140104.65.2016.723.14 ПЗ

Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Лист

4

140104.65.2016.723.14 ПЗ


Лист

5

140104.65.2016.723.14 ПЗ


Лист

6

140104.65.2016.723.14 ПЗ


Лист

7

140104.65.2016.723.14 ПЗ


Лист

8

140104.65.2016.723.14 ПЗ

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………...... 5

1 ОБОСНОВАНИЕ МОДЕРНИЗАЦИИ ЭНЕРГОБЛОКА

№1 НЯГАНСКОЙ ГРЭС…………………………………………………….

6

2 ОБЗОР ЛИТЕРАТУРНЫХ ИСТОЧНИКОВ…………………………….. 8

3 СРАВНЕНИЕ ОТЕЧЕСТВЕННЫХ И ЗАРУБЕЖНЫХ ТУРБИН……... 9

4 МОДЕРНИЗАЦИЯ ЭНЕРГОБЛОКА №1 НЯГАНЬСКОЙ ГРЭС……… 19

4.1 Расчёт газовой турбины ГТЭ-160 ОАО «Силовые машины»……... 19

4.2 Расчёт паровой турбины ПТ 80/100-130/13…………………………. 43

5 ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ…………………………………………………... 71

6 ВОПРОСЫ ЭКОЛОГИИ………………………………………………….. 74

7 АВТОМАТИЗАЦИЯ И УПРАВЛЕНИЕ…………………………………. 78

8 ЭКОНОМИКА И УПРАВЛЕНИЕ………………………………………... 79

8.1 Капитальные и текущие затраты на модернизацию энергоблока

№1 Няганской ГРЭС………………………………………………………

79

8.2 SWOT-анализ модернизации энергоблока №1 Няганской ГРЭС…. 81

9 БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ…………………………... 88

9.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов…………. 89

9.2 Нормирование факторов рабочей среды и трудового процесса.

Организация мероприятий защиты………………………………………

90

9.3 Безопасность производственных процессов и оборудования……... 96

ЗАКЛЮЧЕНИЕ……………………………………………………………… 102

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК……………………………………… 103


Лист

9

140104.65.2016.723.14 ПЗ

ВВЕДЕНИЕ

История Няганской ГРЭС уходит корнями в советское время. ЦК КПСС и

Совет министров СССР ещё 24 апреля 1980 года издали постановление «О

развитии в Тюменской области электроэнергетики на базе местного и попутного

нефтяного газа в 1981—1990 годах». В том постановлении речь шла не только о

тепловой станции близ поселка Нях (нынешняя Нягань), но и ТЭС в излучине

Ваха. Последней станции— современной Нижневартовской ГРЭС— повезло

гораздо больше. Няганскую станцию решили поставить среди заболоченной

тайги. Правда, прежде предстояло вырубить лес, провести так называемую

выторфовку, а главное— отсыпать шестиметровую подушку из песка. Задача не

из легких: площадь ГРЭС грозила превысить тысячу гектаров. Прибывающие со

всей страны работяги не только валили сосны и перелопачивали грунт. Они

прокладывали подъездные пути и ЛЭП, возводили электроподстанцию,

котельную, пионерный поселок энергетиков. Тот временный поселок, изрядно

обветшавший, стоит до сих пор, став одним из микрорайонов разросшейся

Нягани. Попытки реанимировать в Нягани стройку века предпринимались

неоднократно. Окончательно решение о размораживании станции приняли в

2006-м, корректируя энергетическое соглашение между РАО «ЕЭС России» и

властями Тюменской области, Югры и Ямала.

Торжественная церемония начала строительства Няганской ГРЭС состоялась

11 июня 2008г. Участие в мероприятии приняли губернатор Югры Александр

https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A6%D0%B5%D0%BD%D1%82%D1%80%D0%B0%D0%BB%D1%8C%D0%BD%D1%8B%D0%B9_%D0%9A%D0%BE%D0%BC%D0%B8%D1%82%D0%B5%D1%82_%D0%9A%D0%9F%D0%A1%D0%A1

https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A1%D0%BE%D0%B2%D0%B5%D1%82_%D0%BC%D0%B8%D0%BD%D0%B8%D1%81%D1%82%D1%80%D0%BE%D0%B2_%D0%A1%D0%A1%D0%A1%D0%A0

https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9F%D0%9D%D0%93

https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9F%D0%9D%D0%93

https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9D%D0%B8%D0%B6%D0%BD%D0%B5%D0%B2%D0%B0%D1%80%D1%82%D0%BE%D0%B2%D1%81%D0%BA%D0%B0%D1%8F_%D0%93%D0%A0%D0%AD%D0%A1

https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A4%D0%B8%D0%BB%D0%B8%D0%BF%D0%B5%D0%BD%D0%BA%D0%BE,_%D0%90%D0%BB%D0%B5%D0%BA%D1%81%D0%B0%D0%BD%D0%B4%D1%80_%D0%92%D0%B0%D1%81%D0%B8%D0%BB%D1%8C%D0%B5%D0%B2%D0%B8%D1%87


Лист

10

140104.65.2016.723.14 ПЗ

Филипенко, председатель правления РАО ЕЭС России Анатолий Чубайс, глава

города Нягань Александр Рыженков, а также руководство компании Fortum.

Генеральный подрядчик строительных работ - компания Группа Е4.

Поставщик основного оборудования — компания Siemens.

Няганская ГРЭС уникальна во всем: от проекта до решений. В честь

Няганской ГРЭС названа звезда в созвездии Близнецов. Сверхновая

электростанция России – ключ к дальнейшему освоению Западной Сибири и

Полярного Урала, богатого огромными запасами минерального сырья.

https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A4%D0%B8%D0%BB%D0%B8%D0%BF%D0%B5%D0%BD%D0%BA%D0%BE,_%D0%90%D0%BB%D0%B5%D0%BA%D1%81%D0%B0%D0%BD%D0%B4%D1%80_%D0%92%D0%B0%D1%81%D0%B8%D0%BB%D1%8C%D0%B5%D0%B2%D0%B8%D1%87

https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%95%D0%AD%D0%A1_%D0%A0%D0%BE%D1%81%D1%81%D0%B8%D0%B8_(%D0%BA%D0%BE%D0%BC%D0%BF%D0%B0%D0%BD%D0%B8%D1%8F)

https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A7%D1%83%D0%B1%D0%B0%D0%B9%D1%81,_%D0%90%D0%BD%D0%B0%D1%82%D0%BE%D0%BB%D0%B8%D0%B9_%D0%91%D0%BE%D1%80%D0%B8%D1%81%D0%BE%D0%B2%D0%B8%D1%87

https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9D%D1%8F%D0%B3%D0%B0%D0%BD%D1%8C

https://ru.wikipedia.org/wiki/Fortum

https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%93%D1%80%D1%83%D0%BF%D0%BF%D0%B0_%D0%954

https://ru.wikipedia.org/wiki/Siemens


Лист

4

140104.65.2016.723.14 ПЗ

1 ОБОСНОВАНИЕ МОДЕРНИЗАЦИИ ЭНЕРГОБЛОКА №1

НЯГАНСКОЙ ГРЭС И ЕЁ АКТУАЛЬНОСТЬ

Каждый блок ПГУ Няганской ГРЭС включает следующее оборудование:

- газовая турбина SGT5-4000F компании «Siemens»;

- паровая турбина SST5-3000 компании «Siemens»;

В связи с политической ситуацией и экономическим кризисом предлагаю

в проекте заменить зарубежное оборудование газовую турбину SGT5-4000F

компании «Siemens» и паровую турбину SST5-3000 компании «Siemens» на

две газовых турбины ГТЭ-160 ОАО «Силовые машины» и одну паровую

турбину ПТ-80-130 ОАО «Силовые машины».

ОАО «Ленинградский металлический завод»

Ленинградский металлический завод – предприятие уникальное. Свою

историю завод исчисляет с 1857 г., когда вышел именной Указ императора

Александра II «Об учреждении Акционерной компании «Санкт-

Петербургского металлического завода» на основании Устава».

Производство паровых турбин здесь началось еще в 1907 г., гидравлических

– в 1924-м, газовых – в 1956-м. К настоящему моменту на ЛМЗ изготовлено

более 2700 паровых и свыше 780 гидравлических турбин. Сегодня это одно

из крупнейших в России энергомашиностроительных предприятий, которое

входит в состав ОАО «Силовые машины», осуществляющего

проектирование, изготовление и сервисное обслуживание широкой линейки

паровых и гидравлических турбин различной мощности. Из недавних

разработок завода – газотурбинная установка ГТЭ-65 мощностью 65 МВт.

