара из ступени в ступень в обход сопел.

На переднем конце вала устанавливается предельный регулятор (регулятор безопасности), автоматически останавливающий турбину при увеличении частоты вращения на 10—12 % сверх номинальной.

6.3.2 Задание

В данной лабораторной работе необходимо определить давление в котле и число оборотов турбины при различных положениях регулятора мощности. На основании полученных данных найти зависимость между двумя показаниями.

6.3.3 Порядок выполнения работы

-Включить в сеть УМК;

-пакетный выключатель «СЕТЬ» перевести в положение «Включено»;

-открыть вентиль продувки котла, вентиль заливки должен быть закрыт;

-закрыть ГПЗ;

-включить все КИП;

-по приборам «ПАРАМЕТРЫ СЕТИ» убедиться, что стенд находится под напряжением;

-поворотом против часовой стрелки поставить переключатель «РЕГУЛЯТОР МОЩНОСТИ» в положение «100».При включении регулятора должен загореться индикатор «100%». При включении данного положения регулятора включаются в работу оба нагревателя общей мощностью 2500 Вт. При необходимости, можно производить нагрев и в другом режиме.

-в процессе нагрева воды в котле периодически следить за показанием КИП;

-довести до кипения воду в котле (при этом будет наблюдаться интенсивный выброс пара через вентиль продувки котла), температура воды в котле при этом  будет находиться в пределах 97-102 Со, с учётом погрешности прибора;

-по достижению температуры воды в котле 97-102 Со включить КЭН

-после того, как вода закипела, закрыть вентиль продувки, тем самым начинать набор давления в котле;

-по достижению давления 0,3-0,4 кг/см2 резким открытием вентиля продувки выбросить в атмосферу конденсат, скопившийся в паропроводе, через 2-3 с вентиль продувки опять закрыть;

-после достижения давления в котле 0,8-0,9 кг/см2 резким открытием ГПЗ подать пар в турбину, тем самым, дать толчок. Открытие ГПЗ следует производить достаточно быстро, поскольку для толчка турбины необходимо преодолеть силу трения покоя;

-после того, как турбина начала набирать обороты, переключатель «РЕГУЛЯТОР МОЩНОСТИ» перевести в положение «50», чтобы не создавать большого давления в котле.

После выполнения данных операций записать показания приборов «Давление в котле» и «Обороты турбины»

Поочерёдным переключением регулятора мощности в положения 25%,50%,75%,100% записывать показания давления и оборотов.

Исходя из полученных данных составить график зависимости числа оборотов от давления (для построения графика воспользоваться программой «Microsoft Excel»).

6.3.4 Содержание отчета о работе

Отчет о работе должен содержать: наименование и цель работы,  краткое описание методики экспериментального определения тепловой мощности водогрейного котла, таблицы результатов измерений и расчетов, расчеты, график.

6.3.5 Контрольные вопросы

1) Что называется паротурбинной установкой?

2) Какие существуют ПТУ?

3) Принцип работы ПТУ.

4) Какие преобразования энергии происходят при работе ПТУ?

5) Какие методы регулирования частоты применяются на ТЭЦ?

6.4 Лабораторная работа №3

Тема работы: определение зависимости вырабатываемого напряжения от частоты вращения ротора

Цель работы: изучить устройство генератора переменного тока; исследовать зависимость величины напряжения на шинах генератора от частоты вращения ротора турбины.

6.4.1 Краткие теоретические сведения

Генератор переменного тока (альтернатор) является электромеханическим устройством, которое преобразует механическую энергию в электрическую энергию переменного тока. Большинство генераторов переменного тока используют вращающееся магнитное поле.

Напряжение (разность потенциалов, падение потенциалов) между точками A и B — отношение работы электрического поля при переносе пробного электрического заряда из точки A в точку B к величине пробного заряда.

Частота — физическая величина, характеристика периодического процесса, равная числу полных циклов, совершённых за единицу времени. Единицей частоты в Международной системе единиц (СИ) в общем случае является Герц (Гц, Hz). Величина, обратная частоте, называется периодом.

6.4.2 Задание

В данной лабораторной работе необходимо определить тепловую мощность котла и зависимость между числом оборотов турбины и напряжением, снимаемым с генератора.

6.4.3 Порядок выполнения работы

-Включить в сеть УМК;

-пакетный выключатель «СЕТЬ» перевести в положение «Включено»;

-открыть вентиль продувки котла, вентиль заливки должен быть закрыт;

-закрыть ГПЗ;

-включить все КИП;

-по приборам «ПАРАМЕТРЫ СЕТИ» убедиться, что стенд находится под напряжением;

-поворотом против часовой стрелки поставить переключатель «РЕГУЛЯТОР МОЩНОСТИ» в положение «100».При включении регулятора должен загореться индикатор «100%». При включении данного положения регулятора включаются в работу оба нагревателя общей мощностью 2500 Вт. При необходимости, можно производить нагрев и в другом режиме.

-в процессе нагрева воды в котле периодически следить за показанием КИП;

-довести до кипения воду в котле (при этом будет наблюдаться интенсивный выброс пара через вентиль продувки котла), температура воды в котле при этом  будет находиться в пределах 97-102 Со, с учётом погрешности прибора;

-по достижению температуры воды в котле 97-102 Со включить КЭН;

-после того, как вода закипела, закрыть вентиль продувки, тем самым начинать набор давления в котле;

-по достижению давления 0,3-0,4 кг/см2 резким открытием вентиля продувки выбросить в атмосферу конденсат, скопившийся в паропроводе, через 2-3 с вентиль продувки опять закрыть;

-после достижения давления в котле 0,8-0,9 кг/см2 резким открытием ГПЗ подать пар в турбину, тем самым, дать толчок. Открытие ГПЗ следует производить достаточно быстро, поскольку для толчка турбины необходимо преодолеть силу трения покоя;

-после того, как турбина начала набирать обороты, переключатель «РЕГУЛЯТОР МОЩНОСТИ» перевести в положение «25», чтобы не создавать большого давления в котле.

Записать показания приборов «ОБОРОТЫ ТУРБИНЫ» и «НАПРЯЖЕНИЕ» на генераторе.

Поочерёдным переключением регулятора мощности в положения 50%,75%,100% записывать показания напряжения и оборотов.

Исходя из полученных данных составить график зависимости напряжения от частоты вращения ротора (для построения графика воспользоваться программой «Microsoft Excel»).

6.4.4 Содержание отчета о работе

Отчет о работе должен содержать: наименование и цель работы,  краткое описание методики экспериментального определения тепловой мощности водогрейного котла, таблицы результатов измерений и расчетов, расчеты, график.

6.4.5 Контрольные вопросы

1) Что называется частотой?

2) В чём заключается физический смысл напряжения?

3) Принцип работы генератора.

4) Генераторы каких мощностей устанавливаются на современных ТЭЦ?

5) Преимущества и недостатки электрогенераторов.

