Разработка комбинированной энергетической установки
Предварительный термодинамический расчет турбины. Расчет газовой турбины и реактора газификации. Выбор тепловой схемы. Разработка программы и методики предварительных испытаний опытного образца высокотемпературной водородной турбины мощностью 100 кВт.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 07.08.2012 |
| Размер файла | 1,5 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Размещено на http://www.allbest.ru/
Введение
Анализ развития энергетики и промышленности России за последние несколько десятков лет показал, что хотя принятая Правительством Программа развития энергетики до 2020 года ()и предусматривает поступление больших инвестиций в строительство новых энергоблоков (более 11 000 млрд. руб. в ценах соответствующих лет), нехватка энергетических и тепловых мощностей все ещё серьезно сказывается на развитии экономики страны в целом. Во многих регионах строительство различных промышленных предприятий замораживается, т.к. наблюдается острый дефицит электроэнергии, а тарифы на подключаемую мощность для промышленных предприятий возросли в десять раз за последние несколько лет.
Все это говорит о том, что новые мощные энергоблоки не только должны вводиться по всем регионам России с энергоемким производством, но и строительство их должно быть как можно быстрее, а срок окупаемости - как можно короче.
Реформа в энергетике, которая должна завершиться в середине 2008 года, нацелена на создание либерального конкурентного рынка электроэнергии в стране. Часть рынка будет ещё некоторое время регулироваться государством, и электроэнергия будет на нем продаваться по установленным тарифам. После реорганизации ОАО РАО «ЕЭС России» образуется ряд энергетических компаний, которые должны будут не только конкурировать между собой за получение боле выгодных клиентов, но и будут искать средства на ввод новых мощностей из собственных и заемных источников. Таким образом, проекты строительства новых мощностей должны не только удовлетворять потребности регионов в электроэнергии, но и быть инвестиционно привлекательными.
В рамках дипломного проекта была поставлена задача: разработать такую энергетическую установку, которая способна удовлетворить более коротким срокам окупаемости, обладать повышенным ресурсом и большим коэффициентом полезного действия. Также, учитывая стратегические планы разработки дешевого угольного топлива и технологий по его экологически чистому использованию, было принято решение в качестве основного энергоносителя использовать каменный уголь, добываемый в районах Сибири.
Целью дипломного проекта является разработка комбинированной энергетической установки, способной обеспечить независимое функционирование газотурбинной и паротурбинной её частей, работающей на синтез-газе, получаемом при газификации угля. Главным объектом проектирования является паровая турбина мощностью 330 МВт, работающая в составе такой установки. Особенностью такой схемы является способность работать в двух различных режимах (с включенной ГТУ и с выключенной) практически не снижая своей эффективности. Предполагается, что ГТУ будет включаться в параллельную схему работы во время дневного пика нагрузки в сети, а ночью и в выходные дни ПТУ будет работать автономно. Таким образом, мы получаем большой регулируемый диапазон мощности практически без потери в производительности. Также значительным преимуществом такой энергоустановки является её способность работать в составе электростанции с внутрицикловой газификацией угля, с применением таких передовых технологий, как мембранные реакторы конверсии для извлечения водорода из синтез газа и системой улавливания и удержания СО2 - CCS.
Получение водорода рассматривается как попутное производство при обработке синтез газа после газификации угля и занимает второстепенную позицию. Но если в регионе, где планируется устанавливать такой энергоблок, высокий спрос на водородное топливо, то установленную мощность газовой турбины можно уменьшить или исключить её как компонент из цикла вообще, что позволит производить больше водорода без снижения мощности паровой турбины.
КОНСТРУКТОРСКАЯ ЧАСТЬ
Выбор основных параметров
В соответствии с поставленной задачей на дипломное проектирование и номенклатурой паротурбинных установок, выпускаемых машиностроительными предприятиями, а также анализом технической литературы задаемся следующими основными параметрами паротурбинной установки, работающей в составе комбинированной парогазовой установки:
Номинальная мощность турбогенератора:
Nэ=330 МВт;
Начальные параметры пара выбраны сверхкритические:
Р0=23,5 МПа; t0 =540?C;
Давление в конденсаторе:
Рк=5 кПа.
Температура и давление промежуточного перегрева пара:
Рпп=4,08 МПа tпп=565?С
В качестве прототипа выбираем паровую турбину К-330-240 производства ЛМЗ. Паровая турбина К-330-240 номинальной мощностью 330 МВт с начальным абсолютным давлением 23,5 МПа предназначена для привода двухполюсного генератора переменного тока ТВВ-330-2, для работы в блоке с прямоточным котлом, использующим органическое топливо. В тепловой схеме, предложенной в данной работе, паровой котел работает на синтез газе, получаемом при газификации угля.
Предусмотрено два режима работы турбоустановки, один из которых принимается за расчетный (базовый), а другой - должен не слишком отклоняться от расчетного, так, чтобы не происходило существенного спада в эффективности энергоблока. Первый рассчитываемый режим - это параллельная работа ГТУ и ПТУ, причем регенерация тепла и подогрев питательной воды осуществляется в газо-водяных подогревателях. При этом из самой паротурбинной установки планируется производить отборы пара на деаэратор, привод турбонасоса и два ПНД, в которые производится слив дренажей. Также в связи с включением дополнительного газификатора, производящего синтез-газ для ГТУ, планируется производить отбор пар из цикла ПТУ с давлением, превышающем давление в газификаторе (3,5 МПа).
На втором режиме работы (автономном, с отключенной газотурбинной частью) ПТУ должна обходится без тепла, регенерируемом в газо-водяных подогревателях. Для этого в схему включены ряд ПВД и два дополнительных ПНД. Таким образом, мы рассчитываем получить установку, способную работать как совместно с газотурбинной установкой, так и независимо от неё с хорошими характеристиками.
Выбор оптимальной тепловой схемы для выполнения задач, поставленных в дипломном проекте, является предметом исследовательской части. В работе рассматриваются пять принципиальных тепловых схем, по двум из которых приводится тепловой расчет и расчет паротурбинной установки. В параллельной схеме приоритет отдается более полному использованию тепла газов, уходящих из газотурбинной установки, при этом, часть пара для паротурбинной установки генерируется в котле-утилизаторе и подается в голову ЦСД для обеспечения выхода на заданную мощность при комбинированном режиме работы. В другой схеме (полузависимая схема работы) приоритетным является достижение наивысшей эффективности в работе паротурбинной установки, т.е. расход пара в отдельных частях турбины должен быть практически одинаковым на автономном режиме работы и при работе по парогазовому циклу.
В результате расчетов, проведенных в исследовательской части за исходную схему для проектирования заданной паротурбинной установки принимаем ПГУ с полузависимой схемой работы, приведенную на рис. 1.1.
Рис. 1.1. Расчетная тепловая схема
Предварительный термодинамический расчет турбины
При выполнении расчетов использовалась программа MathCAD 14. Результаты расчета приведены из интерфейса программы с некоторыми пояснениями.