Она представляет собой одновальный агрегат, предназначенный для привода

турбогенератора и способный нести базовую, полупиковую и пиковую

нагрузку как автономно, так и в составе парогазового блока. Газотурбинная

установка ГТЭ-65 может быть применена в различных типах парогазовых

блоков для модернизации существующих и строительства новых

электростанций конденсационного и теплофикационного типа. По ценовым и

техническим характеристикам ГТЭ-65 как машина средней мощности

отвечает возможностям и потребностям отечественных электростанций и

энергосистем.

В начале 2000-х гг. ОАО «ЛМЗ» подписало с компанией Siemens договор

на право производства и продажи в РФ и Белоруссии газотурбинной

установки ГТЭ-160 мощностью 160 МВт.


Лист

5

140104.65.2016.723.14 ПЗ

Рисунок 1.1 - Установка ГТЭ-160

Прототипом установки является газовая турбина V94.2 фирмы Siemens,

документация которой изменена с учетом возможностей ОАО «ЛМЗ» и его

партнеров. Именно такая турбина, произведенная на ОАО «Ленинградский

металлический завод», в рамках контракта между ЗАО «КЭС» и ОАО

«Силовые машины» прошедшим летом была доставлена на Пермскую ТЭЦ-

9.

Сотрудничество с немецкими турбиностроителями продолжается. В

декабре 2011 г. ОАО «Силовые машины» и компания Siemens подписали

соглашение о создании в России совместного предприятия по производству и

сервисному обслуживанию газовых турбин «Сименс Технологии Газовых

Турбин». Этот проект осуществлен на базе ООО «Интертурбо», которое

является совместным предприятием партнеров с 1991 г. Новая компания

занимается научно-исследовательской разработкой новых газовых турбин,

локализацией производства в России, сборкой, продажей, управлением

проектами и сервисным обслуживанием газовых турбин большой мощности

классов E и F мощностью от 168 до 292 МВт. Это направление деятельности

«Сименс Технологии Газовых Турбин» увязано с требованием «Стратегии

развития энергомашиностроения Российской Федерации на 2010–2020 годы

и на перспективу до 2030 г.» организовать в ближайшее время на

Ленинградском металлическом заводе крупномасштабное производство

лицензионных ГТУ большой мощности (около 300 МВт) с переходом от

ГТЭ-160 (V94.2) разработки Siemens 80-х гг. к более современным газовым

турбинам.

2 ОБЗОР ЛИТЕРАТУРНЫХ ИСТОЧНИКОВ


Лист

6

140104.65.2016.723.14 ПЗ

Идея создания парогазовых установок, использующих в качестве

рабочих тел продукты сгорания топлива и водяной пар (бинарные

установки), впервые была высказана французским ученым Карно еще в 1824

г в его работе «Размышления о движущей силе огня и о машинах, способных

развивать эту силу».

Первые бинарные парогазовые установки появились в Германии. В

1913 - 1917 Хольцварт осуществил ПГУ на базе ГТУ с пульсирующей

камерой сгорания. КПД её не превышал 14%.

В книге Полетавкин П. Г. Парогазотурбинные установки исследованы

циклы и тепловые схемы парогазотурбинных установок (ПГТУ), в которых

охлаждение рабочего газа (воздуха) в процессе сжатия производится

испарением впрыскиваемой воды.

В книге Кириллов И.И. Газовые турбины и газотурбинные установки.

Том I. Газовые турбины и компрессоры содержится комплекс основных

сведений, необходимых для построения газовых турбин, компрессоров и

газотурбинных установок в целом. Первый том посвящен изложению общей

теории турбомашин, а также изучению особенностей теории, расчета и

конструирования газовых турбин, осевых компрессоров и центробежных

компрессоров.

Кратко излагаются теоретические и практические вопросы в книге

Зысин Л.В. Парогазовые и газотурбинные установки, связанные тепловыми

процессами и режимами работы современных газотурбинных и парогазовых

тепловых электростанций. Даётся описание конструкций и принципиальных

тепловых схем комбинированных энергетических установок.

В книге Степанов И.Р. Парогазовые установки. Основы теории,

применение и перспективы Приводятся данные об отечественных и

зарубежных ГТУ. Рассматриваются простые и теплофикационные ГТУ,

бинарные ПГУ и установки с дожиганием топлива в регенераторе-

парогенераторе, совместная работа котлов с ГТУ, а также ПГУ с впрыском

пара перед турбиной. Излагаются основы теории ПГУ различных типов и

расчета их тепловых систем. Описывается разработанная методика расчета

этих схем.

В книге Занин А.И., Соколов В.С. Паровые турбины приведены

термодинамические и газодинамические основы работы паровых турбин

паротурбинных установок. Описаны принципы действия, схемы и

конструкции турбинных ступеней и многоступенчатых турбин, переменные

режимы их работы, конденсационные установки, системы маслоснабжения и

регулирования.

3 СРАВНЕНИЕ ОТЕЧЕСТВЕННЫХ И

ЗАРУБЕЖНЫХ ТУРБИН


Лист

7

140104.65.2016.723.14 ПЗ

В настоящее время одним из главных направлений в решении задач

повышения эффективности, экологичности, снижения материало- и

капиталоемкости, улучшения надежности и эксплуатационных свойств

энергетических установок является внедрение комбинированных

парогазовых установок. Парогазовая технология в последнее время стала

наиболее популярной в мировой энергетике, на нее приходится около двух

третей всех вводимых генерируемых мощностей. Широкое распространение

данной технологии обусловлено тем, что энергия сжигаемого в парогазовых

установках топлива используется в бинарном цикле - сначала в газовой

турбине, а потом в паровой, что делает ПГУ эффективнее любых тепловых

станций, работающих только в паровом цикле. Другое важное преимущество

ПГУ заключается в том, что на их строительство требуются значительно

меньшие капиталовложения, к тому же энергоблоки можно вводить в

эксплуатацию поэтапно - сначала газотурбинную часть, а потом паровую.

Газовая турбина SGT5-4000F компании «Siemens»: преимущества и

недостатки.

Турбина SGT5-4000F характеризуется высокой производительностью,

низкой стоимостью производства электроэнергии, длительностью интервалов

между основными техническими осмотрами и простотой обслуживания.

Оптимизация потоков и охлаждения дополнительно повышает КПД газовой

турбины и обеспечивает наиболее экономичное производство

электроэнергии в комбинированном цикле. Современная технология турбины

основана на проверенных конструкционных характеристиках.

Газотурбинная установка с SGT5-4000F

Газотурбинная установка с газовой турбиной SGT5-4000F, состоящая из

турбины и генератора SGT5-PAC 4000F, обеспечивает экономичное

производство электроэнергии в диапазоне до 307 МВт. Газовые турбины

Siemens имеют стандартную конструкцию, допускающую добавку различных

дополнительных элементов в соответствии с конкретными условиями на

площадке и требованиями заказчика, и являются идеальным решением для

успешного выполнения проекта. Этот подход позволяет снизить затраты и

обеспечивает гибкость в соответствии с индивидуальными потребностями.

Технические характеристики

- кольцевые камеры сгорания, доступные для входа персонала, с 24

гибридными горелками;

- керамическая плитка в камере сгорания;

- 15-ступенчатый осевой компрессор с оптимизированным

распределением потоков (с регулируемой диффузорностью);

- монокристаллические лопатки турбины с теплоизолирующим слоем и

пленочным охлаждением;

- усовершенствованная технология охлаждения;

- опционально: возможность работы на разных видах топлива;

- система сгорания с низким уровнем эмиссий NOx.