6.5 Лабораторная работа №4

Тема работы: расчёт водяного теплообменника

Цель работы: ознакомиться с устройством и принципом работы водяного теплообменника.

6.5.1 Краткие теоретические сведения

Теплообменник, теплообменный аппарат — устройство, в котором осуществляется передача теплоты от горячего теплоносителя к холодному (нагреваемому). Теплоносителями могут быть газы, пары, жидкости. В зависимости от назначения теплообменные аппараты используют как нагреватели и как охладители. Применяется в технологических процессах нефтеперерабатывающей, нефтехимической, химической, газовой и других отраслях промышленности, в энергетике и коммунальном хозяйстве.

6.5.1.1 Основные типы теплообменников

Теплообменники по способу передачи теплоты подразделяют на поверхностные, где отсутствует непосредственный контакт теплоносителей, а передача тепла происходит через твёрдую стенку, и смесительные где теплоносители контактируют непосредственно. Поверхностные теплообменники в свою очередь подразделяются на рекуперативные и регенеративные, в зависимости от одновременного или поочерёдного контакта теплоносителей с разделяющей их стенкой.

6.5.1.2 Конструкции теплообменников

Конструкционно теплообменники подразделяют на:

а) объемные одна из сред имеет значительный объем в теплообменнике, одна среда сосредоточена в баке большого объема, вторая протекает через змеевик;

б) скоростные (кожухотрубные) среды движутся с достаточно большой скоростью для увеличения коэффициента теплоотдачи, много мелких трубочек находятся в одной большой (кожух), среды движутся одна в межтрубном пространстве, другая внутри трубочек, обычно в трубочках находится более «грязная» среда, так как их легче чистить;

в) пластинчатый теплообменник состоит из набора пластин, среды движутся между пластинами, прост в изготовлении (штампованные пластины складываются с прокладками между ними), легко модифицируется (добавляются или убираются пластины), хорошая эффективность (большая площадь контакта через пластины);

г) пластинчато-ребристый теплообменник в отличие от пластинчатого теплообменника состоит из системы разделительных пластин, между которыми находятся ребристые поверхности - насадки, присоединенные к пластинам методом пайки в вакууме.

С боков каналы ограничиваются брусками, поддерживающими пластины и образующие закрытые каналы. Таким образом, в основу пластинчато-ребристого теплообменника положена жесткая и прочная цельнопаянная теплообменная матрица, построенная по сотовому принципу и работоспособная (даже в исполнении из алюминиевых сплавов) до давления 100 атм. и выше. В пластинчато-ребристых теплообменниках существует большое количество насадок, что позволяет подбирать геометрию каналов со стороны каждого из потоков, реализовывая оптимальную конструкцию. Основные достоинства данного типа теплообменников - компактность (до 4000 м2/м3) и легкость. Последнее обеспечивается за счет применения при изготовлении теплообменной матрицы пакета из тонколистовых деталей из легких алюминиевых сплавов.

д) спиральный теплообменник представляет собой два спиральных канала, навитых из рулонного материала вокруг центральной разделительной перегородки — керна, среды движутся по каналам. Одно из назначений спиральных теплообменников — нагревание и охлаждение высоковязких жидкостей.

При выборе между пластинчатыми и кожухотрубными теплообменниками предпочтительными являются пластинчатые, коэффициент теплопередачи которых более чем в три раза больше, чем у традиционных кожухотрубных. Кроме того, коэффициент полезного действия пластинчатых теплообменников составляет 90-95 %, а занимаемая площадь в 3-4 раза меньше, чем для кожухотрубных.

В тоже время пластинчатые теплообменники, оснащённые средствами автоматики, регулирования и надёжной арматурой, позволяют снизить количество теплоносителя, идущего на нагрев воды. А значит, и диаметры трубопроводов и запорно-регулирующей арматуры, снизить нагрузки на сетевые насосы и, соответственно, уменьшить потребление электроэнергии и др.

Но на данный момент стали появляться современные кожухотрубные теплообменники, оснащенные трубками, профилированными таким образом, чтобы рост гидравлического сопротивления ненамного превышал рост теплоотдачи вследствие применения турбулизаторов потока. Это достигается накаткой на внешней поверхности трубы кольцевых или винтообразных канавок, вследствие образования которых на внутренней поверхности трубы образуются плавно очерченные выступы небольшой высоты, интенсифицирующие теплоотдачу в трубах. Данная технология, в дополнение к таким важным показателям как высокая надежность (также при гидравлическом ударе) и меньшая стоимость, дает отечественному кожухотрубному оборудованию дополнительные преимущества по сравнению с иностранными пластинчатыми аналогами. Но это преимущество исчезает при первой промывке такого теплообменника, т.к. очистка внутренних поверхностей трубок с винтообразными канавками практически невозможна и ведет к быстрому выходу такого теплообменника из строя.

Серьёзной проблемой является коррозия теплообменников. Для защиты от коррозии применяется газотермическое напыление трубных досок, труб пароперегревателей. Это относится только к кожухотрубным теплообменникам, изготовленных из углеродистой стали. Пластинчатые теплообменники в подавляющем большинстве изготавливаются из нержавеющей стали.

6.5.2 Задание

В данной лабораторной работе необходимо исследовать нагревание воды в тепловом отборе паротурбинной установки, вычислить расход пара на теплофикационный отбор.

6.5.3 Порядок выполнения работы

-Включить в сеть УМК;

-пакетный выключатель «СЕТЬ» перевести в положение «Включено»;

-открыть вентиль продувки котла, вентиль заливки должен быть закрыт;

-закрыть ГПЗ;

-включить все КИП;

-по приборам «ПАРАМЕТРЫ СЕТИ» убедиться, что стенд находится под напряжением;

-поворотом против часовой стрелки поставить переключатель «РЕГУЛЯТОР МОЩНОСТИ» в положение «100».При включении регулятора должен загореться индикатор «100%»При включении данного положения регулятора включаются в работу оба нагревателя общей мощностью 2500 Вт. При необходимости, можно производить нагрев и в другом режиме.

-в процессе нагрева воды в котле периодически следить за показанием КИП;

-довести до кипения воду в котле (при этом будет наблюдаться интенсивный выброс пара через вентиль продувки котла), температура воды в котле при этом  будет находиться в пределах 97-102 Со, с учётом погрешности прибора;

-по достижению температуры воды в котле 97-102 Со включить КЭН;

-после того, как вода закипела, закрыть вентиль продувки, тем самым начинать набор давления в котле;

-по достижению давления 0,3-0,4 кг/см2 резким открытием вентиля продувки выбросить в атмосферу конденсат, скопившийся в паропроводе, через 2-3 с вентиль продувки опять закрыть;

- перед пуском турбины записать показания прибора «ТЕМПЕРАТУРА СЕТЕВОЙ ВОДЫ»;

-после достижения давления в котле 0,8-0,9 кг/см2 резким открытием ГПЗ подать пар в турбину, тем самым, дать толчок. Открытие ГПЗ следует производить достаточно быстро, поскольку для толчка турбины необходимо преодолеть силу трения покоя;

-после того, как турбина начала набирать обороты, переключатель «РЕГУЛЯТОР МОЩНОСТИ» перевести в положение «50».