Исходные данные:
Начальные параметры пара перед турбиной:
Промежуточный перегрев :
Конечное давление за турбиной :
Давление питательной воды после ПН
Расход пара на турбопривод питательных насосов:
- мощность турбопривода
- теплоперепад на приводных турбинах
Предварительный тепловой расчет турбины
Потери давления на паровпуске
Учет промежуточного перегрева пара
Энтальпия пара в конце процесса расширения в ЦВД (перед пром. перегревом):
По i-s диаграмме находим:
сразу переходит в перегретый пар, минуя двухфазное состояние, то по рекомендациям выбираем
Но т.к. в данном проекте параметры пара сверхкритические и при давлении 24 МПа вода
Учет регенеративного подогрева питательной воды
КПД цикла с бесконечным числом отборов на регенерацию
Найдем абсолютный внутренний КПД цикла с промежуточным перегревом и регенеративным подогревом
Для числа отборов на регенерацию, равного z по рисунку 1.25 в [1] находим реальный выигрыш в КПД в цикле с регенерацией:
В ходе предварительного расчета были найдены значения располагаемого теплоперепада в турбине, внутренний и термический к.п.д., а также построен процесс расширения пара в турбине в I-S координатах.
Выполненный предварительный термодинамический расчет турбины позволяет произвести более детальные вычисления.
Сперва проведем тепловой расчет паровой турбины при её автономной работе, т.е. с отключенной газотурбинной частью (Режим №1). В таком режиме задействованы все регенеративные подогреватели и соответственно все отборы пара открыты.
Затем, выполнив вычисление необходимых входных и выходных параметров для газовой турбины и реактора газификации, проведем расчет паровой турбины при её работе по парогазовому циклу (Режим №2).
В заключении произведем распределение теплоперепадов по отсекам (между отборами) и ступеням турбины, оценим изменение характерных параметров эффективности работы турбины, таких как отношение скоростей U/Cф, степени реактивности и внутреннего к.п.д. каждой ступени.
Расчет режима №1 (автономная работа паротурбинной установки, Nэ=330 МВт)
Исходные данные:
Рис.1.2. Процесс расширения пара в турбине в H-S координатах
Принимаем :
Потери давления пара в линиях отборов составляют 8%
Потери тепла в теплообменниках составляют 2% от величины отбираемой теплоты
Разность энтальпий конденсата греющего пара и воды на выходе из ПВД - 8,4 ; для ПНД - 21 кДж/кг
Энтальпия дренажа из ПВД на 41,8 кДж/кг выше чем энтальпия воды на входе в этот подогреватель.
Энтальпия дренажа из ПНД принимается равной энтальпии конденсата греющего пара.
ПВД 5 :
ПНД 3 :
В точке пересечения изобары и линии процесса находим
Расчет ПТС с уточненным коэффициентм регенерации. Предварительный расход питательной воды.
Из отбора 7 на ПНД 1:
Расход пара в конденсатор через последнюю ступень турбины. Электрическая мощность турбины.
ЦСД
Теплоперепад от пром. перегрева до конденсатора делим пополам между цсд и цнд
Разбивка теплоперепадов по цилиндрам и отсекам турбины
Рис. 6. График изменения параметров пара при его расширении в турбине
Расчет газовой турбины
Для расчета газотурбинной части за основу возьмем хорошо зарекомендовавшую себя турбину Siemens SGT5-2000E (модернизированная ГТУ v.94.2, которая успешно эксплуатируется на ПГУ в России и за рубежом).
Расчет реактора газификации
В реакторе предполагается аллотермический процесс паровой газификации угля (с подводом тепла в реакционную зону извне) согласно уравнению реакции :
C + H2O -> CO + H2
Расчет режима №2 (работа энергоустановки по парогазовому циклу, Nэ=190+330 МВт)
Расходы пара на ПНД
Из отбора 6 на ПНД 2:
Проведем более точную оценку к.п.д. отсеков турбины с использованием эмпирических формул
Второй отсек ЦВД
Мощность отсеков составляет
Расчет проточной части
Задаемся числом ступеней в отсеке, средним диаметром первой ступени. Теплоперепад отсека известен. Варьируя степенью реактивности добиваемся лучшего отношения скоростей U/Cф
Разбивка теплоперепадов по цилиндрам и отсекам турбины
За расчетный режим для ЦВД принимаем режим работы с большим расходом пара, т.е режим №1.
Расчет проточной части произведен в специальном программном приложении, модернизированной программе RTPT, разработанном студентами К-1 КФ МГТУ при содействии их научных руководителей. Результаты расчета приведены на рисунках 7,8,9.
По итогам расчета проточной части паровой турбины в программе RTPT получили следующие значения для мощности и к.п.д.:
Мощность представлена при автономном и комбинированном режиме работы соответственно. С учетом допустимой погрешности в расчетах, данные значение можно считать приемлемыми.
Расчеты на прочность
Для расчета на прочность и исследования напряженного состояния были выбраны рабочая лопатка последней ступени ЦСД и внешний корпус ЦВД. Указанная ступень работает при высоких параметрах рабочего тела, поэтому напряжения в отдельных сечениях деталей и узлов её конструкции представляют определённый интерес у конструктора. Корпус цилиндра высокого давления имеет продольный горизонтальный разъем. Две части корпуса скрепляются шпильками, диаметр которых предстоит рассчитать.
2). Расчет пера лопатки на изгиб силами пара
3). Расчет на прочность хвостовика лопатки
Расчет производится по условию герметичности соединения. Полная сила, растягивающая шпильки при действии расчетного давления , складывается из силы действия среды на крышку и остаточной силы, потребной для сжатия прокладки:
Описание спроектированной паротурбинной установки
Таким образом, в результате выполненных конструкторских, тепловых и прочностных расчетов была спроектирована паровая турбина, удовлетворяющая предъявленным требованиям.
Турбина имеет 7 нерегулируемых отборов пара, предназначенных для подогрева питательной воды в ПВД, основного конденсата - в ПНД, деаэраторе до температуры 274°С при номинальной нагрузке турбины. Кроме регенеративных отборов, допускаются отборы пара без снижения номинальной мощности на подогрев сетевой воды и на собственные нужды станции. В модернизированной схеме предлагается производить отбор пара после ЦВД на нужды газифигатора.
Турбина представляет собой одновальный трехцилиндровый агрегат, выполненный по схеме 1ПВД+1ЦСД+1ЦНДх2.
ЦВД имеет внутренний корпус, в патрубки которого вварены сопловые коробки. Паропроводящие штуцера имеют сварные соединения с наружным корпусом цилиндра и подвижные - с горловинами сопловых коробок.
Ротор ЦВД выполнен цельнокованым с реактивным облопачиванием, что позволяет обеспечить высокую эффективность работы установки на переменных режимах. Передние и задние уплотнения в ЦВД выполнены блочно с обоймами на витых пружинах, применение которых приводит к меньшему изнашиванию зубчиков, в отличие от плоских пружин, используемых в паротурбиностроении.
После промежуточного перегрева пар по двум паропроводам подводится к двум стопорным клапанам ЦСД. Стопорные клапаны совмещены с регулирующими и вынесены отдельно от корпуса ЦСД. Из выхлопных патрубков ЦСД пар по двум паропроводам подводится к ЦНД.