Лист

8

140104.65.2016.723.14 ПЗ

Рисунок 3.1 - Турбина SGT5-4000F

Таблица 3.1 - Технические данные газовой турбины SGT5-4000F

Параметр

Базовая выходная мощность (МВт) 307

Удельный расход теплоты топлива

(кДж/кВт ч)

9001


(брит. тепл. ед./кВт ч)

8532

КПД брутто (%) 40

Степень расширения 18,8

Расход выхлопных газов (кг/с) 723

Расход выхлопных газов (фунтов/с) 1595

Число оборотов турбины (об/мин) 3000

Температура выхлопных газов (°C/°F) 579/1074


Лист

9

140104.65.2016.723.14 ПЗ

Физические габариты газовой турбины

Примерный вес (кг/фунтов) 312 000/688 000

Длина (м/футов) 11,0/36

Ширина (м/футов) 4,9/16

Высота (м/футов) 4,9/16

Таблица 3.2 - Технические данные газовой турбины SGT5-4000F в

комбинированном цикле

Электростанция комбинированного

цикла компании Siemens

1S 2x1

Мощность электростанции нетто

(МВт)

445 890

КПД электростанции нетто (%) 58,7 58,7


(кДж/кВт ч)

6133 6133

Удельный расход тепла нетто (брит.

тепл. ед./кВт ч)

5812 5812

Давление конденсатора (бар) не оглашается не оглашается

Полная мощность газовой турбины

(кВт)

- 601 000

Полная мощность паровой турбины

(кВт)

- 304 000

№ газовой турбины 1 2

Давление / вторичный перегрев Тройное /

cуществующий

Тройное /

cуществующий

Газовая турбина - ГТЭ-160

Газотурбинная установка типа ГТЭ-160 предназначена для привода

электрического генератора ТЗФГ-160-2У3 с частотой вращения 3000 мин-1

(50 Гц) и утилизации тепла уходящих газов в паровом котле-утилизаторе

(КУ). За счёт тепла выхлопных газов в поверхностях нагрева КУ


Лист

10

140104.65.2016.723.14 ПЗ

осуществляется нагрев конденсата (часть которого используется для нужд

теплофикации, а другая часть – в контуре питательно-деаэрационного тракта)

и генерация пара высокого и низкого давлений, поступающего в паровую

турбину (ПТ).

Конструкция ГТУ предусматривает возможность технического осмотра и

диагностики узлов и деталей в соответствии с регламентом технического

обслуживания и ремонта без вскрытия других элементов, имеющих более

длительный межремонтный ресурс, а также максимально возможный

визуальный и инструментальный контроль и замену наиболее ответственных

элементов без разборки или при незначительной разборке.

Система автоматического управления (САУ) ГТУ выполняется

электрогидравлической и состоит из электронной части - ЭЧСРиЗ,

выполняемой на базе микропроцессорной системы 5РРА-Т3000, и

предназначенной для формирования сигналов регулирования и защиты, а

также гидравлической части, предназначенной для управления топливными

клапанами. САУ ГТУ интегрируется в АСУ ТП верхнего уровня любого

поставщика.

Основные характеристики ГТЭ-160

ГТЭ-160 предназначена для привода электрического генератора с

частотой вращения 3000 об./мин. при эксплуатации в пиковом или базовом

режимах использования, как в составе парогазовой установки, так и в

открытом цикле. ГТЭ-160 может эксплуатироваться как на газообразном

топливе, так и на дизельном топливе.

Таблица 3.3 - Основные параметры ГТЭ-160

Мощность на клеммах генератора,

МВт

157

Температура газов на срезе

выхлопного патрубка,°С

537

Расход газа на выходе из ГТУ, кг/с 509

КПД на клеммах генератора, % 34,4

Частота вращения вала, об./мин 3000

Содержание NOX в газе на выходе из

- ГТУ, без впрыска воды, мг/нм3

(ррт)

50(25)

Потребное давление газа перед ГТУ,

МПа

2,3

Масса транспортируемого 186,5


Лист

11

140104.65.2016.723.14 ПЗ

турбоблока, т

Габариты, м 8,4x12,5x7,5

Конструкция ГТУ предусматривает возможность технического осмотра и

диагностики узлов и деталей в соответствии с регламентом технического

обслуживания и ремонта без вскрытия других элементов, имеющих более

длительный межремонтный ресурс, а также максимально возможный

визуальный и инструментальный контроль и замену наиболее ответственных

элементов без разборки или при незначительной разборке.

Двухопорный ротор турбокомпрессора состоит из дисков, несущих по

одному венцу лопаток, и трех пустотелых валов, стянутых центральной

стяжкой. Соединения дисков и валов выполнены хиртовыми. Применение

хиртов гарантирует надежную центровку дисков и валов, обеспечивает их

свободное расширение в радиальном направлении и передачу вращающего

момента.

Ротор собирается на стенде вертикальной сборки и затягивается

гидравлическим приспособлением, что обеспечивает повышенную

надежность и низкий уровень вибраций. Балансировка ротора выполняется

на разгонно-балансировочном стенде «Шенк».Компрессор осевой, 16-

ступенчатый. Лопатки входного направляющего аппарата выполнены

поворотными и могут регулировать расход воздуха через компрессор (от 70

% до 100 %). От компрессора сделаны отборы воздуха в систему охлаждения

турбины. Турбина осевая, 4-ступенчатая. Направляющие лопатки 1-3

ступеней охлаждаются отбираемым от компрессора воздухом.

Направляющие и рабочие лопатки имеют защитные покрытия, их ресурс – не

менее 33000 часов.

В ГТЭ-160 применены выносные низкоэмиссионные камеры сгорания.

Две камеры сгорания расположены вертикально по обе стороны турбины

и присоединены на фланцах к боковым патрубкам корпуса турбины. Каждая

камера сгорания оборудуется восемью гибридными горелками, которые в

зависимости от потребностей могут быть приспособлены для работы на газе

или на жидком топливе. Внутренняя поверхность камеры сгорания

облицована огнестойкими керамическими плитками. Принятое расположение

камер сгорания обеспечивает удобство доступа ко всем узлам при ревизии и

упрощает сборку и демонтаж.

САУ ГТУ выполняется электрогидравлической и состоит из электронной

части - ЭЧСРиЗ, выполняемой на базе микропроцессорной системы 5РРА-

Т3000, и предназначенной для формирования сигналов регулирования и

защиты, а также гидравлической части, предназначенной для управления

топливными клапанами. САУ ГТУ интегрируется в АСУ ТП верхнего уровня

любого поставщика. Конструктивно в состав ЭЧСРиЗ САУ ГТУ входят:

- приборный шкаф;

- шкаф регулятора и аналоговых защит;


Лист

12

140104.65.2016.723.14 ПЗ

- шкаф модулей ввода - вывода сигналов.

«Силовые машины» обеспечивают техническое руководство монтажными

и пусконаладочными работами на площадке, а также проводит обучение

персонала электростанции правилам эксплуатации и обслуживания ГТЭ-160,

а также полный пакет сервисных услуг на весь цикл эксплуатации ГТУ .

«Силовые машины» обеспечивают поставку оборудования для

парогазовых установок с использованием ГТЭ-160. Возможны различные

варианты компоновок.

Рисунок 3.2 - Описание ГТУ

Основные преимущества:

- малое время пуска и высокая маневренность;

- надежная и отработанная конструкция;

- ГТУ оснащаются гибридной горелкой для работы на одном или двух

типах топлива;

- низкие уровни эмиссии на различных типах топлива;

- высокие коэффициенты готовности и надежности, низкие удельные

эксплуатационные расходы, что является основными предпосылками

экономичной работы станций с этими ГТУ;

- умеренные температуры газа на входе в турбины позволяют увеличивать

интервалы технического обслуживания до 33000 эквивалентных часов,

обеспечить высокую готовность и, следовательно, снизить затраты на

эксплуатацию;

- возможность дальнейшей модернизации с применением новых

технологий для удовлетворения потребностей заказчика и экологических

требований;

- наши турбины позволяют модернизировать имеющиеся электростанции

путем перевода их на парогазовый цикл, тем самым повышая эффективность

работы всего энергоблока.

Технические характеристики:


Лист

13

140104.65.2016.723.14 ПЗ

- компактное и экономически эффективное расположение на установке;

- короткие сроки поставки и монтажа;

- широкий диапазон применения;

- высокие КПД элементов;

- высокая надежность и эксплуатационная готовность;

- малое время запуска;

- высокая эксплуатационная гибкость;

- снижение затрат на техническое обслуживание.

Таблица 1.4 – Технические данные

Диапазон выходной

мощности

от 90 МВт до 250 МВт

Острый пар Температура: обычно 565 °C / 1049 F

Давление: до 177 бар / 2567 фунт/кв. дюйм

Пар вторичного

перегрева

Температура: обычно 565 °C / 1049 F

Площади отвода

50 Гц: от 5 м² до 16 м² от 27,5 дюймов до 56

дюймов*, 60 Гц: от 4,4 м² до 11,1 м² от 24 дюймов

до 47 дюймов*

* Длина профиля поперечного сечения последней

лопатки.