Засечь время нагревания сетевой воды от начальной температуры Т1 до температуры 40С0 Т2.

Поскольку масса воды в теплообменнике известна (0.9кг), то можно рассчитать количество теплоты, необходимое для нагревания сетевой воды до 40 С0.

                          Q=cm(T2-T1)                                                   (6.8)

где m- масса воды в теплообменнике, кг

T2-конечная температура сетевой воды, С0

T1- начальная температура сетевой воды, С0;

С принять равной 4200Дж/кг*С0

Теперь, зная время нагревания можно определить мощность, потребляемую теплообменником

                             N=Q/T,                                                          (6.9)

где Т- время нагревания сетевой воды от Т1 до 40 С0, с

Q-количество теплоты, отданное теплообменнику, Дж

Поскольку нагревание в теплообменнике происходило при включении режима 50% мощности котла, то мощность, потребляемая турбиной, в этот момент будет равна:

                        Nтур.=(Nном/2)*η                                                    (6.10)

где Nном равна 2500 Ватт,

η-КПД котла

Зная потребляемую турбиной мощность, можно рассчитать какой процент тепловой мощности забирает теплофикационный отбор:

                   n=/Nтур, %                                          (6.11)

где Т-время нагревания сетевой воды

T1 и T2- начальное и конечное значение температуры сетевой воды соответственно, С0

m- масса воды в теплообменнике, кг

С принять равной 4200Дж/кг*С0

6.5.4 Содержание отчета о работе

Отчет о работе должен содержать: наименование и цель работы,  краткое описание методики экспериментального определения тепловой мощности водогрейного котла, таблицы результатов измерений и расчетов, расчеты.

6.5.5 Контрольные вопросы

1) Какие существуют виды теплообменников?

2) Принцип действия поверхностного теплообменника.

3) Какие тепловые процессы происходят в теплообменниках?

4) Назначение теплообменников.

5) Методы защиты теплообменников от коррозии.


7 Охрана труда

7.1 Анализ причин производственного травматизма и профессиональных заболеваний

Анализ несчастных случаев является одним из основных путей борьбы с производственным травматизмом. Только после выявления истинных причин того или иного несчастного случая на производстве появляются возможности для поиска путей исключения или снижения травматизма. Анализ травматизма и заболеваемости на производстве проводится, как правило, по актам расследования несчастных случаев, профессиональных заболеваний, листкам временной нетрудоспособности. Наиболее распространенный на практике анализ травматизма и заболеваемости - это изучение причин возникновения опасных и вредных производственных факторов.

Производственная травма – повреждение здоровья работника, полученное при исполнении им трудовых обязанностей, приведшее к утрате трудоспособности.

Профессиональное заболевание – хроническое или острое заболевание, вызванное воздействием на работника вредных производственных факторов в связи  с выполнением работником своих трудовых (служебных) обязанностей.

Различают острые и хронические профессиональные заболевания. К острым относят профессиональные заболевания, возникшие внезапно (в течение одной рабочей смены) из-за воздействия вредных производственных факторов с большим превышением предельно допустимого уровня или предельно допустимой концентрации.

Профессиональное заболевание, при котором заболело два и более работников, называется групповым профессиональным заболеванием.

Предельно допустимый уровень производственного фактора - это уровень производственного фактора, воздействие которого при работе установленной продолжительности в течение всего трудового стажа не приводит к травме, заболеванию или отклонению в состоянии здоровья в процессе работы или в отдалённые сроки жизни настоящего и последующего поколений.

Острое профессиональное заболевание возможно в виде ожога глаз ультрафиолетовым излучением при выполнении сварочных работ, при отравлении хлором, оксидом углерода и др.

Хронические профессиональные заболевания развиваются после многократного и длительного воздействия вредных производственных факторов, например, вибрации, производственного шума и др.

Неблагоприятные (вредные) условия труда могут создаваться запыленностью, загазованностью, повышенной влажностью, производственным шумом, вибрацией, неудобной рабочей позой, тяжёлым физическим трудом и др.

Причины травматизма и профессиональных заболеваний принято подразделять на организационные, технические, санитарно-гигиенические, психофизиологические.

– Организационные причины травматизма и профзаболеваний целиком зависят от уровня организации труда на предприятии - отсутствие или неудовлетворительное проведение обучения и инструктажа, отсутствие проекта производства работ, несоблюдение режима труда и отдыха, неправильная организация рабочего места, отсутствие, неисправность или несоответствие условиям работы средств индивидуальной защиты, неудовлетворительный надзор за производством работ и т.д.

– Технические причины травматизма и профзаболеваний можно характеризовать как причины, не зависящие от уровня организации труда на предприятии, - конструктивные недостатки оборудования, инструментов и приспособлений, несовершенство технологических процессов, средств сигнализации и блокировок и т.д. Эти причины иногда называют также конструкторскими или инженерными.

– Санитарно-гигиенические причины связаны с неблагоприятными метеорологическими условиями труда, повышенными уровнями шума, вибрации, концентрациями вредных веществ в воздухе рабочей зоны, наличием вредных излучений, нерациональным освещением и т.д.

– Психофизиологические причины обусловлены физическими и нервно-психическими перегрузками, нервно-эмоциональным перенапряжением, несоответствием условий труда анатомо-физиологическим особенностям работающего, неудовлетворительным психологическим климатом в коллективе и др.

Различают 2 основных метода, применяемых для профилактики производственного травматизма: ретроспективный и прогностический

Ретроспективные методы (статистический, монографический, топографический) требуют накопления данных о несчастных случаях. В этом и кроется один из главных недостатков.

Прогностические методы позволяют изучать опасность на основе логико-вероятностного анализа, правил техники безопасности, мнений экспертов, специальных экспериментов.

Статистический метод анализа несчастных случаев базируется на анализе статистического материала, накопленного за несколько лет по предприятию или в отрасли. Он представляет собой совокупность приемов, основанных на целенаправленном сборе, накоплении и обработке информации о несчастных случаях с последующим расчетом статистических показателей. Для этого изучаются несчастные случаи по актам формы Н-1 и другим отчетам предприятий за определенный период времени. Данный метод позволяет определить динамику травматизма и его тяжесть на отдельных участках производства, в цехах, на предприятиях или в отраслях промышленности и выявить закономерности его роста или снижения.

Разновидностями статистического метода являются групповой и топографический методы.

При групповом методе травмы подбираются по отдельным однородным признакам: времени травмирования; возрасту, квалификации и специальности пострадавших; видам работ; причинам несчастных случаев и т.д. Это позволяет выявить недостатки оборудования, организации работ или условий труда.