ЦНД - двухпоточный, по пять ступеней в каждом потоке. За прототип был выбран хорошо зарекомендовавший себя на турбинах К-1200-240 и К-1000-5,5/3000 цилиндр низкого давления производства ЛМЗ с высотой последней лопатки 1200мм и площадью выхлопа в конденсатор 14 м2. Средний диаметр последней ступени ЦНД - 3000 мм. Из двух выхлопов после ЦНД отработавший пар поступает в общий конденсатор. Расход охлаждающей воды через конденсатор 36 000 м3/ч. Номинальная температура охлаждающей воды 26 °С.
Роторы частей высокого и среднего давления - цельнокованые, ротор ЦНД - сварной. Все роторы имеют жесткие соединительные муфты и по две опоры. Упорный подшипник расположен между ЦВД и ЦСД. Фикспунт турбины находится на стыке выхлопа из ЦНД и входа в конденсатор.
Рабочие лопатки всех ступеней, кроме регулирующей, выполнены из профилей переменного сечения, с цельнофрезерованными бандажами. Направляющие лопатки 1-16 ступеней выполнены из профилей постоянного сечения, направляющие лопатки 17-20 ступеней выполнены с тангенциальным навалом, что способствует более равномерному полю скоростей по высоте рабочих лопаток. Направляющие лопатки 18-20 ступеней выполнены переменного сечения, что способствует хорошему совпадению поточных и скелетных углов сечений профилей. Все лопатки направляющие и рабочие имеют Т-образный хвост, применена специальная конструкция замкового соединения.
Турбина снабжена паровыми лабиринтными уплотнениями. Новые усовершенствованные уплотнения имеют меньший зазор и работают на витых отжимных пружинах. Также предусмотрены специальные отверстия в обоймах уплотнений для циркуляции пара и их охлаждения. Из концевых каминных камер уплотнений всех цилиндров паровоздушная смесь отсасывается водоструйным эжектором через вакуумный охладитель. В качестве уплотнений на последних ступенях ЦНД используются сотовые уплотнения.
Максимальный расход пара, при указанных начальных параметрах спроектированной турбины, составляет 280 кг/с. При этом турбоагрегат может развивать мощность, измеряемую на зажимах генератора, равную 350 МВт. Эксплуатировать паротурбинную установку при частичных нагрузках (до 40% от номинальной мощности) разрешено не более 24 часов. При нагрузке генератора, меньше чем 40% от номинальной мощности, эксплуатация установки запрещена.
Модернизация проточной части ЦНД содержит:
- улучшение верхних и прикорневых обводов проточной части;
- литые диафрагмы заменены на сварную конструкцию;
- применение рабочих лопаток с цельнофрезерованными бандажами, в том числе и в последних ступенях;
- вынесение во всех ступенях, кроме последних, демпферных проволок из проточной части в тело бандажа;
- применение новых профилей направляющих и рабочих лопаток, учитывающих согласование поточных и скелетных углов профилей, в том числе направляющих лопаток с тангенциальным навалом.
Предложенная в результате проведенных в исследовательской части расчетов полузависимая схема работы установки обеспечивает практически абсолютное равенство расходов на обоих режимах (кроме последних ступеней ЦНД, которые на автономном режиме будут несколько недогружены из-за отбора на регенеративный подогрев питательной воды и первых ступеней ЦСД).
Предложенный способ выравнивания расходов - это включение дополнительного отбора пара после ЦВД. Этот отбор будет работать на комбинированном режиме, и при останове газовой турбины будет закрываться. Пар с параметрами 4МПа и 330°С может быть использован в газификаторах, питающих синтез газом ГТУ.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1. Описание детали
Соединительные муфты связывают отдельные роторы цилиндров турбины и генератора в единое целое - валопровод.
Муфты - очень ответственные элементы валопровода, в значительной степени определяющие надежность работы всей турбины. Они передают крутящий момент с ротора на ротор и не должны разрушаться даже при его кратковременном повышении в 4-6 раз, например, при коротком замыкании в генераторе.
Различают муфты жесткие, полужесткие и подвижные. В турбоагрегате, рассматриваемом в дипломном проекте, все валы ротора соединены жесткими муфтами. В технологической части диплома описывается техпроцесс выполнения левой полумуфты, соединяющей валопровод турбины с валом генератора.
Жесткие муфты для обеспечения отсутствия вибрации требуют почти абсолютной центровки, не допуская ни смещения, ни излома осей соединяемых роторов.
Центровка полумуфт обеспечивается с помощью кольцевого выступа на одной полумуфте и впадины - на другой. Полумуфты стягиваются призонными болтами, устанавливаемыми в строго соосные тщательно обработанные отверстия в полумуфтах с зазором 0,001 - 0,025 мм. Болты затягивают равномерно, контролируя их удлинения. Крутящий момент в полумуфтах передается за счет сил трения между торцами полумуфт, возникающих из-за сжатия призонными болтами.
Концы валов турбины и генератора, на которые насаживаются полумуфты, выполняют с небольшой конусностью (примерно 0,5%), а их посадочные поверхности пригоняются друг к другу по краске на длине 80-90% посадочного участка. Затем полумуфту нагревают в кипящей воде или ацетиленовой горелкой до 100-130 °С и насаживают на вал до упорного буртика, следя за точным совпадением шпоночных пазов полумуфте и вале. Затем вставляют составные шпонки, состоящие из двух клинообразных частей. Повторяемость сборки обеспечивается 4-мя отжимными болтами.
2. Выбор типа производства
Серийность производства в машиностроении определяется номенклатурой и повторяемостью изготовляемых изделий, их количеством в годовой программе выпуска, с учетом весовой характеристики изделий, сложности конструкции и трудоемкости их изготовления.
Полумуфта изготавливается небольшими партиями. На протяжении длительного промежутка времени производство не повторяется, следовательно, можно сделать вывод о том, что целесообразно единичное его производство.
Для данного типа производства характерна широкая номенклатура выпускаемых изделий, предметная специализация участков, оснащенных универсальным оборудованием, высокая квалификация рабочих.
3. Выбор типа заготовки
ЛМЗ для своих турбин большой мощности применяет стали марок 35ХМА и 34ХН1М по пятой категории прочности с пределом текучести 50-60 кГ/мм2 , пределом прочности не менее 70 кГ/мм2 ,относительным удлинением не менее 16%, относительным сужением не менее 45% и ударной вязкостью не менее 6 кГм/мм2 . Видом заготовки для деталей соединительных муфт являтся поковки, изготовленные методом свободной ковки. Они не должны иметь флокенов, а также видимых невооруженным глазом плен, трещин, песочин, волосовин, усадочной рыхлости и прочих дефектов Наружные пороки допускаются только при условии, что они могут быть выведены при последующей механической обработке. Испытание механических свойств производится от каждой поковки.
4.Анализ технологичности детали
Технологичность конструкции изделия - это степень соответствия детали заданным условиям производства, которые обеспечивают минимальную трудоемкость и себестоимость изготовления.