Паровая турбина SST5-3000 компании «Siemens»


Лист

14

140104.65.2016.723.14 ПЗ

Рисунок 3.3 - Паровая турбина серии SST5-3000

Паровая турбина серии SST-3000 - это исключительно компактное

устройство, конструкция которого включает два цилиндра и осевой отвод

газа для комбинированного цикла, в соответствии с новейшими турбинными

технологиями. Турбина включает отдельный цилиндр высокого давления (H)

и комбинированный цилиндр промежуточного/низкого давления (IL) с

однопоточным осевым отводом газа на 50 и 60 Гц. Данная модель

обеспечивает выходную мощность от 90 до 250 МВт.

Обычно все паровые турбины поставляются в комплекте с генератором,

системами контроля, а также вспомогательными системами. Паротурбинные

установки серии SST-3000 (обозначены как SST-PAC 3000) в базовой

комплектации с диапазоном мощности до 250 МВт обычно используются на

электростанциях комбинированного цикла. Паротурбинные установки

Siemens являются результатом многолетнего опыта в инженерно-

техническом проектировании.

Паровая турбина ПТ-80-130

Теплофикационная паровая турбина ПТ-80/100-130/13 производственного

объединения турбостроения «Ленинградский металлический завод» (НОГ

ЛМЗ) с промышленным и отопительными отборами пара номинальной

мощностью 80 МВт, максимальной 100 МВт с начальным давлением пара

12,8 МПа предназначена для непосредственного привода электрического

генератора ТВФ-120-2 с частотой вращения 50 Гц и отпуска тепла для нужд

производства и отопления.


Лист

15

140104.65.2016.723.14 ПЗ

Рисунок 3.4 - Турбина ПТ-80-100

Турбина имеет следующие регулируемые отборы пара: производственный

с абсолютным давлением (1,275±0,29) МПа и два отопительных отбора:

верхний с абсолютным давлением в пределах 0,049-0,245 МПа и нижний с

давлением в пределах 0,029-0,098 МПа.

Регулирование давления отопительного отбора осуществляется с

помощью одной регулирующей диафрагмы, установленной в камере

верхнего отопительного отбора. Регулируемое давление в отопительных

отборах поддерживается: в верхнем отборе - при включенных обоих

отопительных отборах, в нижнем отборе - при включенном одном нижнем

отопительном отборе. Сетевая вода через сетевые подогреватели нижней и

верхней ступеней подогрева пропускается последовательно и в одинаковом

количестве. Расход воды, проходящей через сетевые подогреватели,

контролируется.

Таблица 3.5 - Номинальные значения основных параметров турбины ПТ-

80/100-130/13

Параметр ПТ-80/100-

130/13

1. Мощность, МВт

номинальная 80

максимальная 100

2. Начальные параметры пара:

давление, МПа 12.8

температура. °С 555

3. Тепловая нагрузка, ГДж/ч (МВт) 284 (78.88)

4. Расход отбираемого пара на производств. нужды, т/ч

номинальный 185

максимальный 300

5. Давление производственного отбора, МПа 1.28

6. Максимальный расход свежего пара, т/ч 470

7. Пределы изменения давления пара в регулируемых

отопительных отборах пара, МПа

в верхнем 0.049-0.245

в нижнем 0.029-0.098


Лист

16

140104.65.2016.723.14 ПЗ

Продолжение табл. 3.5

Параметр ПТ-80/100-

130/13

8. Температура воды, °С

питательной 249

охлаждающей 20

9. Расход охлаждающей воды, т/ч 8000

10. Давление пара в конденсаторе, кПа 2.84

При номинальных параметрах свежею пара, расходе охлаждающей воды

8000 м3/ч, температуре охлаждающей воды 20°С, полностью включенной

регенерации, количестве конденсата, подогреваемого в ПВД, равном 100%

расхода пара через турбину, при работе турбоустановки с деаэратором 0,59

МПа, со ступенчатым подогревом сетевой воды, при полном использовании

пропускной способности турбины и минимальном пропуске пара в

конденсатор могут быть взяты следующие величины отборов:

- номинальные величины регулируемых отборов при мощности 80 МВт;

- производственный отбор - 185 т/ч при абсолютном давлении 1,275 МПа;

- суммарный отопительный отбор - 285 ГДж/ч (132 т/ч) при абсолютных

давлениях: в верхнем отборе - 0,088 МПа и в нижнем отборе - 0,034 МПа;

- максимальная величина производственного отбора при абсолютном

давлении в камере отбора 1,275 МПа составляет 300 т/ч. При этой величине

производственного отбора и отсутствии отопительных отборов мощность

турбины составляет -70 МВт. При номинальной мощности 80 МВт и

отсутствии отопительных отборов максимальный производственный отбор

составит -250 т/ч;

- максимальная суммарная величина отопительных отборов равна 420

ГДж/ч (200 т/ч); при этой величине отопительных отборов и отсутствии

производственного отбора мощность турбины составляет около 75 МВт; при

номинальной мощности 80 МВт и отсутствии производственного отбора

максимальные отопительные отборы составят око ло 250 ГДж/ч (-120 т/ч).

- максимальная мощность турбины при выключенных производственном

и отопительных отборах, при расходе охлаждающей воды 8000 м /ч с

температурой 20 °С, полностью включенной регенерации составит 80 МВт.

Максимальная мощность турбины 100 МВт. получаемая при определенных

сочетаниях производственного и отопительного отборов, зависит от

величины отборов и определяется диафрагмой режимов.

Предусматривается возможность работы турбоустановки с пропуском

подпиточной и сетевой воды через встроенный пучок. При охлаждении

конденсатора сетевой водой турбина может работать по тепловому графику.

Максимальная тепловая мощность встроенного пучка составляет -130 ГДж/ч

при поддержании температуры в выхлопной части не выше 80 °С.

Допускается длительная работа турбины с номинальной мощностью при

следующих отклонениях основных параметров от номинальных:


Лист

17

140104.65.2016.723.14 ПЗ

- при одновременном изменении в любых сочетаниях начальных

параметров свежего пара - давления от 12,25 до 13,23 МПа и температуры от

545 до 560 °С; при этом температура охлаждающей воды должна быть не

выше 20 °С;

- при повышении температуры охлаждающей воды при входе в

конденсатор до 33 °С и расходе охлаждающей воды 8000 м3/ч, если

начальные параметры свежего пара при этом не ниже номинальных;

- при одновременном уменьшении величин производственного и

отопительных отборов пара до нуля.

- при повышении давления свежего пара до 13,72 МПа и температуры до

565 °С допускается работа турбины в течение не более получаса, причем

общая продолжительность работы турбины при этих параметрах не должна

превышать 200 ч/год.

Для данной турбинной установки ПТ-80/100-130/13 используется

подогреватель высокого давления №7 (ПВД-475-230-50-1). ПВД-7 работает

при параметрах пара перед входом в подогреватель: давлении 4,41 МПа,

температуре 420 °С и расходом пара 7,22 кг/с. Параметры питательной воды

при этом: давление 15,93МПа, температура 233°С и расход 130 кг/с.

4 МОДЕРНИЗАЦИЯ ЭНЕРГОБЛОКА

№1 НЯГАНСКОЙ ГРЭС

Для определения характеристик

необходимых для проведения модернизации

энергоблока №1 Няганской ГРЭС были

проведены расчёты технических

характеристик:

- Газовой турбины ГТЭ-160 компании ОАО

«Силовые машины»

- Паровой турбины ПТ 80/100-130/13

компании ОАО «Силовые машины».