При топографическом методе все несчастные случаи систематически наносятся условными знаками на план расположения оборудования в цехе, на участке. Скопление таких знаков на каком-либо оборудовании или рабочем месте характеризует его повышенную травмоопасность и способствует принятию соответствующих профилактических мер.

Важным дополнением статистического метода является монографический (клинический) метод анализа травматизма.

Монографический (клинический) метод заключается в углубленном анализе объекта обследования в совокупности со всей производственной обстановкой. Изучению подвергаются технологические и трудовые процессы, оборудование, применяемые приспособления и инструменты, средства коллективной и индивидуальной защиты. Особое внимание уделяется оценке режимов труда и отдыха работающих, ритмичности работы предприятия (цеха). При этом выявляются скрытые опасные факторы, способные привести к несчастному случаю.

В настоящее время применяются и другие методы анализа производственного травматизма - экономический, эргономический, психологический, используется также способ моделирования.

На практике для сравнительного анализа состояния травматизма на предприятиях широко применяют статистический метод, где используют  относительные количественные показатели: коэффициенты частоты, тяжести, нетрудоспособности, смертности и экономические показатели травматизма.

Коэффициент частоты Кч выражает количество несчастных случаев, приходящихся на 1000 работающих. Обычно Кч определяется за год:

                                                      (7.1)

где N - количество учтенных несчастных случаев, приведших к потере трудоспособности;

Р - среднесписочная численность работающих за этот же период времени.

Коэффициент тяжести Кт определяют по формуле

                                                          (7.2)

где  Д - число дней нетрудоспособности, вызванных несчастными случаями, по которым закончилась временная нетрудоспособность (закрыты листки нетрудоспособности).

Коэффициент тяжести выражает число дней нетрудоспособности, приходящихся на одну травму.

В приведенной формуле коэффициент тяжести не отражает фактической тяжести несчастных случаев, так как при расчете не берутся случаи, нетрудоспособность которых не закончилась в отчетный период, и этот показатель также не учитывает потерь, связанных с полным выбытием погибших из трудового процесса. Поэтому при анализе травматизма подсчитывается коэффициент нетрудоспособности Кнт который показывает, сколько дней нетрудоспособности по травматизму приходится на тысячу работающих:

                                                 (7.3)

Материальные последствия М по каждой из основных причин производственного травматизма вычисляются по формуле:

                                                         (7.4)

где Мт - общая сумма материального ущерба от производственного травматизма;

 Ут - доля числа дней нетрудоспособности по каждой причине  производственного травматизма от общего их количества. Ут определяется по формуле:

                                                           (7.5)

где Дт - число дней нетрудоспособности по каждой основной причине производственного травматизма (основная причина производственного травматизма определяется по данным пункта акта формы Н-1);

 Дтп - то же в целом по предприятию или производственному объединению (определяется по данным формы 7-ТВН статистической отчетности).

В таблице 7.1 представлены сведения о несчастных случаях, произошедших на ТЭЦ-3 за последние 5 лет.

Таблица 7.1

Сведения о несчастных случаях на ТЭЦ-3

п/п

Показатели

2005

2006

2007

2008

2009

1

Численность работающих

1601

1532

1475

1559

1972

Количество несчастных случаев

9

10

6

7

8

в т.ч. групповых

-

-

1

-

-

Количество пострадавших

9

10

6

7

8

в т.ч. со смертельным исходом

1

1

-

2

-

4

Количество дней нетрудоспособности по больничному листу

187

286

230

302

162

5

Коэффициент частоты

5,6

6,5

4,0

4,5

4,0

6

Коэффициент тяжести

20,7

28,6

38,3

43,1

20,3

Из данной таблицы следует, что за последние годы, в связи с увеличением мер по улучшению условий и охраны труда, на предприятии уменьшилось количество несчастных случаев, приходящихся на 1000 работающих, а также количество дней нетрудоспособности.

7.2 Расчет искусственного освещения учебной лаборатории

Оптимально спроектированная система освещения играет существенную роль в снижении производственного травматизма. Она уменьшает потенциальную опасность многих производственных факторов, создает нормальные условия работы органам зрения и повышает общую работоспособность организма.

Помещение (аудитория 05б главного корпуса КарГТУ), в котором будет эксплуатироваться собранный стенд, показано на рисунке 7.1. Данное помещение расположено в главном корпусе КарГТУ, на нулевом этаже. Аудитория рассчитана на 24 студента и преподавателя. Естественное освещение недостаточно для нормальной работы в дневное время (имеются два окна шириной 1,5 метра и длиной 1,5 метра, окна зарешечены).

Произведем расчёт общего электрического освещения учебной лабораторией.

Параметры помещения:  а=10 – длина помещения, м;

                                          b=8 – ширина помещения, м;

                                          h=3 – высота помещения, м;

                                          S=80 – площадь помещения, м2.  

1 – учебный стенд №1; 2 – учебный стенд №2; 3 – подсобное помещение; 4 – бетонные колонны; 5 – парты (8 штук); 6 – стол преподавателя; 7 – доска;    8 – шахтные пускатели.

Рисунок 7.1. План помещения (аудитория 05б главного корпуса КарГТУ)

В настоящее время используют три типа источников света: лампы накаливания, люминесцентные лампы и лампы ДРЛ (ртутно-кварцевые лампы с исправленной цветностью). Светильники выбирают по характеристикам светораспределенности, блескости, экономическим показателям и по условиям среды помещений. Во взрыво- и пожароопасных помещениях применяют светильники специального исполнения. Расчет мощности осветительной установки в целом и каждого осветительного прибора отдельно обеспечивает минимальную освещенность. Расчет общего равномерного освещения для горизонтальной рабочей поверхности  проводится по методу светового потока (коэффициента использования), учитывающему световой поток, отраженный от потолка и стен. Световой поток лампы Ф, лм, при лампах накаливания или световой поток группы ламп светильника при люминесцентных лампах рассчитывается по формуле:

, лм                                            (7.6)

где  Ен -  нормируемая минимальная освещенность, лк;

       S – площадь освещаемого помещения;

       z – коэффициент неравномерности освещения;

       k – коэффициент запаса, учитывающий снижение освещенности из-за загрязнения и старения лампы;

       N – число светильников;

       n – число ламп в светильнике;

       - коэффициент использования осветительной установки.

Принимаем значения коэффициентов:

z = 1,1 - 1,5;

k= 1,2 - 1,7;

h =  1,2 - 0,7.

Значение h определяем  в  зависимости  от показателя помещения i.

Лаборатория с размерами  10  8  3 м ; Ен ( для работ малой точности и со средним контрастом объекта с фоном, фон темный) = 150 лк; коэффициент отражения потока для потолка rпот = 70 % и для стен rст=50 %.

Определяем индекс помещения:

,                                                   (7.7)                                                                 

где  а - ширина помещения, м;

       b- длина помещения, м;

       h - высота помещения, м.