ГОСТ 14.201 - ГОСТ 14.204-83 посвящен анализу технологичности изделия, сборочных единиц, деталей заготовки. По этому ГОСТу существует два вида показателей технологичности: качественные и количественные.
На этапе технологической подготовки производства все детали должны быть подвергнуты тщательному анализу на технологичность в целях повышения степени конструкторской и технологической преемственности элементов детали.
Полумуфта имеет ряд ответственных посадочных и центровочных поверхностей. Достаточно жесткие допуски размерной точности (, ), точности формы (допуск формы 0,02) и требования, предъявляемые к шероховатости поверхностей (Ra0,8, Ra1,6, Ra3,2) выдвигают довольно высокие требования к тому оборудованию и оснастке, которая используется при изготовлении данной детали.
Материал заготовок отвечает требованиям технологии изготовления: при изготовлении нет необходимости применять сложные технологические процессы. Для хранения материала нет необходимости создавать определенные условия хранения и транспортирования.
Шероховатость базовых поверхностей удовлетворяет требованиям точности, установки, его обработки и контроля.
Конструкция деталей обеспечивает свободный подвод и выход режущего инструмента (резца, фрезы) при обработке наружных поверхностей.
Исходя из приведенных расчетов и аргументов, можно сделать вывод о том, что вкладыш отвечает всем условиям технологичности.
Конструкция детали позволяет исключить количественную оценку технологичности полумуфты.
Количество поверхностей 14 квалитета точности существенно превышает количество поверхностей, требующих более точную обработку. Это позволяет однозначно утверждать, что к детали нет излишних требований по точности обработки, а, следовательно, коэффициент точности обработки Кт>0,8 удовлетворяет условиям технологичности.
Средняя шероховатость поверхностей превышает Ra 3, следовательно, полумуфта удовлетворяет требованиям технологичности по коэффициенту шероховатости.
5. Требования к механической обработке
Муфта является проверочной базой при центровке роторов по полумуфтам; отступления, допущенные при её изготовлении и сборке, ухудшают работу турбины в эксплуатации. Поэтому при механической обработке к деталям соединительных муфт предъявляются высокие требования независимо от их конструкции. Для жестких муфт с насадными полумуфтами эти требования следующие:
1) торцевое биение всех отдельных деталей муфты не более 0,03 мм;
2) радиальное биение по отношению к оси деталей по наружному диаметру фланцевых соединений муфты 0,02 мм, по прочим диаметрам не более 0,05-0,06 мм;
3) точность выполнения наружного диаметра фланцев муфты и отверстий под соединительные болты по второму классу;
4) чистота обработки цилиндрических поверхностей - 6;
5) отклонения по шагу отверстий во фланцах под соединительные болты ±0,15 мм, суммарное отклонение на 5-6 шагов не более ±0,2 мм;
6) после посадки полумуфты на вал ротора проверка правильности посадки её на токарном станке (на биение);
7) динамическая балансировка ротора должна проводиться с собранной на нем полумуфтой;
8) при конусной посадке полумуфты на вал ротора, для конусности в 0,5%, допустимое отклонение конусности ±0,05% и чистота обработки конца вала 7-8 (пригонка конусной части производится по краске);
9) шпоночные соединения выполняются в части ширины паза по 3-му классу точности, непараллельность граней паза между собой и по отношению к оси допускается до 0,1 мм;
10) натяг при посадке полумуфты на конусный конец вала 0,25-0,36 мм.
Приведенные выше требования к механической обработке деталей наборных муфт определяют и выбор технологических баз. В качестве радиальной базы выбирается центральное отверстие насаживаемых на вал полумуфт, которое является и конструктивной базой, а для соединительных частей к полумуфтам - центрирующие выступы на фланцах. Так как осевое положение полумуфт на валу определяется торцевой поверхностью их, то за осевую технологическую базу принимают торцы полумуфт и соединительных частей, которые должны быть при этом обработаны строго перепендикулярно к оси отверстия.
6.Маршрутная карта изготовления левой полумуфты
|
№ операции |
Наименование, содержание операции |
|
|
005 |
Технический контроль: проверить по размерам заготовительного чертежа, внешнему виду, клеймение сверить с паспортом. |
|
|
010 |
Токарная: обработать кругом на карусельном станке до размеров обдирочного чертежа с припуском от чистовых размеров по 5 мм на сторону |
|
|
015 |
Термическая: провести снятие напряжений. |
|
|
020 |
Токарная: на карусельном станке вырезать кольца А (рис.1) для определения остаточных напряжений и механических свойств материала поковки. |
|
|
025 |
Токарная: срезать остатки припусков для пробы материала |
|
|
030 |
Токарная: обработать кругом на карусельном станке с припуском по 2 мм на сторону |
|
|
035 |
Токарная: точить внешнюю сторону фланца, выдержав 20мм до цилиндрической поверхности. |
|
|
040 |
Токарная: подрезать торец фланца до размера 240±0,2 мм. |
|
|
045 |
Токарная: проточить фланец по окружности диаметром 920 мм |
|
|
050 |
Токарная: расточить центральное отверстие на конус 1:200 (0,5%) по калибру с проверкой по краске. |
|
|
055 |
Установочная: перекантовать, проверить установки по индикатору с точностью до 0,02 мм |
|
|
060 |
Токарная: подрезать второй торец до размера 510±0,4 мм. |
|
|
065 |
Токарная: проточить цилиндрическую поверхность по диаметру 750 мм с соответствующими радиусами переходов по чертежу. |
|
|
070 |
Контрольная: сдать токарную обработку ОТК, клеймо пробы сохраняется. |
|
|
075 |
Разметочная: разметить два шпоночных паза шириной 50,2мм. |
|
|
080 |
Долбежная: тщательно проверить установку полумуфты на столе для получения необходимой параллельности граней пазов оси центрального отверстия полумуфты, на долбежном станке произвести долбление размеченных пазов. |
|
|
085 |
Сверлильная: установить полумуфту на столе радиально-сверлильного станка (соединительным фланцем вверх), установить по осевым рискам кондуктор, как показано на чертеже, произвести сверление, зенкерование и развертывание 18 отверстий 55 мм под болты. Взаимное положение деталей фиксируется. |
|
|
090 |
Сборочная: произвести насадку полумуфты на вал ротора. |
|
|
095 |
Слесарная: добиться требуемой концентричности фланца полумуфты с осью ротора и перпендикулярности его торца той же оси шабрением. |
|
|
100 |
Технический контроль: проверить выполнение всех контрольных операций, отсутствие заусенцев, трещин, правильность маркировки. |
|
|
105 |
Технический контроль: проверить правильность посадки полумуфты на вал на токарном станке (на биение). |
7.Расчет общих припусков аналитическим методом
Данный расчет произведем для основных поверхностей, показанных на рис. 1, чтобы определить потребные размеры заготовки.
Рис. 2.1. Заготовка.
Данный расчет произведем для основных поверхностей, показанных на рис. 1, чтобы определить потребные размеры заготовки.