4.1 Расчет газовой турбины ГТЭ-160

Исходные данные:


Лист

18

140104.65.2016.723.14 ПЗ

- Мощность на клеммах генератора, МВт –160

- Температура газов на срезе выхлопного патрубка, °С - 537

- Расход газа на выходе из ГТУ, кг/с - 509

- КПД на клеммах генератора, % - 34,4

- Частота вращения вала, об./мин. - 3000

- Содержание NOX в газе на выходе из - ГТУ, без впрыска воды, мг/нм3

(ррт) - 50(25)

- Потребное давление газа перед ГТУ, МПа – 2,3

Определение основных характеристик

ГТУ

Принимаем 𝜎вх∗ =0,985;πK= 28

𝑝1∗ = 𝑝Н ∙ 𝜎вх

∗ =0,1013·0,985 = 0,0998 МПа (4.1)

𝑝𝟐∗ = 𝜋𝐾 ∙ 𝑝1

∗ =28·0,0998 = 2,793 МПа (4.2)

-1 1,3863-1= = = 0,309

1,3863×0,9×

' в

в

в кпол

km

k η (4.3)

где kв - показатель изоэнтропии воздуха

0,9кполη

= 0,287кДж / кг градBR

= 1,03кДж / кг градвpc

1,03= = =1,3863

1,03- 0,287

Pвв

рв в

Сk

с - R (4.4)

0,309= 288×28 = 808,91К'в*m* *

2 1 кT =T ×π (4.5)

* *

3 4= /*

Тπ p p (4.6)


Лист

19

140104.65.2016.723.14 ПЗ

- степень понижения давления в турбине по заторможенным параметрам

Принимаем 0,97*

ксσ ;

2,793 0,985 2,71 МПа* * *

3 2 ксp = p ×σ (4.7)

Принимаем = 0,99*

выхσ ;

*

4

0,10130,10495 МПа

0,99 0,975

н

* *

вых гтепл

pp =

σ σ×

(4.8)

2,7125,82

0,10232

*

Тπ

1 1,33 10,895 0,2771

1,33

' гг Тпол

г

km η

k

(4.9)

* * -0.2771

4 3 =1500×25,82 = 609,03 К'г-m

т×T =T π (4.10)

Относительное кол-во воздуха, содержащегося в продуктах сгорания за

камерой сгорания:

1

* *

0 2 0 3

* *

3 2

( ) 1

( ) ( )

mi mi

mi mi

н

р кс p в pг

в

p в p в

Q L c t L c tg

c t c t

(4.11)

Где 44300 кДж / кгн

рQ - низшая теплота сгорания топлива,

0

кг возд15

кг топлL - отношение массы воздуха к массе топлива в

стехиометрической смеси,

0,99ксη - коэффициент полноты сгорания топлива,

Средние изобарные теплоемкости при t0=1350K:

1,0998 кДж / кг Кmip в(c ) , 1,224 кДж / кг К

miα=1pг

c

Средняя изобарная теплоемкость при t0=568,625 K :

( ) 1,2204 кДж / кг Кmip вc


Лист

20

140104.65.2016.723.14 ПЗ

44300 0,99 15 1,0998*808,91 15 1 1,2224 135055,79

1,2204 1350 808,91вg

Коэффициент избытка воздуха в продуктах сгорания :

0

0

15 55,794,71

15

вL + gα=

L

(4.12)

Относительный расход топлива

3 3

0

1 10,0141 м / м

4,71 15тg

α× L

(4.13)

Полезная работа расширения турбины:

* 0,2771

3 1 1,0998 1350 1 8,65 894,45 кДж / кгм`г

-м`г

T p кH = c T π× (4.14)

Действительная работа сжатия компрессора:

* 0,309

1 1 1,2204 288 25 1 636,76 кДж / кгм`г

м`г

к p кH = c T π -× (4.15)

Внутренняя удельная работа ГТУ:

1 1 0,0209 894,45 281,698 270,32 кДж / кгв T T KH = + g × H - H (4.16)

Примем 0,995тмη ; 0,995кмη

Тогда эффективная удельная работа ГТУ:

Коэффициент полезной работы ГТУ:

1 ке т т тм

км

HH g H η -

η

(4.17)

636,76

1 0,0141 894,45 0,995 262,59 кДж / кг0,995

вH

367,04

0,2891 993,84 1 0,0141

е

т т

Hφ=

H + g

(4.18)

Эффективный к.п.д. ГТУ:

1е е ксη = H η / q , (4.19)


Лист

21

140104.65.2016.723.14 ПЗ

где 𝑞1 − удельныйрасходтеплотывкамересгорания

1 0,0141 44300 0,99 619,52 кДж / кгн

т р ксq = g Q η (4.20)

367,04 0,990,419

619,52eη

Внутренний к.п.д. ГТУ

1

270,320,43

619,52

вв

Нη =

q (4.21)

Расход воздуха через компрессор:

416 1060,9 кг / с

262,5

eв

e

NG =

H

(4.22)

Расходтеплоты в камере сгорания:

кг0,0141 60,9 0,86 ст вG = g G (4.23)

Выбор степени повышения давления в

компрессоре Пк∗ и начальной температуры

газа перед турбиной 𝑻𝟑∗

Величину Пк∗ выбирают в зависимости от назначения ГТУ и режима ее

работы. В нашем случае ГТУ является стационарной, поэтому Пк∗ выбираем

при максимальном КПД ГТУ. Как видно из рис. 13 максимальный КПД

установки достигается при степени повышения давления 32, но так как

компрессор состоит из двух осевых компрессоров не следует выбирать

максимальное значение Пк∗, выберем Пк

∗ = 28. Так как в точках Пк∗ = 28,

КПДГТУ при Т=1350К и при Т=1500К практически одинаковы, то выбираем

температуру газа перед турбиной 1350 К.

Расчет первого осевого компрессора


Лист

22

140104.65.2016.723.14 ПЗ

При приближенном расчете осевого компрессора основными расчетными

сечениями являются: сечение 1 на входе в первую ступень и сечение 2 – на

выходе из последней ступени. Определим параметры р и Т в трех сечениях:

Давление воздуха в сечении 1-1:

1 0,985 0,1013 0,0998 МПавх нр р , (4.24)

где коэффициент уменьшения полного давления во входной части

компрессора 0,985вх .

Температура в сечении 1-1:

*

1 288 КнT T

Давление в сечении 2-2:

*

2 1 0,1013 5 0,5065МПак н кp р р , (4.25)

где 51

к степень повышения давления в первом компрессоре.

Значение плотностей:

1

31

1

0,09978 кг1,2072287 288 м

в

р

R Т

; (4.26)

1

22 1

1

пр

р

, (4.26)

где п - показатель политропы;

0,287 кДж / кгвR

1,039 кДж / кгрвс

1,0391,386

1,039 0,287

рв

в

рв в

ск

с R

(4.27)


Лист

23

140104.65.2016.723.14 ПЗ

1,386 0,85

1 1,386 11,488

1,386 0,8511

1,386 11

в ад

в

в ад

в

k

kп

k

k

; (4.28)

11,488

32

0,50651,2072 4,11690,09978

кгм

;

Примем величины осевой составляющей абсолютных скоростей в

сечении1-1 и 2-2 1м160

сzC и 2м140

сzC . Втулочное отношение выберем

1 0,55вт

н

Дv

Д (4.30)

Расход воздуха 66,303кг / свG . Из уравнения расхода первой ступени:

2 2

1 1 1 1

4

н вт zD D CG

2 2

1 1 1 11

4

н zD v C

1 2 2

1 1 1

4 4 60,930,79 м

1 1,2072 1 0,55 160

вн

z

GD

v C

; (4.31)

1 1 1 0,55 0,79 0,434 мвт нD v D (4.32)

Средний диаметр:

1 11

0,7901 0,4340,6123 м

2 2

н втср

D DD

(4.33)

Длина рабочей лопатки:

1 11

0,7901 0,4340,1777 м

2 2

н втD Dl

. (4.34)

Размеры проходного сечения 2-2:

2

2

2 2

66,030,1145 м

4,11 140

в

z

GF

C

(4.35)


Лист

24

140104.65.2016.723.14 ПЗ

Принимаем в проточной части 1втD const .

Тогда:

2

2

2 2

1

1 10,751

4 4 0,11451 1

3,14 0,4345вт

vF

Д

, (4.36)

2 1

2

1 1 1 11 1 0,4345 0,07201 м

2 2 0,751втl Д

(4.37)

Для расчета частоты вращения необходимо задаемся окружной

скоростью на наружном диаметре первой ступени 1м350

снU , тогда:

1

1

60 60 350 об8463,9мин3,14 0,7901

н

н

Uп

D

.

Адиабатический напор в проточной части компрессора по полным

параметрам:

1

22 1

1

11

в

в

k

kв

ад пр в

в

k рН R T

k р

(4.39)

1,386 1

1,386

2

1,386 0,5065287 288 1 999,77

1,386 1 0,099кДж / кг

7ад прН

Приближенная величина теоретического напора или удельная работа,

затрачиваемая на сжатие 1 кг воздуха:

2 999,77117,6

0,85кДж / кг

ад пр

к

ад

НН

(4.40)

Выберем средний теоретический напор к28 Дж / кгcph .