Принимаем коэффициент использования   = 43 %

Светильники размещаем в два ряда, Nр = 2.

Определяем необходимый световой поток ламп в каждом ряду:  

Устанавливаем в светильнике по две лампы ЛБ (n=2) мощностью 40 Вт и световым потоком Фл = 3000 лм.

Определяем число светильников N в ряду:

, шт,                                                 (7.8)

где  Фр – общий световой поток ламп в ряду, лм;

       n – число  ламп в светильнике;

       Фл – световой  поток одной лампы, лм.

Электрическая мощность Nэ всей осветительной сети:

, Вт,                                           (7.9)

где Рл – мощность одной лампы, Вт.

В помещении, для которого производился расчет, используем светильники типа ЛДОР с лампами типа ЛБ, которые устанавливаем  в два ряда по одному светильнику или по две лампы в каждом ряду.

В последнее время огромную популярность у потребителей завоевали энергосберегающие лампы (компактные люминесцентные лампы), причем как при использовании в домашних условиях, так и на предприятиях и офисах. Современные энергосберегающие лампы позволяют заменить стандартные лампы накаливания с патроном Е14 и Е27 без каких-либо модернизаций светильников. У этих ламп за счет встроенной электронной схеме срок службы по сравнению с обычными лампами накаливания увеличен до 10 раз. Экономичность компактных люминесцентных ламп так же выше ламп накаливания в 5 раз. Энергосберегающие лампы при работе практически не нагреваются, они могут работать в постоянном режиме в местах, где требуется освещение на протяжении всех суток.

Исходя из вышеперечисленного, для данного помещения возможно использование люминесцентных ламп марки CE A23/827 Е27 мощностью 23Вт и световым потоком 1400 лм. Обладая нужным суммарным световым потоком, они значительно экономят электроэнергию.

7.3 Мероприятия по улучшению условий и охраны труда на ТЭЦ-3

Основные принципы политики на ТЭЦ-3 в области охраны труда – приоритет жизни и здоровья работников на протяжении их производственной деятельности, обеспечение гарантий права работников на охрану труда.

Правовой основой организации работы по охране труда в республике является Конституция Республики Казахстан. Кроме этого, основополагающими документами по охране труда для работников ТЭЦ-3 являются инструкции по охране труда, выполненные на предприятии в соответствии с нормативно правовой базой в области безопасности при производстве работ.

Для повышения уровня подготовки персонала по вопросам охраны труда на станции проводят мероприятия, включающие изучение правил техники безопасности, законодательства охраны здоровья граждан и внедрение опыта по охране труда на других предприятиях.

Для профилактики травматизма и профессиональной заболеваемости на ТЭЦ-3 проводится работа по организации и контролю за соблюдением правил и норм охраны труда, промышленной санитарии, а также за проведением санитарно-оздоровительных мероприятий. На станции организованы обязательные предварительные и периодические медицинские осмотры. Для предотвращения возникновения профессиональных заболеваний своевременно проводятся профилактические и реабилитационные мероприятия.

На ТЭЦ-3 большое внимание уделяется следующим вопросам:

- подготовка персонала по новым должностям;

- проведение предэкзаменационной подготовки по охране труда, пожарной и промышленной безопасности;

- проведение специальной подготовки для оперативного персонала;

- обучение персонала приемам оказания первой медицинской помощи пострадавшим;

- проведение противоаварийных и противопожарных тренировок;

- регулярное проведение дней охраны труда и пожарной безопасности (в первый вторник каждого месяца).

На ТЭЦ-3 проведен ряд мероприятий по улучшению условий и охраны труда, запланированных на 2010 год.

По улучшению условий труда проведено:

- своевременная выдача инвентаря, спецодежды, средств индивидуальной защиты;

- ремонт паропровода, что способствовало уменьшению шума в цеху;

- ремонт ГПЗ ТА №3.

По повышению безопасности труда проведено:

- освидетельствование ГОСГОРТЕХНАДЗОР:

- паропровода;

- ПСВ-200;

- ПСВ-500-1,2,3 (сосуды, работающие под давлением);

- ПСВ-315-1,2,3;

- ПСГ 1,2 ТА 1-4;

- ПВД 1,2,3 ТА 3;

- ПНД 1,2,3,4 ТА3;

- текущий ремонт турбоагрегатов ТА №3 (Т-110/120/130);

- капитальный ремонт ПЭН-4;

- ремонт СЭН-6.

7.4 Техника безопасности при работе на стенде

Во избежание получения студентами производственных травм перед началом  работы необходимо принять ряд мер:

а) произвести визуальный осмотр стенда, чтобы выявить возможные дефекты оборудования, в случае их наличия принять все возможные меры для их устранения;

б) проверить давление в системе, необходимо чтобы оно не превышало норму;

в) провести инструктаж по технике безопасности, при этом каждый студент должен расписаться о прохождении инструктажа в журнале по ТБ.

Во время проведения лабораторных работ необходимо следить за состоянием приборов, в случае их неисправности выключить все оборудование стенда и отключить его от сети.

В случае получения студентами термических ожогов при выполнении лабораторных работ необходимо срочно сообщить преподавателю и оказать первую медицинскую помощь.

В учебных лабораториях наиболее благоприятных условий безопасности можно достигнуть  не  заземлением   или  занулением оборудования,  а  изолирующими  полами  (сухими  деревянными и т. п.) и изолирующими резиновыми ковриками. Заземления или зануления при этом  не только не требуется, а наоборот, оно увеличило бы опасность одновременного прикосновения  к токопроводящим  и  заземленным   частям.

Для защиты от токов коротких замыканий и перегрузок предусмотрены автоматы типа ВА 47-29 с электромагнитными расцепителями. Уставка выбирается таким образом, что при токе, превышающем заданное значение, автомат срабатывает и отключает стенд. Если учебные стенды размещены вблизи батарей отопления, водопроводных труб и других частей, связанных с землей, эти части следует изолировать, оградив деревянными решетками.

После выполнения всех работ необходимо убедиться, что стенд полностью отключен от сети.

Если освещение в лабораторном помещении в вечернее время суток ниже нормы, следует установить достаточное количество приборов освещения.


8 Промышленная экология

Существует неразрывная взаимосвязь и взаимозависимость условий обеспечения теплоэнергопотребления и загрязнения окружающей среды. Взаимодействие этих двух факторов жизнедеятельности человека и развитие производственных сил привлекает постепенное внимание к проблеме взаимодействия теплоэнергетики и окружающей среды.

На ранней стадии развития теплоэнергетики основным проявлением этого внимания был поиск в окружающей среде ресурсов, необходимых для обеспечения теплоэнергопотребления и стабильного теплоэнергоснабжения предприятий и жилых зданий. В дальнейшем границы проблемы охватили возможности более полного использования природных ресурсов путём изыскания и рационализации процессов и технологии, добычи и обогащения, переработки и сжигания топлива, а также совершенствования теплоэнергетических установок.