Для обрабатываемых поверхностей определяем следующие операции:
1. Токарную черновую обработку
2. Токарную получистовую обработку
3. Токарную чистовую обработку
Определение составляющих минимального припуска:
Высота микронеровностей и глубина дефектного слоя:
Поверхность D и Н:
Заготовка: мкм
Черновое точение: мкм, мкм;
Получистовое точение: мкм, мкм;
Чистовое точение: мкм, мкм;
Поверхность d:
Заготовка: мкм
Черновое точение: мкм, мкм;
Получистовое точение: мкм, мкм;
Чистовое точение: мкм, мкм;
Тонкое точение: мкм, мкм;
Поверхность D: мкм; мкм; мкм.
Поверхность H: мкм; мкм; мкм.
Поверхность d: мкм; мкм; мкм; мкм.
Суммарные пространственные отклонения:
Поверхность D: мкм; мкм; мкм; мкм
Поверхность H: мкм; мкм; мкм: мкм
Поверхность d: мкм; мкм; мкм; мкм; мкм
Определение минимальных припусков :
,
Поверхность D:
,
,
Поверхность Н:
,
,
Поверхность d:
,
,
,
Определение промежуточных размеров:
Поверхность D:
,
так как
,
,
так как ,
,
,
так как ,
.
Поверхность Н:
,
так как
,
,
так как ,
,
,
так как ,
.
Поверхность d:
,
так как
,
,
так как
,
,
так как
,
,
так как
,
Предельные фактические (округленные) значения припусков:
Поверхность D:
,
,
,
,
,
.
Поверхность H:
,
,
,
,
,
.
Поверхность d:
,
,
,
,
,
,
,
,
Определение общих припусков на механическую обработку:
; .
Поверхность D:
мкм
мкм;
Поверхность H:
мкм
мкм;
Поверхность d:
мкм
мкм;
Проверка правильности расчётов:
;
Поверхность D:
- проверка выполняется;
Поверхность H:
- проверка выполняется;
Поверхность d:
- проверка выполняется;
Проверка показала, что расчет произведен правильно.
Чертёжный размер заготовки:
Размер D:
Размер Н:
Размер d:
Произведенный расчет позволяет изготовить деталь с минимальным коэффициентом использования материала, а значит повысить технологичность детали. Чертеж заготовки показан на листе № графической части дипломного проекта.
8. Описание приспособления
Сверлильная операция 085 производится с использованием приспособления - кондуктора, чертеж которого представлен на листе № графической части диплома. Приспособление устанавливается на торец полумуфты с предварительно продолбленными пазами для шпонок и центруется по этим пазам. Кондуктор позволяет сократить время выполнения операции, исключив из неё время на дополнительные промеры. Втулки, установленные в отверстиях плиты кондуктора, являются направляющими для сверла и способствуют повышению точности обработки.
9.Расчет режимов резания
Подробно рассмотрим операцию 65 получистового точения полумуфты на токарном станке, а также операцию 85 сверления сквозных отверстий под соединительные болты на вертикально-сверлильном станке.
Подбор оборудования.
Для выполнения токарно-винторезных работ выбираем станок 1Н65-5.
Станок токарно-винторезный модель 1Н65-5 (РМЦ=5000 мм) предназначен для выполнения разнообразных токарных работ, включая точение конусов и нарезание резьб: метрических, дюймовых, модульных, питчевых. Высокая мощность привода и жесткость станка, широкий диапазон частоты вращения шпинделя и подач позволяют полностью использовать возможности прогрессивных инструментов при обработке различных материалов.
Стандартный комплект поставки:
- люнет неподвижный (диам. 70-780 мм);
- люнет подвижный (диам. 70-750 мм);
- патрон восьми кулачковый диам.1500 мм.
Табл. 2.1. Технические характеристики токарно-винторезного станка
|
Наибольший диаметр устанавливаемой заготовки, |
мм: |
|
|
над станиной |
1500 |
|
|
над суппортом |
850 |
|
|
Наибольший диаметр обрабатываемой заготовки, |
мм: |
|
|
над станиной |
1500 |
|
|
над суппортом |
850 |
|
|
Наибольшая длина обрабатываемой заготовки, мм |
5000 |
|
|
Наибольший вес устанавливаемой заготовки, кг |
9 00 |
|
|
Высота резца, устанавливаемого в резцедержателе, мм |
50 |
|
|
Размер конца шпинделя передней бабки по DIN |
2-15М |
|
|
Внутренний конус в шпинделе бабки шпиндельной (метрический) |
140 |
|
|
Количество ступеней частот вращения шпинделя |
24 |
|
|
Диаметр цилиндрического отверстия в шпинделе, мм |
128 |
|
|
Пределы частот вращения шпинделя, об/мин |
5-500 |
|
|
Пределы рабочих подач, |
мм/об: |
|
|
Продольных |
,06-2,42 |
|
|
Поперечных |
0,022-0,88 |
|
|
резцовых салазок |
0,022-0,88 |
|
|
Наибольшее усилие резания, кН |
61 |
|
|
Наибольший крутящий момент на шпинделе, кНм |
11,5 |
|
|
Мощность главного привода, кВт |
28 |
|
|
Габаритные размеры, |
мм: |
|
|
Длина |
8180 |
|
|
Ширина |
2200 |
|
|
Высота |
1770 |
|
|
Масса, кг |
1 750 |
Для выполнения сверлильных работ выбираем станок универсальный вертикально-сверлильный станок 2С132.
Универсальный вертикально-сверлильный станок предназначен для выполнения операций сверления, зенкерования, развёртывания и резьбонарезания в различных материалах. Наличие откидного стола позволяет обрабатывать на станке детали крупных габаритов. Позволяет использовать различные приспособления и инструменты, расширяющие его технологические возможности. Станок может использоваться в мелкосерийном производстве, на малых предприятиях, в ремонтных мастерских.
Табл. 2.2. Технические характеристики вертикально-сверлильного станка
|
Диаметр сверления, мм 60 Размер внутреннего конуса шпинделя, мм Морзе 4 Наибольшее перемещение шпинделя, мм 150 Расстояние от оси шпиделя до колонны, мм 320 Наибольший ход подъёмного стола, мм 680 Количество частот вращения шпинделя 9 Частота вращения шпинделя, мин 90-1400 (180-2800) Размеры рабочей поверхности стола, не менее, мм: длина 500 Ширина 500 Размеры рабочей поверхности плиты мм: длина 320 Ширина 320 Количество Т-образных пазов на столе (плите) 3 Ширина крепёжных Т-образных пазов, мм 14Н12 Расстояие между Т-образными пазами, мм 80±0,4 Мощность электродвигателя, кВ 4 Габариты станка, мм: длина 1105 ширин (без рукоятки подъёма стола) 860 Высота 2680 Масса станка, кг 1200 |
Расчет режимов резания для токарной операции 65.
Полумуфта устанавливается в восьми кулачковый патрон станка 1Н65-5 согласно чертежу наладки, приведенной на листе № графической части дипломного проекта. Инструменты, при помощи которых производится обработка детали - резцы Т10К5(проходной для обтачивания наружной цилиндрической поверхности; подрезной для обтачивания плоской торцовой поверхности; расточной для растачивания сквозного отверстия).
Для этой операции рассчитываются режимы резания по трем переходам по методике, описанной в [1] .