Число ступеней компрессора:

1 117,624,2

28

к

cp

Hi

h

(4.41)


Лист

25

140104.65.2016.723.14 ПЗ

Принимаем 6i .

Теоретический напор в первой ступени:

1 (0,6 0,7) 0,6 28 1 кДж /6 кг,8cph h ; (4.42)

В средних ступенях:

. . (1,1 1, кДж2) 1,1 28 30 к8 / г,сp cm cph h (4.43)

В последней ступени:

(0,95 1) 0,95 28 кД26,6 ж / кгп cph h (4.44)

Принципиальный характер распределения теоретического напора по

ступеням

Рисунок 4.1 - Распределение теоретического напора по ступеням

Таблица 4.1-Расчётные данные

h1=18,2 кДж/кг h4=22,4 кДж/кг


Лист

26

140104.65.2016.723.14 ПЗ


h3=21 кДж/кг h6=28 кДж/кг

Сумма= 131,6 кДж/кг.

В соответствии с указанным порядком распределения напора по

ступеням, распределяем напор следующим образом:

Уточняем величину окружной скорости на среднем диаметре 1-ой ступени:

1

1

3,14 0,6123 8463,92 м270,67с60 60

ср

ср

Д nU

(4.45)

Производим расчет первой ступени по среднему диаметру 0,614 м.

Коэффициент расхода на среднем диаметре:

11

1

1600,59

270,67

z

cp

с

U

(4.46)

Коэффициент теоретического напора:

1

2 2

1

162000,48;

270,67cp

hh

U (4.47)

1

0,480,813

0,591h

Степень реактивности принимаем 0,5 , найдем

1

0,50,845

0,591

По графику на рис 4.2 находим

1

1 1

0,62b

t

h


Лист

27

140104.65.2016.723.14 ПЗ

Рисунок 4.2-Изменение h/φ в зависимости от Ω/φ

Коэффициент: 1

1

1 1

0,81831,311

0,62

bt

h

Jh

.(4.48)

Пользуясь графиком на рис 4.3 определяем на среднем диаметре

0,74 1,384b tt b

.

Рисунок4.3 - Изменение коэффициента Ј в зависимости от густоты

решетки


Лист

28

140104.65.2016.723.14 ПЗ

При постоянной вдоль радиуса хорде относительный шаг у втулки первой

ступени:

1

1

0,4341,384 0,9821

0,6123

вт

вmcp

t Dtb b D

(4.49)

Окружные скорости на входе и выходе из рабочего колеса принимаем

одинаковыми, т.е. 1 2cp cpU U U .

Проекция абсолютной скорости на окружное направление входной

скорости на входе в рабочее колесо:

11

16200 м1 270,67 1 0,5 104,3с2 2 270,67

u cp

cp

hС U

U

(4.50)

На выходе из рабочего колеса:

12

16200 м1 270,67 1 0,5 166,37с2 2 270,67

u cp

cp

hC U

U

(4.51)

Абсолютная скорость на входе в рабочее колесо:

2 2 2 2

1 1 1м160 104,3 196,36

сz uС С C ; (4.52)

11

1

104,3 48,82160

u

z

Carcctg arcctg

C

(4.53)

Температура воздуха перед рабочим колесом:

2 2

11 1

196,36288 288,05 K

2 2 1,386 2871 1,386 1

CT T

k Rk

; (4.54)

1 1м104,3 271,23 166,37

сu uw C U ; (4.55)

2 2 2 2

1 1 1м160 166,37 230,82

сz uw C w (4.56)

Число 1wМ по относительной скорости на входе в рабочее колесо первой

ступени.


Лист

29

140104.65.2016.723.14 ПЗ

11

1

230,820,681

1,386 287 288,05w

wМ

k R T

(4.57)

Видно, что 1w kpМ M , где 0,8kpМ - критическое значение Маха.

Наклон входной относительной скорости при отсчете отрицательного

направления оси «U» характеризуется углом:

11

1

166,3748,5

160

u

z

warcctg arcctg

C

(4.58)

Уменьшение осевой составляющей в одной ступени:

1 2 160 140 м5с4

z zz

C CC

i

(4.59)

Таким образом, осевая составляющая скорости на выходе из рабочего

колеса первой ступени:

2 1

5 м160 157,5с2 2

zz z

CС C

; (4.60)

2 2 2 2

2 2 2м157,5 166,37 229,09

сz uС С C ; (4.61)

22

2

166,37 44,5157,5

u

z

Carcctg arcctg

C

; (4.62)

2 2м166,58 271,234 104,30

сu uw C U ; (4.63)

2 2 2 2

2 2 2м157,5 104,30 189,906

сz uw C w ; (4.64)

22

2

189,90658,69

157,5

u

z

warcctg arcctg

C

. (4.65)

Угол поворота потока в решетке рабочего колеса:

2 1 58,59 48,5 21,9 (4.66)


Лист

30

140104.65.2016.723.14 ПЗ

При 0,5 и изменении параметров по закону ur C const , проверяем

число по средней относительной скорости на внешнем диаметре 1-ой

ступени

2

21 wwwc .

2

1

1

1н н

Wc

UM

а

(4.67)

Коэффициент расхода на внешнем диаметре:

1

1

1600,457

350

zн

н

С

U ; (4.68)

2350 1 0,4571,136

1,386 287 288WcM

(4.69)

Сверхзвуковое число WcM свидетельствует о необходимости

профилирования лопаточного аппарата первой ступени по закону сonst

вдоль радиуса.

11,386 11

1,3862 22 1*

1 1

288,05 4 451,18К

k-k-* * k

*t kt k

T P= T =T π

T P

(4.70)

* *

2 1 1 2 288 0,85 288,05 451,18 426,66К* *

' адт 'tT =T - μ T -T (4.71)

Расчет второго осевого компрессора

Давление воздуха в сечении 1-1:

*

1 0,985 2,798 = 2,7381 МПа*

вх нр = σ × р = , (4.72)

где коэффициент уменьшения полного давления во входной части

компрессора 0,985вх .

Температура в сечении 1-1:


Лист

31

140104.65.2016.723.14 ПЗ

1 405,3К нТ Т .

Давление в сечении 2-2:

1 2,798 6,5 1,85 МПак н кр р , (4.73)

где 1 5,5к степень повышения давления в первом компрессоре.

**

2

2

1,8061,853 МПа

0,975

kPP

(4.74)

Значение плотностей:

1

31

1

2,73 кг2,4287 405,3 м

в

р

R Т

; (4.75)

1

22 1

1

пр

р

(4.76)

11,488

32

2,4 кг2,4 1,12,73 м

;

Примем величины осевой составляющей абсолютных скоростей в

сечении 1-1 и 2-2 1м160

сzC и 2м140

сzC . Втулочное отношение выберем

1 0,7вт

н

Дv

Д

(4.77)

Расход воздуха 60,93 кг / свG . Из уравнения расхода первой ступени:

1 2 2 1 22 *н н Ik н Ik вт Ik IkD D D D l; = +

1 н2 Ik 1Ik 2 Ik2* 0,435 2*0,072 0,57мн втD D D l ; (4.78)

1 1 1 0,7 0,57 0,405 мвт нD v D . (4.79)

Средний диаметр:

1 11

0,57 0,4050,492 м

2 2

н втср

D DD

(4.80)

Длина рабочей лопатки:


Лист

32

140104.65.2016.723.14 ПЗ

1 11

0,57 0,4050,086 м

2 2

н втD Dl

(4.81)

Размеры проходного сечения 2-2:

2

2

2 2

66,3030,04425 м

1,1 140

в

z

GF

C

(4.82)

Принимаем в проточной части 1срD const= . или 1 .втD const

Тогда:

2 2.1 2

2 2 2

ср.1 2

3,14 0,49 0,044250,89

3,14 0,49 0,04425

срD Fv

D F

, (4.83)

22 2 2 2

2

0,0442(1 ) (1 0,89) 0,05927м

(1 ) 3,14 (1 0,89 )

Fl

. (4.84)

Для расчета частоты вращения необходимо задаемся окружной

скоростью на наружном диаметре первой ступени 1м350

снU , тогда:

1

1

60 60 350 об11534мин3,14 0,57

н

н

Uп

D

(4.85)

Адиабатический напор в проточной части компрессора по полным

параметрам:

1

22 1

1

11

в

в

k

kв

ад пр в

в

k рН R T

k р

(4.86)

1,38261

1,386

2

1,386 1,8532287 405,3 1 314,13

1,386 1 2,7381кДж / кгад прН

Приближенная величина теоретического напора или удельная работа,

затрачиваемая на сжатие 1 кг воздуха:


Лист

33

140104.65.2016.723.14 ПЗ

2 314,13369,56

0,85кДж / кг

ад пр

к

ад

НН

(4.87)

Выберем средний теоретический напор 38,1кДж / кгcph .