На современном этапе проблема взаимодействия теплоэнергетики и окружающей среды приобрела новые черты, распространяя своё влияние на огромные территории, большинство рек и озёр, громадные объемы атмосферы и гидросферы Земли.

Развитие теплоэнергетики оказывает воздействие на различные компоненты природной среды: на атмосферу (потребление кислорода воздуха (О2), выбросы газов, паров, твёрдых частиц), на гидросферу (потребление воды, переброска стоков, создание новых водохранилищ, сбросы загрязненных и нагретых вод, жидких отходов), на литосферу (потребление ископаемых топлив, изменение водного баланса, изменение ландшафта, выбросы на поверхности и в недра твёрдых, жидких и газообразных токсичных веществ). В настоящее время это воздействие приобретает глобальный характер, затрагивая все структурные компоненты нашей планеты.

Атмосферовоздушная среда является самой уязвимой составляющей окружающей среды. Без нее невозможна жизнедеятельность человека, существование и развитие животного и растительного мира, так как в ней содержится основная часть кислорода воздуха, имеющегося на планете. Вследствие тесной и неразрывной взаимосвязи всех природных составляющих окружающей среды, загрязнение атмосферы неизбежно отражается на других средах: гидросфере, литосфере, биосфере.

Одним из основных и самых крупномасштабных источников загрязнения атмосферы являются теплоэлектроцентрали (ТЭЦ). Основные компоненты, выбрасываемые в атмосферу при сжигании различных видов топлива нетоксичные углекислый газ (СО2) и водяной пар. Кроме этого, в воздушную среду выбрасываются такие вредные вещества, как оксиды серы, азота, углерода, в частности угарный газ (СО), соединения тяжёлых металлов, таких как свинец, сажа, углеводороды, несгоревшие частицы твёрдого топлива, канцерогенный бензопирен (С20Н12).

Учёными подсчитано, что ТЭС и ТЭЦ выделяют 46% всего сернистого ангидрида и 25% угольной пыли, выбрасываемой в атмосферу промышленными предприятиями. Причиной загрязнений такого масштаба является развитие экологически несостоятельных технологических процессов, то есть таких, которые создают удовлетворение потребностей человека в тепловой и электрической энергии, но одновременно с этим и недопустимое загрязнение окружающей среды. Эти процессы развиваются без принятия эффективных мер, предупреждающих загрязнение атмосферы.

Особенно опасны сернистый ангидрид, диоксид серы и оксиды азота, выделяемые в атмосферу ТЭЦ, поскольку они переносятся на большие расстояния и осаждаются, в частности, с осадками на поверхность земли, загрязняя гидросферу и литосферу. Одним из особенно ярких проявлений этой картины являются кислотные дожди. Эти дожди образуются вследствие поступлений от сгорающего топлива и уходящих в атмосферу на большую высоту дымовых газов, в основном двуокиси серы и окислов азота. Получающиеся при этом в атмосфере слабые растворы серной и азотной кислоты могут выпадать в виде осадков иногда через несколько дней в сотнях километров от источника выделения.

В первую очередь при анализе взаимодействия теплоэнергетики и окружающей среды должны быть рассмотрены элементарные процессы, происходящие при сжигании топлива (в особенности органического), так как при его сжигании образуется большое количество вредных соединений (оксиды азота, серы, сажа, соединения свинца, водяной пар).

При сжигании твёрдого топлива в котлоагрегатах ТЭЦ образуется большое количество золы, диоксида серы (SO2), оксидов азота.

Перевод установок на жидкое топливо уменьшает золообразование, но практически не влияет на выбросы SO2, так как в мазуте содержится менее 2% серы.

Исследования показали, что вблизи мощных станций и централей, в атмосферу выбрасывается 280-360 тонн SO2 в сутки.

Одним из факторов воздействия ТЭЦ, работающих на угле, являются выбросы систем складирования, транспортировки, пылеприготовления и золоудаления. При транспортировке и складировании возможно не только пылевое загрязнение, но и выделение продуктов окисления топлива.

В Карагандинской области сложилось неудовлетворительное положение, связанное с нарушением проектных решений в эксплуатации накопителей промышленных отходов, а также неосуществлением строительства и ввода новых мощностей по их хранению. Следствием этого является пыление отработанных и действующих золоотвалов и загрязнение прилегающих земель.

При сжигании каменного угля остаётся очень большое количество зольных отходов, которые вывозятся за город на золоотвалы. Золоотвалы, в большинстве своём, очень плохо оборудованы и зола разносится на значительные расстояния. Кроме того, что зола загрязняет атмосферу, оседая на землю, она скапливается, покрывая поверхность почвы плотным слоем. Это способствует образованию техногенных пустынь.

Различные компоненты продуктов сгорания топлива, выбрасываемые в атмосферу, гидросферу, литосферу и во время пребывания ведущие себя по-разному (изменяется t, свойства), называются примесными выбросами.

Можно выделить несколько основных групп наиболее важных взаимодействий теплоэнергоустановок с конденсированными компонентами окружающей среды:

а) водопотребление и водоиспользование, обуславливающее изменение естественного материального баланса водной среды (перенос солей, питательных веществ);

б) осаждение на поверхности твёрдых выбросов продуктов сгорания органических топлив из атмосферы, вызывающее изменение свойств воды, её цветности, альбедо;

в) выпадение на поверхности в виде твёрдых частиц и жидких растворов продуктов выброса в атмосферу, в том числе: кислот и кислотных остатков, металлов и их соединений, канцерогенных веществ;

г) выбросы непосредственно на поверхность суши и воды продуктов сжигания твёрдых топлив(зола, шлаки), а также продуктов продувок, очистки поверхностей нагрева (сажа, зола);

д) выбросы на поверхность воды и суши твёрдых топлив при транспортировке, переработке, перегрузке;

е) выбросы твёрдых и жидких радиоактивных отходов, характеризуемых условиями их распространения в гидросфере и литосфере;

ж) выбросы теплоты, следствиями которых могут быть: постоянное локальное повышение температуры в водоёме, временное повышение температуры, изменение условий ледосостава, зимнего гидрологического режима, изменение условий паводков, изменение распределения осадков, испарений, туманов;

з) создание водохранилищ в долинах рек или с использованием естественного рельефа поверхности, а также создание искусственных прудов-охладителей, что вызывает: изменение качественного и качественного и количественного состава речных стоков, изменение гидрологии водного бассейна, увеличения давления на дно, проникновение влаги в разломы коры и изменение сейсмичности, изменение условий рыболовства, развития планктона и водной растительности, изменение микроклимата, изменение условий отдыха, спортивных занятий, бальнеологических и других факторов водной среды;

и) изменение ландшафта при сооружении разнородных теплоэнергетических объектов, потребление ресурсов литосферы, в том числе: вырубка лесов, изъятие из сельскохозяйственного оборота пахотных земель, лугов, взаимодействие берегов с водохранилищами;

к) воздействие выбросов, выносов и изменение характера взаимодействия водных бассейнов с сушей на структуру и свойства континентальных шлейфов.