Расчётные формулы.
А) Скорость резания м/мин при наружном продольном и поперечном точении и растачивании рассчитывается по эмпирической формуле:
(2.1)
а при отрезании, прорезании - по формуле:
(2)
t - глубина резания, мм.
S - подача мм/об.
Среднее значение стойкости Т при одно инструментальной обработке - 30 - 60 мин. Значение коэффициента Сv, показателей степени x,y,m приведены в таблице № 17 справочника технолога - машиностроителя [1].
- общий поправочный коэффициент на скорость резания, учитывающий фактические условия резания;
kmv - коэффициент, учитывающий влияние материала заготовки;
kГ - коэффициент, учитывающий группу стали по обрабатываемости;
В - предел прочности стали 30;
knv - коэффициент, учитывающий состояние поверхности;
kиv - коэффициент, учитывающий влияние материала инструмента.
Б) Сила резания Н, раскладывается на составляющие, направленные по осям координат станка (тангенциальную Рz,радиальную Рy, осевую Рx) и рассчитывается по формуле:
(3)
Постоянная Ср и показатели x,y,n для конкретных условий обработки для каждой из составляющих силы резания находятся по таблицам № 22 справочника технолога - машиностроителя [1].
- поправочный коэффициент, учитывающий фактические условия резания.
в) Мощность резания кВт, рассчитывается по формуле :
(4)
г) Частота вращения детали об/мин, рассчитывается по формуле :
(5)
D - наибольший диаметр детали.
Переход №1. Подрезать торец в 510±0,4 мм.
Для этого перехода используется резец подрезной ГОСТ 18880-73. Материал резца - Т5К10.
По формуле (2) находим скорость резания:
kГ=1.0
S=0.37 мм/об В=500 МПА
Т=60 мин nv=1.0
Сv=350 knv=1.0
x=0.15 kиv=0.65
y=0.35
m=0.2
По формуле (3) находим силу резания:
для составляющей Рz
Ср=300 kp=1.0
x=1 kp=1.0
y=0.75 kp=1.0
n=-0.15 krp=0.93
для составляющей Рy
Ср=273 kp=1.0
x=0.9 kp=1.0
y=0.6 kp=1.0
n=-0.3 krp=0.93
для составляющей Рx
Ср=339 kp=1.0
x=1.0 kp=1.0
y=0.5 kp=1.0
n=-0.4 krp=0.93
По формуле (4) находим мощность резания:
По формуле (5)находим частоту вращения детали об/мин:
.
Переход №2. Точить 760 мм.
Для этого перехода используется резец проходной ГОСТ 18879-73. Материал резца - Т5К10.
По формуле (1) находим скорость резания:
t=5 мм kГ=1.0
S=0.36 мм/об В=500МПА
Т=60 мин nv=1.0
Сv=350 knv=1.0
x=0.15 kиv=0.65
y=0.35
m=0.20
По формуле (3) находим силу резания:
для составляющей Рz
Ср=300 kp=1.17
x=1.0, kp=1.0
y=0.75, kp=0.65
n=-0.15. krp=1.0
для составляющей Рy
Ср=243 kp=0.5
x=0,9, kp=1.0
y=0.6, kp=1.7
n=-0.3 krp=0.82
для составляющей Рx
Ср=339 kp=1.17
x=1.0, kp=1.0
y=0.5, kp=0.65
n=-0.4 krp=1.0
По формуле (4) находим мощность резания:
По формуле (5)находим частоту вращения детали об/мин:
.
Переход №3. Точить 750 мм с соответствующими радиусами переходов по чертежу.
Для этого перехода используется резец проходной ГОСТ 18879-73. Материал резца - Т5К10.
По формуле (1) находим скорость резания:
t=2 мм kГ=1.0
S=0.35 мм/об В=420МПА
Т=60 мин nv=1.0
Сv=350 knv=1.0
x=0.15 kиv=0.65
y=0.35
m=0.20
По формуле (3) находим силу резания:
для составляющей Рz
Ср=300 kp=0.89
x=1.0 kp=1.0
y=0.75 kp=1.0
n=-0.15 krp=0.93
для составляющей Рy
Ср=243 kp=0.5
x=0,9 kp=1.0
y=0.6 kp=1.7
n=-0.3 krp=1.0
для составляющей Рx
Ср=339 kp=1.17
x=1.0 kp=1.0
y=0.5 kp=0.65
n=-0.4 krp=1.0
По формуле (4) находим мощность резания:
По формуле (5)находим частоту вращения детали об/мин:
.
Расчет режимов резания для сверлильной операции 85.
На полумуфту устанавливается специальное приспособление для сверления - кондуктор (см. лист № дипломного проекта), где производится сверление отверстий на станке 2С132 сверлами из быстрорежущей стали Р6М5.
Для этой операции рассчитываются режимы резания по двум переходам, по методике описанной в [1].
Расчётные формулы.
А) Скорость резания м/мин при сверлении рассчитывается по эмпирической формуле:
(1)
а при рассверливании, зенкеровании, развертывании - по формуле:
(2)
t - глубина резания, мм.
S - подача, мм/об.
Т - среднее значение периода стойкости. Значение коэффициента Сv, показателей степени x,y,m приведены в таблице № 28, 29 справочника технолога - машиностроителя[1].
- общий поправочный коэффициент на скорость резания, учитывающий фактические условия резания;
kmv - коэффициент, учитывающий влияние материала заготовки;
kГ - коэффициент, учитывающий группу стали по обрабатываемости.
В - предел прочности стали 20.
Klv - коэффициент, учитывающий глубину сверления;
kиv - коэффициент, учитывающий влияние материала инструмента;
б) Крутящий момент, Н•м, и осевая сила, Н, рассчитывается по формуле :
при сверлении
(3)
при рассверливании и зенкеровании
(4)
Постоянная Ср и показатели x,y,q для конкретных условий обработки находятся по таблицам № 32 справочника технолога - машиностроителя [1].
- поправочный коэффициент, учитывающий фактические условия обработки.
в) Мощность резания кВт, рассчитывается по формуле (5):
,где
частота вращения детали n об/мин, рассчитывается по формуле (6):
, где
D - диаметр инструмента.
Переход №1. Сверлить 18 отверстий 8 мм по окружности с помощью кондуктора.
Для этого перехода используется сверло из быстрорежущей стали Р6М5.
По формуле (1) находим скорость резания:
t=D/2=4 мм kГ=1.0
S=0.28 мм/об В=500МПА
Т=45 мин nv=-0.9
Сv=9.8 klv=0.5
y=0.50 kиv=1.0
m=0.20 q=0.40
По формуле (3) находим осевую силу и крутящий момент:
Ср=68 Сm=0.0345
x=0 x=0
y=0.7 y=0.8
q=1.0 q=2.0
По формуле (6)находим частоту вращения инструмента об/мин:
.
По формуле (5) находим мощность резания:
Переход №2. Рассверлить 18 отверстий 45 мм .
Для этого перехода используется сверло из быстрорежущей стали Р6М5 .