Число ступеней компрессора:

1 369,569,6

38,1

к

cp

Hi

h

(4.88)

Принимаем 9i .

Теоретический напор в первой ступени:

1 (0,6 0,7) 0,6 38,1 22 кДж /, к8 г6cph h ; (4.89)

В средних ступенях:

. . к(1,1 1,2) 1,1 38,1 41,91 Дж / кгсp cm cph h (4.90)

(0,95 1) 1 38,1 кДж / кг38,1п cph h (4.91)

В последней ступени:

Таблица 4.2 -Расчетные данные

h1=22,86кДж/кг h5=32,38 кДж/кг


h3=28,57 кДж/кг h7=35,74 кДж/кг


Уточняем величину окружной скорости на среднем диаметре 1-ой

ступени:

1

1

3,14 0,4928 111534 м297,5с60 60

ср

ср

Д n (4.92)

Производим расчет первой ступени по среднему диаметру 0,527 м.

Коэффициент расхода на среднем диаметре:


Лист

34

140104.65.2016.723.14 ПЗ

11

1

1600,5382

297,5

z

cp

с

U (4.93)

Коэффициент теоретического напора:

1

2 2

1

196000,258;

297,5cp

hh

U (4.94)

1

0,2580,4802

0,5382h

Степень реактивности принимаем 0,5 , найдем

1

0,50,92969

0,5382

По графику на рис.4.2 находим 1

1 1

0,67b

t

h

.

Коэффициент: 1

1

1 1

0,48020,716

0,67

bt

h

Jh

. (4.95)

Пользуясь графиком на рис.4.3 определяем на среднем диаметре

0,88 1,424b tt b

.

При постоянной вдоль радиуса хорде относительный шаг у втулки первой

ступени:

1

1

0,40581,424 1,172

0,492

вт

вmcp

t Dtb b D

. (4.96)

Окружные скорости на входе и выходе из рабочего колеса принимаем

одинаковыми, т.е. 1 2cp cpU U U .

Проекция абсолютной скорости на окружное направление входной

скорости на входе в рабочее колесо:

11

22860 м1 271,235 1 0,5 93,476с2 2 271,35

u cp

cp

hС U

U

(4.97)

На выходе из рабочего колеса:


Лист

35

140104.65.2016.723.14 ПЗ

12

22860 м1 271,235 1 0,5 117,75с2 2 271,235

u cp

cp

hC U

U

(4.98)

Абсолютная скорость на входе в рабочее колесо:

2 2 2 2

1 1 1м160 93,47 212,6

сz uС С C ; (4.99)

11

1

93,47 52,8160

u

z

Carcctg arcctg

C

(4.100)

Температура воздуха перед рабочим колесом:

2 2

11 1

212,603405,3 1050,79 K

2 2 1,386 2871 1,386 1

CT T

k Rk

; (4.101)

1 1м93,47 271,235 177,75

сu uw C U ; (4.102)

2 2 2 2

1 1 1м160 177,75 239,16

сz uw C w (4.103)

Число 1wМ по относительной скорости на входе в рабочее колесо первой

ступени

11

1

239,160,369

1,386 287 1050,79w

wМ

k R T

(4.104)

Видно, что 1w kpМ M , где 0,8kpМ - критическое значение Маха.

Наклон входной относительной скорости при отсчете отрицательного

направления оси «U» характеризуется углом:

11

1

177,7552,8

160

u

z

warcctg arcctg

C

(4.105)

Уменьшение осевой составляющей в одной ступени:

1 2 160 140 м2,2с9

z zz

C CC

i

(4.106)

Таким образом, осевая составляющая скорости на выходе из рабочего

колеса первой ступени:


Лист

36

140104.65.2016.723.14 ПЗ

2 1

2,2 м160 158,88с2 2

zz z

CС C

; (4.107)

2 2 2 2

2 2 2м158,8 177,75 238,4

сz uС С C ; (4.108)

22

2

177,75 37,4158,8

u

z

Carcctg arcctg

C

; (4.109)

2 2м177,2 271,2 93,47

сu uw C U ; (4.110)

2 2 2 2

2 2 2м158,8 93,47 184,34

сz uw C w ; (4.111)

22

2

93,4753,1

158,8

u

z

warcctg arcctg

C

(4.112)

Угол поворота потока в решетке рабочего колеса:

2 1 53,1 43,4 9,7 (4.113)

При 0,5 и изменении параметров по закону ur C const , проверяем

число по средней относительной скорости на внешнем диаметре 1-ой

ступени

2

21 wwwc .

2

1

1

1н н

Wc

UM

а

(4.114)

Коэффициент расхода на внешнем диаметре:

1

1

1600,457

350

zн

н

С

U ; (4.115)

(4.116)

Газодинамический расчет турбины

2350 1 0,4570,958

1,386 287 405,3WcM


Лист

37

140104.65.2016.723.14 ПЗ

В данном разделе необходимо выполнить проектировочный

газодинамический расчет осевой турбины при следующих исходных данных:

1) *

2 2,793854 МПар ;

2) *

0 1350 КТ

3) об8446минвп ;

4) кг63,169сгG ;

5) г 1,386k ;

6) г кДж / кг К287,9R ;

7) . . 0,985к с .

Степень расширения давления в диффузоре принимаем равной 1,07д .

Нужно выполнить предварительный расчет турбины и выбрать число

ступеней, выполнить термогазодинамический расчет по среднему диаметру,

расчет закрутки потока последней ступени, построить эскиз проточной части

турбины и компрессора и определить КПД и мощность каждой ступени и

турбины в целом.

Предварительный расчет турбины

Целью данного раздела является определение напряжений в корневом

сечении рабочей лопатки под действием центробежных сил инерции и

сравнение её коэффициента запаса прочности с предельно допустимым

значением, а также определение количества ступеней и нахождение длины

лопатки последней ступени.

Для решения данной задачи необходимо ещё задать безразмерную

скорость за турбиной 2 0,55С т и угол выхода потока из турбины 2 90т ,

т.к. турбина осевая, а значит, выход потока должен быть осевым.


Лист

38

140104.65.2016.723.14 ПЗ

1. Удельная внутренняя работа турбины

. ОХЛ

кДж993,84кгUT TН H (4.117)

2. Температурный перепад на турбину по параметрам торможения

993842,4657,9 К

1180,2

UTТ

pг

НТ

C

(4.118)

3. Температура торможения за турбиной

2 0 1350 664,5 705,5 КТ ТТ Т Т (4.119)

4. Критическая скорость потока, выходящего из турбины

2 2

2 2 1,386 м287,9 993,4 753,02с1 1,386 1

кр T

kа R T

k

(4.120)

5. Скорость потока за турбиной

2 2 2м0,55 753,02 414,16

ст С т крс а (4.121)

6. Давление на входе в турбину

* * 6

0 2 = 2,7938 10 0,985 = 2,7519 МПа*

к.с.р = р ×σ (4.122)

7. Давление за последней ступенью

2 . .

1013000,0956 МПа

1,07 0,99

нпосл ст

д вых

рр

(4.123)

8. Изоэнтропийный перепад энтальпий на турбину

1

2 . .

0 0

0

1

Кг

Кгпосл ст

Т рг

рН С Т

р

(4.124)

1,386 1

1,386

0

0,09561180,2 1500 1 1076,76

2кДж

,75/ кгТН

Т охл

О Т

993,840,922

H 1076,76Т

H

(4.125)


Лист

39

140104.65.2016.723.14 ПЗ

9. Температура в потоке за турбиной при изоэнтропийном процессе

расширения

02 т 0

9938421500 587,64 К

1180,2

Tt

pг

НТ Т

C

(4.126)

10. Давление в потоке за турбиной

1,3861 1,386 1

62 т2 0

0

587,642,75 10 0,275 МПа

1500

Кг

Кгt

т

Тр р

Т

(4.127)

11. Температура в потоке за турбиной

2 2

22 2

414,16657,903 1012,20 К

2 2 1180,2

тт Т

рг

сТ Т

С

(4.128)

12. Плотность в потоке за турбиной

232

2

0,275 кг1,455м287,9 587,64

тт

т

р

R Т

(4.129)

13. Площадь сечения на выходе из рабочего колеса последней ступени

2

2т

2 2 2

63,1691,263 м

sin 1,455 414,16 1т т m

GF

с

(4.130)

14. По формуле, учитывающей характер изменения профиля по высоте,

можно определить напряжения в корневом сечении рабочей лопатки.