Примесные загрязнения могут суммарно воздействовать на естественный круговорот и материальные балансы тех или иных веществ между атмосферой, гидросферой и литосферой.

Основными видами примесных выбросов энергетических объектов, поступающими на поверхность гидросферы и литосферы, являются твёрдые частицы, выносимые в атмосферу дымовыми газами и оседающие на поверхность (пыль, зола, шлаки), а также горючие компоненты продуктов обогащения, переработки и транспортировки топлив. Весьма вредными загрязнениями поверхности гидросфер и литосфер является жидкое топливо, его компоненты и продукты его потребления и разложения.

В результате промышленной деятельности человека в области производства тепловой энергии в окружающей среде наблюдается целый ряд существенных изменений. Вот лишь некоторые из них, особо ощутимые:

1) наличие частиц, являющихся ядрами конденсации в 10 раз больше;

2) наличие в воздухе газовых примесей увеличено в 5-25 раз;

3) количество облаков увеличивается на 5-10%;

4) количество туманов зимой на 100% больше, летом на 30%;

5) число осадков в различные периоды года на 5-10% больше;

6) относительная влажность уменьшена летом на 2%, зимой на 8%;

7) солнечное излучение уменьшено на 3-20%;  

8) температура повышается на 1-2 градуса Цельсия;

9) скорость ветра на 5-30% больше.

ТЭЦ также являются причиной возникающего в крупных промышленных городах смога: недопустимого загрязнения обитаемой человеком наружной воздушной среды, вследствие выделения в неё указанными источниками вредных веществ при неблагоприятных погодных условиях.

Воздействие тепловых электростанций на водные объекты осуществляется  по двум направлениям:

1) использование водных ресурсов;  

2) прямое  воздействие ТЭЦ на качественное состояние водных объектов путем сброса в них сточных вод с повышенными по сравнению с природной  водой концентрациями загрязняющих веществ.

Одним из факторов взаимодействия ТЭЦ с водной средой является потребление воды системами технического водоснабжения, в т.ч. безвозвратное потребление воды. Основная часть расхода воды в этих системах идёт на охлаждение конденсаторов паровых турбин. Остальные потребители технической воды (системы золо- и шлакоудаления, химводоочистки, охлаждения и промывки оборудования) потребляют около 7% общего расхода воды. В тоже время  именно они являются основными источниками примесного загрязнения. Например, при промывке поверхностей нагрева котлоагрегатов серийных блоков ТЭЦ мощностью 300 МВт образуется до 10000 м3  разбавленных растворов соляной кислоты, едкого натрия, аммиака, солей аммония.

Кроме того, сточные воды ТЭЦ содержат ванадий, никель, фтор, фенолы и нефтепродукты. На крупных теплоэлектроцентралях расход воды, загрязнённой нефтепродуктами (масла  и  мазут), доходит до 10-15  м3/ч при среднем содержании нефтепродуктов 1-30 мг/кг (после  очистки). При сбросе их в водоёмы они оказывают пагубное влияние на качество воды, водные организмы.

При сбросе осветленной воды в природные водоемы, последние погибают, так как осветленные воды от многих топлив содержат крайне ядовитые вещества.

Количество воды, требующееся для смыва и транспортировки золы и шлака, примерно в 10 раз превышает массовое их количество.

Существенным обстоятельством является то, что далеко не всегда удается сбалансировать водный режим систем гидрозолоудаления. В них поступают атмосферные осадки, которые во многих районах нашей страны не полностью компенсируются испарением с золоотвала. Часто в систему ГЗУ сбрасывают и другие стоки, например нефтезагрязненные воды, отработавшие растворы после химических очисток и консерваций оборудования и  т.д.

Неуклонный рост поступлений токсичных веществ в окружающую среду, прежде всего, отражается на здоровье населения Земли, ухудшает качество продукции сельского хозяйства, снижает урожайность, оказывает влияние на климатические условия отдельных регионов мира, состояние озонового слоя Земли, приводит к гибели флоры и фауны.

Загрязнение вод – это не только растворение в воде химических веществ в количествах сверх допустимых норм, но и тепловое загрязнение. Выбросы теплоты являются одним из основных факторов взаимодействия теплоэнергетических объектов с окружающей средой, в частности с атмосферой и гидросферой. Выделение происходит на всех стадиях преобразования химической энергии органического вещества или ядерного топлива для выработки тепловой энергии. Большая часть теплоты, получаемой охлаждающей водой в конденсаторах паровых турбин, передаётся в водоёмы, водотоки, а оттуда в атмосферу (t воды в месте сброса нагретой воды повышается, что ведёт к повышению средней температуры поверхности водоёма, атмосферный воздух над теплоэнергетической установкой повышается, вследствие энергии, выделенной этой установкой в атмосферу).

Представляет опасность и так называемое тепловое загрязнение водоёмов, вызывающее многообразные нарушения их состояния. ТЭЦ производят энергию при помощи турбин, приводимых в движение нагретым паром, а отработанный пар охлаждается водой.

Температура этой воды повышается всего лишь на 8 – 120С, но оказывается, что и такое, казалось бы незначительное повышение температуры уже отражается на всей экологической обстановке естественных водоемов. Крупные ТЭЦ сбрасывают до 90 м3/с нагретой воды. Такой сброс приводит к разрастанию сине-зеленых водорослей, происходит значительное обеднение воды растворенным кислородом, погибают обитатели воды, не терпящие высоких температур и т.д.

ТЭЦ могут повышать температуру воды по сравнению с окружающей на 5-15 0С. В естественных условиях при медленных повышениях или понижениях температур рыбы и другие водные организмы постепенно приспосабливаются к изменениям температуры окружающей среды. Но если в результате сброса в реки и озёра горячих стоков с промышленных предприятий быстро устанавливается новый температурный режим, времени для акклиматизации не хватает, живые организмы получают тепловой шок и погибают.

В результате повышения температуры воды содержание в ней кислорода падает, тогда как потребность в нём живых организмов возрастает. Возросшая потребность в кислороде, его нехватка вызывают жестокий физиологический стресс и даже смерть. Искусственное подогревание воды может  существенно изменить и поведение рыб – вызвать несвоевременный нерест, нарушить миграцию.

Повышение температуры воды способно нарушить структуру растительного мира водоёмов. Характерные для холодной воды водоросли заменяются более теплолюбивыми и, наконец, при высоких температурах полностью ими вытесняются, при этом возникают благотворные условия для массового развития в водохранилищах сине-зеленых водорослей – так называемого “цветения  воды”.

Все перечисленные выше последствия теплового загрязнения водоёмов наносят огромный вред природным экосистемам и приводят к пагубному изменению среды обитания человека.