По формуле (2) находим скорость резания:
t=(D-d)/2=22.5 мм kГ=1.0
S=0.45 мм/об В=500МПА
Т=50 мин nv=-0.9
Сv=16.2
x=0.2 klv=0.75
y=0.50 kиv=1.0
m=0.20
q=0.40
По формуле (4) находим осевую силу и крутящий момент:
Ср=67 Сm=0.09
x=1.2 x=0.9
y=0.65 y=0.8
q=0 q=1
По формуле (6)находим частоту вращения инструмента об/мин:
.
По формуле (5) находим мощность резания:
10.Расчет норм времени на выполнение операций.
Расчет выполнен по методике, указанной в [3]
а) на токарную операцию № 65:
- норма времени на станочную операцию, мин;
- оперативное время, мин;
- основное (машинное) время, мин;
- вспомогательное время, мин;
;
от
- число проходов при обработке поверхностей;
- припуск на обработку, мм;
- глубина резания, мм;
- расчетная длина обработки в направлении подачи;
- длина обработки по чертежу, мм ;
- доп. длина на врезание и перебег инструмента, мм;
- доп. длина на взятие пробных стружек резания, мм;
- скорость обработки, мм/мин
Расчет основного времени проводим, полагая величину подачи постоянной.
a=0.076
x=0.170
y=0.150
; ;
мин;
;
;
б) на сверлильную операцию № 85
- норма времени на станочную операцию, мин;
- оперативное время, мин;
- основное (машинное) время, мин;
- вспомогательное время, мин;
;
от
- число проходов при обработке поверхностей;
- припуск на обработку, мм;
- глубина резания, мм;
- расчетная длина обработки в направлении подачи;
- длина обработки по чертежу, м;
- доп. длина на врезание и перебег инструмента, м;
- доп. длина на взятие пробных стружек резания, м;
турбина газовый водородный мощность
a=1.620
x=0.20
y=0
; ;
;
;
;
.
ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКАЯ ЧАСТЬ
Выбор тепловой схемы ПГУ
В энергетике реализован ряд тепловых схем ПГУ, имеющих свои особенности и различия в технологическом процессе. Были рассмотрены различные варианты реализации ПГУ с возможностью независимой работы газотурбинной и паротурбинной частей. Все они обладают существенными недостатками, заключающимися, по большей части, в том, что увеличение эффективности ПТУ (развитая регенерация тепла, промежуточный перегрев пара) отрицательно сказывается на эффективности утилизации тепла отработавшего в ГТУ газа. И наоборот, если мы используем более полную регенерацию тепла в котле утилизаторе, то это приводит к снижению начальных параметров ПТУ (со сверхкритических до критических) и её КПД, упрощению схемы регенерации ПТУ.
Перечислим преимущества и недостатки возможных вариантов ПГУ.
Лучшие показатели экономичности среди всех типов ПГУ имеют газопаровые установки с котлом утилизатором (рис. 3.1). При работе на природном газе, синтез газе или водородном топливе они обеспечивают производство электроэнергии с КПД нетто до 60%. Вместе с тем для их работы необходимо бесперебойное круглогодичное снабжение газообразным топливом высокого давления (4МПа). Эти установки также могут работать и с применением синтез газа и водородного топлива в камере сгорания газовой турбины. Газопаровые комбинированные установки утилизационного типа имеют неоспоримые преимущества перед другими видами комбинированных установок, но чтобы реализовать работу энергоблока по такой схеме, необходимо соблюсти следующие условия:
* По крайней мере, 2/3 мощности энергоблока должно приходиться на газотурбинную часть. Это условие связанно с тем, что только такое отношение мощностей газотурбинной и паротурбинной частей способно гарантировать выход утилизируемого газа из ГТУ в количестве, достаточном для генерации пара в утилизационном паровом котле. Установки такого типа успешно работают на площадках многих электростанций. Максимальная мощность энергоблока составляет 500 МВт (две газовые турбины работают на одну паровую), но применение столь мощных газовых турбин сопряжено со значительными техническими и экологическими проблемами.
Рис. 3.1. Газопаровая комбинированная установка с котлом-утилизатором
* Для работы паровой турбины необходимо, чтобы обе газовые турбины тоже работали. Для установок, у которых не предусмотрена возможность автономной работы газотурбинной части с выхлопом в атмосферу, эксплуатация котла-утилизатора запрещена при остановленной паровой турбине.
* Различие в ресурсах работы оборудования паровой и газовой частей приводит к тому, что капитальный ремонт должен проводиться с большей частотой и при нем не соблюдается принцип комплексности. Ещё пока не накоплено достаточное количество статистических данных по работе комбинированных установок такого типа, поэтому точно прогнозировать их надежность и ремонтопригодность пока что можно только при помощи методов математического моделирования.
* В утилизационных комбинированных установках стараются не применять паровые турбины на сверхкритические параметры. Это обусловлено уменьшающимся сроком службы утилизационного котла и тем, что паровые турбины средней мощности (до 220 МВт), которые целесообразно применять на установках такого типа, не изготавливаются на сверхкритические параметры.
В исследовательской части не производился расчет тепловой схемы утилизационной комбинированной газопаровой установки в виду того, что в ней не соблюдено главное условие проекта, т.е. возможность обеспечить автономную работу паротурбинной и газотурбинной частей.
В схемах ПГУ сбросного типа (с низконапорным парогенератором) (рис. 3.2) существует возможность отказаться от воздухоподогревателя котла и от дутьевых вентиляторов. Автономный режим работы газовой и паровой частей возможен, но в этом случае приходится производить дополнительную модернизацию схемы, что сводит на нет большинство её преимуществ. А именно, приходится вводить значительное количество резервного теплообменного оборудования, а так же дополнительный автономный дутьевой вентилятор.
Рис. 3.2. ПГУ сбросного типа
Было принято решение отказаться от подробного расчета такой схемы в рамках данной исследовательской работы, т.к. она теряет свои преимущества в сравнении с параллельной и полузависимой схемами работы парогазовых установок.
ПГУ с параллельной схемой работы (рис. 3.3), где большая часть мощности приходится на ПТУ, дают высокие показатели экономичности лишь в том случае, если ПТУ работает на сверхкритических параметрах пара. Это требует использования прямоточного котла утилизатора, стоимость изготовления которого больше, чем КУ барабанного типа. В такой схеме переключение между режимами работы происходит сравнительно просто, т.к. паротурбинный и газотурбинный контуры связаны между собой только промежуточными трубопроводами, но общая стоимость такой установки значительно выше, чем у ПГУ с полузависимой схемой работы и ПГУ сбросного типа.
Рис. 3.3. ПГУ с параллельной схемой работы
Как вариант такой схемы в рамках исследовательской работы рассматривалась ПГУ с параллельной схемой работы с котлом утилизатором двух давлений, где пар, вырабатываемый в КУ, попадает в ЦСД. Основная же часть пара, подаваемого в голову ЦВД паровой турбины, вырабатывается в паровом котле, куда подается уже подогретая до температуры близкой к температуре кипения, питательная вода. Подогрев воды осуществляется параллельно в газо-водяных утилизационных подогревателях и в регенеративных подогревателях, питаемых из отборов турбины. Эта схема обеспечивает более полное использование высокопотенциального тепла уходящих газов. Расчет такой схемы был выполнен по той же методике, что и в конструкторской части дипломного проекта для установки с полузависимой схемой работы. Результаты расчета приводятся ниже. Сама схема приведена на рис. 3.5.