Тепловое загрязнение может привести к печальным последствиям. По прогнозам ученых изменение характеристик окружающей среды (повышение температуры воздуха и изменение уровня мирового океана) в ближайшие 100 -200 лет может вызвать качественную перестройку окружающей среды  (стаивание ледников, подъём уровня мирового океана на 65 метров и затопление обширных участков суши).

Чтобы избежать сброс охлаждающей воды, нужно применять оборотную систему охлаждения с сухими градирнями.

Если ТЭЦ расположена на берегу мощной реки, то можно избежать последствий теплового загрязнения, применяя специальные смесительные устройства, распределяющие тепло на большую массу воды и снижающие тепловое воздействие. Можно также пользоваться различными температурами воды по глубине водоема или применять предварительное, то есть перед сбросом, охлаждение теплых вод путем их разбрызгивания.

Можно также перейти на замкнутое охлаждение – прудовое там, где позволяет местность. В такой системе прудов - озер тепло охлаждающей воды может быть использовано для разведения теплолюбивых рыб, обогрева теплиц и оранжерей и других полезных целей.

К сожалению на ТЭЦ, расположенных в больших городах и крупных населенных центрах, такой способ не осуществим, так как он требует значительных свободных площадей для организации прудов – озер. В этих ТЭЦ приходится переходить на замкнутые системы охлаждения при помощи градирен, т.е. специальных сооружений, наверх которых подается теплая вода, стекающая по насадке градирен вниз, в бассейн, расположенный под градирней. Теплая вода охлаждается встречным потоком воздуха.

Современные представления о допустимых условиях загрязнения атмосферы, воды, земных ландшафтов основаны на сведении о вредном воздействии веществ на здоровье людей, животных, на растительность, на материальные ценности. Всемирной организацией по вопросам здравоохранения при ООН в 1963 году рекомендовано определение критерия чистоты воздуха (предельно допустимая концентрация вредных веществ ПДК) по четырём уровням:

- уровень №1. – невозможно обнаружить прямое или косвенное влияние на человека, животных или растительность;

- уровень №2. – возможно раздражение органов чувств, вредное воздействие на растительность, уменьшение прозрачности воз духа;

- уровень №3. – нарушение жизненно важных функций и возникновение хронических заболеваний у человека и животных;

- уровень №4. – возникновение острых заболеваний, ведущих к гибели людей и животных.

Естественное ограничение процессов, определяющих механизмы саморегулирования окружающей среды, неизбежно ведёт к накоплению результатов антропогенных воздействий. В результате этого происходит изменение тех или иных характеристик окружающей среды.

Изменения в атмосфере: рост содержания углекислого газа (СО2) (пропорционален росту потребления органического топлива), концентрации водяного пара, уменьшения озонового слоя (вследствие воздействия фреонов), и как следствие всему этому – изменение состава атмосферы, сто отражается на её прозрачности, ведущее к изменению температуры по сравнению с естественным уровнем.

Изменения в гидросфере и литосфере (так как они тесно взаимосвязаны, то изменения в них рассматриваются совместно), образование водохранилищ и новых русел сопровождается изъятием земель и ускоренной водной эрозией почв, смывом прилегающих слоёв, размыванием, что в свою очередь ведёт к загрязнению водоёмов водотоков, изменению теплового режима гидросферы, равновесного состава и других, уже рассматриваемых ранее, шероховатость поверхности литосферы, изменение её теплового режима и теплообмена поверхности (из-за осушения болот, расчистки лесов, разработки шахт, асфальтирования дорог), изменение состава атмосферного воздуха ведёт к изменения взаимодействия воздуха с растительным покровом литосферы и условий жизнедеятельности биосферы, одним из последних воздействий является изменение сейсмичности, а также радиационной обстановки биосферы, накопление в организме человека твёрдых частиц.

Одним из способов снижения вредных воздействий энергоустановки на окружающую среду является совершенствование её тепловых схем, развитие теплофикации (одновременная выработка тепла и энергии), укрупнение установок теплоэнергетики, использование вторичных энергетических ресурсов, внедрение новых термодинамических циклов, развитие систем аккумуляции энергии, использование возобновляемых источников энергии (солнечная, электростанции, геотермальная энергия).


9 Расчет стоимости изготовления лабораторного стенда

9.1 Расчет стоимости сырья и материалов

Стоимость изготовления учебно-лабораторного комплекса определяется на основе нормативов материальных и трудовых затрат при наличии конструкторско-технологической документации и нормативов затрат.

Исходными данными для проведения расчета являются:

- спецификация основных сборочных единиц;

- нормативы их расхода на единицу продукции;

- прейскурант на сырье и материалы;

- прейскурант на комплектующие изделия;

- тарифы на электроэнергию, отопление, заработную плату разработчиков, транспорт.

Сырье и материалы, необходимые для монтажа учебно-лабораторного комплекса, согласно конструкторско-технологической документации, сведены в таблицу 9.1.

Таблица 9.1

Расчет стоимости сырья и материалов

Наименование

материала

Единица

измерения

Количество

Цена за

единицу, тг

Общая

сумма, тг

1

2

3

4

5

Уголок алюминиевый 20*15 мм

м

5

300

1500

Лист крагис

м2

5

700

3500

Лист ДСП

м2

5

1500

7500

Эмаль покрасочная

кг

1

900

900

Оргстекло

м2

1

800

800

Обои самоклеящиеся

рулон

1

500

500

Винты соединительные

кг

0,5

240

120

Клей «Дихлорэтан»

г

100

2

200

Эпоксидная шпатлевка

г

500

2

1000

Стекловолокно

м2

0,5

2500

1250

Итого

17270

Таким образом, стоимость сырья и материалов для изготовления учебно-лабораторного комплекса составляет 17270 тенге.

9.2 Расчет капитальных затрат на приобретение комплектующих

К покупным комлектующим изделиям относятся емкость парового котла, стальной лист крышки котла, стальные трубопроводы, медные трубопроводы, бронзовые сопла турбины, подшипники ротора турбины, рабочие колеса турбины, конденсатный электрический насос, генератор электрический, приборы для измерения давления, температуры, скорости вращения ротора, силы тока, напряжения, светодиоды индикации, приборы защиты и автоматики.

Покупные комплектующие изделия для лабораторного стенда можно разделить на две части: электрическая часть и элементы, образующие, непосредственно модель блока ТЭЦ.

Расчет себестоимости комплектующих изделий для электрической части стенда приведен в таблице 9.2.

  

Таблица 9.2

Покупные комплектующие изделия для электрической части стенда

Наименование

изделия

Единица

измерения

Количество

Цена за

Единицу, тг

Общая

сумма, тг

1

2

3

4

5

ТЭНы водонагревательные

шт

2

1500

3000

Выключатель

автоматический

ВА 47-29

шт

1

350

350

Выключатель электрический