Тепловая схема ПГУ с полузависимой схемой работы (рис. 3.4) отличается от тепловой схемы ПГУ с параллельной работой тем, что теплота выходных газов ГТУ используется в ГВТО (газо-водяном теплообменнике) для нагрева конденсата и питательной воды. Это значительно упрощает технологический процесс и конструкцию котла, а также обслуживание паросилового энергоблока. Его нагрузка не связана с работой энергетической ГТУ, а тип и характеристика этой установки выбираются таким образом, чтобы в КУ обеспечивалась достаточно полная утилизация выходных газов.
Существуют ограничения в отношении ПТУ. Увеличение расхода пара через отдельные отсеки проточной части вследствие уменьшения отбора пара на регенеративные подогреватели не должно приводить к повышению допустимых значений расхода пара в конденсатор и нагрузки электрогенератора.
Рис. 3.4. ПГУ с полузависимой схемой работы
При проектировании и строительстве ПГУ с полузависимой схемой желательно использовать модернизированные ПТУ, например с реактивным облопачиванием ЦВД и ЦСД, позволяющие пропустить повышенное количество пара через проточную часть в режимах работы по парогазовому циклу с меньшей потерей в эффективности.
Расчет комбинированной парогазовой установки с полузависимой схемой работы приведен в конструкторской части дипломного проекта, т.к. эта схема была принята за расчетную для проектируемой турбины.
В рамках исследования ставилась задача сравнить характеристики работы паровой турбины, работающей в составе комбинированной установки с параллельной и полузависимой схемами работы. В принципе, эти схемы являются конкурирующими и выбор между ними при проектировании энергоблока должен производиться в зависимости от потребности в электрической, тепловой энергии и графика сетевой нагрузки в регионе, где планируется строительство. В параллельной схеме приоритет отдается более полному использованию тепла газов, уходящих из газотурбинной установки, при этом, часть пара для паротурбинной установки генерируется в котле-утилизаторе и подается в голову ЦСД для обеспечения выхода на заданную мощность при комбинированном режиме работы. В другой, полузависимой схеме приоритетным является достижение наивысшей эффективности в работе паротурбинной установки, т.е. расход пара в отдельных частях турбины должен быть практически одинаковым на автономном режиме работы и при работе по парогазовому циклу. Более полным использованием регенерируемого тепла при этом пренебрегаем.
Рис. 3.5. Расчетная схема ПГУ с параллельной работой ГТ и ПТ частей
Расчет проточной части
Задаемся числом ступеней в отсеке, средним диаметром первой ступени. Теплоперепад отсека известен. Варьируя степенью реактивности добиваемся лучшего отношения скоростей U/Cф
Разбивка теплоперепадов по отсекам турбины
За расчетный режим для ЦCД принимаем режим работы с большим расходом пара, т.е рижим №2.
За расчетный режим для ЦНД принимаем режим работы с большим расходом пара, т.е рижим №2.
Характеристики работы паровой турбины на автономном и комбинированном режимах приведены на рис. 3.6-3.9. Расчет проточной части, выполненный в программе RTPT, дает следующие значения для мощности и к.п.д. турбины:
За расчетный режим для ЦВД принимаем режим работы с большим расходом пара, т.е режим №1.
Расчеты производились аналогичным образом, как и в конструкторской части дипломного проекта
В результате проведенных расчетов решено было остановиться на варианте тепловой схемы ПГУ с полузависимой схемой работы, где доминирующей по мощности является паротурбинная установка. За номинальный режим принят режим комбинированной работы ПГУ. Таким образом, ПГУ данного типа можно рассматривать как ПТУ с высокотемпературной надстройкой в виде ГТУ. Повышение экономичности такого энергоблока при переходе к работе по парогазовому циклу составляет в среднем 2-3%.
Подобные документы
Предварительный термодинамический расчет турбины. Определение типа производства, анализ технологического процесса, расчёт припусков, выбор заготовки. Производство водорода методом газификации угля. Теоретические основы водородопроницаемости в мембранах.
дипломная работа [1,9 M], добавлен 17.03.2011Краткая характеристика общего конструктивного оформления спроектированной турбины, ее тепловой схемы и основных показателей. Выбор дополнительных данных для расчета турбины. Тепловой расчет нерегулируемых ступеней. Механические расчеты элементов турбины.
курсовая работа [3,7 M], добавлен 01.12.2014Изучение конструкции турбины К-500-240 и тепловой расчет турбоустановки электростанции. Выбор числа ступеней цилиндра турбины и разбивка перепадов энтальпии пара по её ступеням. Определение мощности турбины и расчет рабочей лопатки на изгиб и растяжение.
курсовая работа [1,5 M], добавлен 17.10.2014Краткое описание конденсационной турбины К-50-90 (ВК-50-3) и ее принципиальной тепловой схемы. Тепловой расчет одновенечной регулирующей ступени турбины К-50-90(ВК-50-3). Построение h-S диаграммы всей турбины. Выбор профилей сопловых и рабочих лопаток.
курсовая работа [418,3 K], добавлен 11.09.2011Предварительный расчет параметров компрессора и турбины газогенератора. Показатель политропы сжатия в компрессоре. Детальный расчет турбины одновального газогенератора. Эскиз проточной части турбины. Поступенчатый расчет турбины по среднему диаметру.
курсовая работа [1,2 M], добавлен 30.05.2012Особенности паротурбинной установки. Разгрузка ротора турбины от осевых усилий с помощью диска Думмиса, камера которого соединена уравнительными трубопроводами со вторым отбором турбины. Процесс расширения пара. Треугольники скоростей реактивной турбины.
дипломная работа [1,7 M], добавлен 13.08.2016Значение тепловых электростанций. Определение расходов пара ступеней турбины, располагаемых теплоперепадов и параметров работы турбины. Расчет регулируемой и нерегулируемой ступеней и их теплоперепадов, действительной электрической мощности турбины.
курсовая работа [515,7 K], добавлен 14.08.2012Расчет принципиальной тепловой схемы, построение процесса расширения пара в отсеках турбины. Расчет системы регенеративного подогрева питательной воды. Определение расхода конденсата, работы турбины и насосов. Суммарные потери на лопатку и внутренний КПД.
курсовая работа [1,9 M], добавлен 19.03.2012Краткое описание, принципиальная тепловая схема и основные энергетические характеристики паротурбинной установки. Моделирование котла-утилизатора и паровой конденсационной турбины К-55-90. Расчет тепловой схемы комбинированной энергетической установки.
курсовая работа [900,4 K], добавлен 10.10.2013Анализ действительных теплоперепадов и внутренних мощностей отсеков турбины. Сущность тепловой системы регенеративного подогрева питательной воды турбоустановки. Понятие регенеративной и конденсационной установок. Конструкция и принципы работы турбины.
курсовая работа [1,4 M], добавлен 09.09.2014