5 2 5 2

2т0,89 10 0,89 10 8446 1,263 802,159 МПар вп F (4.131)

Выберем материал для лопаток –ЭИ765, для которой предел длительной

прочности 800 МПа . Коэффициент запаса имеет допустимое значение,

т.к. 1прк

8000,997

802,159пр

р

к

(4.132)


Лист

40

140104.65.2016.723.14 ПЗ

15. Теперь необходимо выбрать средний диаметр 2d рабочих лопаток

последней ступени. Для данного расчета примем 2 0,85d м .

Тогда

22

0,85 8446 м375,7с60 60

вd пu

(4.133)

16. Высота лопаток последней ступени

2т2

2

1,260,473 м

0,85

Fl

d

(4.134)

17. Параметр 2

2

0,85 1,790,473

dl (4.135)

18. Примем число ступеней турбины 3m . Тогда параметр

2

2

1

0

375,7 31,2

2 2 1076760

m

i

i

T

u

УH

, (4.136)

что соответствует значениям (У=1-1,5).

Теперь определим изоэнтропийный перепад энтальпий на турбины

компрессора высокого давления и низкого давления, исходя из уравнения

баланса мощностей

КВД

ТВД

км

ТМ

NN

(4.137)

Г ТВД

B КВД

ТМ

КМ

G HG H

(4.138)


Лист

41

140104.65.2016.723.14 ПЗ

КВД

Г 0ТВД

B

ТМ Т

КМ

G HG H

(4.139)

0

66,303 375,3399,81

63,169 0,995 0,к

995 0,Дж / к

9 8г

0

В КВД

ТВД

Г КМ ТМ Т

G HH

G

(4.140)

0

66,303 636,76678,34

63,169 0,995 0,995 0,908кДж / кг

В КНД

ТНД

Г КМ ТМ Т

G HH

G

(4.141)

Определим количество ступеней для ТВД:

2 0,6 мd , об11534,4минвп ,тогда

22

0,6 11534,4 м362,18с60 60

вd пu

(4.142)

Пусть, m=2 тогда

2

2

1

0

362,18 21,402

2 2 1076760

m

i

i

T

u

УH

(4.143)

Определим количество ступеней для ТНД:

2 0,85 мd , об8446минвп ,тогда

22

0,85 8446 м375,7с60 60

вd пu

(4.144)

Пусть, m=1 тогда

2

2

1

0

375,1 11,14

2 2 1076760

m

i

i

T

u

УH

(4.145)

Следовательно, на силовую турбину остается две ступени 1стm .


Лист

42

140104.65.2016.723.14 ПЗ

Профилирование меридиальных ободов

проточной части

Выполним проточную часть турбины с постоянным корневым диаметром.

Зная длину рабочей лопатки на выходе из турбины, зададим характерные

отношения

2

2

3,l

В 1 2 63 мм,В В

1 10,3 0,3 59 17,7мм,z В

1 10,5 0,5 59 29,5мм,z В 1 212, 0.

Проведем построение проточной части турбины. Из полученного эскиза

определим геометрические размеры, необходимые для газодинамического

расчета турбины.

Таблица 4.3 - Геометрические размеры проточной части

Ступень I II III

d1с 0,5942 0,628 0,87

d2c 0,63 0,645 0,89

l1 0,041 0,078 0,147

l2 0,061 0,11 0,181

/d l 9 6 5

Расчет турбины по среднему диаметру

Таблица 4.4 - Результаты расчета по среднему диаметру Величины и формулы Единицы

измерения

Ступень

1 2 3

0р Па 2 751 946,19 1 806 870,00 95 629,19


Лист

43

140104.65.2016.723.14 ПЗ

0Т К 1 500,00 1 050,79 657,90

к

к

р р

рТСН

1

0

200 1

Дж/кг 17 902,88 41 747,68 65 664,84

ptt C

HTТ 0

02 К 1 484,83 1 015,41 602,26

1

0

202

k

k

tt

T

Tpp

Па 2 733 386,41 1 766 142,93 90 165,82

т

- 0,20 0,25 0,30

Продолжение табл.4.4 Величины и формулы Единицы

измерения

Ступень

1 2 3

0т1 12 Hc t м/c 169,25 250,24 303,20

- 0,98 0,98 0,98

tcc 11 м/c 165,86 245,24 297,14

p

tt C

cTТ

2

2

101

К 1 500,00 1 025,31 620,50

1

0

101

k

k

t

T

Трр

Па 2 751 946,18 1 794 540,81 94 080,51

pCc

TТ

2

2

101

К 1 488,35 1 025,31 620,50

1

11

TR

p

кг/м³ 6,44 6,09 0,53

11

11

cp

TRGF r

м² 0,06 0,05 0,43

111 ldF c м² 0,08 0,15 0,40


Лист

44

140104.65.2016.723.14 ПЗ

1

11 arcsin

FF r

град 15,80 17,60 19,70

111 cos cc u м/c 91,49 234,22 113,23

111 sin cc z м/c 1 383,48 726,89 274,72

60

1

1

вndu

м/c 74,26 78,68 83,54

60

2

2

вndu

м/c 86,63 90,61 94,59

111 ucw uu м/c 17,23 155,54 29,69

2

1

2

11 uz wcw м/c 1 383,58 743,35 276,32

u

z

wc

arctg1

11

град 45,40 49,10 48,50

pw C

wTТ

2

2

111

К 176,70 1 427,72 52,09

1

1

111

k

k

ww T

Трр

Па 1 518 795,56 1 968 162,50 47 138,03

p

ww Cuu

ТТ

2

2

2

2

112

К 1 175,19 1 193,62 1 161,58

1

1

212

k

k

w

wwtw Т

Трр

Па 2 576 458,11 1 872 261,69 112 061,17

k

k

twwp p

pTCH

1

2

222 1

Дж/кг 31 695,55 166 398,39 1 991 141,46

Окончание табл. 4.4 Величины и формулы Единицы

измерения

Ступень

1 2 3

22 2 Hw t м/c 251,78 576,89 399,11


Лист

45

140104.65.2016.723.14 ПЗ

- 0,95 0,95 0,95

tww 22 м/c 239,19 548,04 379,16

pw C

wТТ

2

2

222

К 337,59 1 772,35 848,32

22

22

wp

TRGF r

м² 0,01 0,02 0,02

222 ldF c м² 0,12 0,22 0,51

2

22 arcsin

FF r

град 23,80 35,70 37,10

222 cosww u м/c 238,43 545,35 378,99

2222 sin wwc zz м/c 190,74 542,42 114,35

2 2 2u uc u w м/c 151,79 454,74 284,40

z

u

cc

arctg2

22

град 129,40 110,80 78,90

2

2

2

22 uz ccc м/c 243,77 707,81 306,52

pCc

TТ

2

2

222

К 350,66 295,64 554,44

1

2

222

k

k

TТ

рр Па 2 823 630,22 1 695 335,09 2 481 329,59

1

11

TRk

cM c

- 0,22 45 292,00 41 821,00

2

22

TRk

wM w

- 0,65 0,65 0,65

k

k

tttt pp

TT

1

2

222

К 589,39 511,21 568,52

tt

uTT

TT

20

20

- 0,82 0,74 0,77


Лист

46

140104.65.2016.723.14 ПЗ

tt

uTT

TT

20

20 - 0,91 0,87 0,71

Расчет закрутки потока

Расчет закрутки потока ведется в пяти сечениях по высоте рабочей

лопатки последней ступени в последовательности указанной в табл. №.

Принимаем, что направляющие лопатки последней ступени с

прямолинейными выходными кромками выполнены при условии

постоянства вдоль радиуса ширины 1 59ммВ и угла 1 25.61 и 0,425n

Определим

22* 1 1

1

cos 25,61 0,425 2 63(cos ) 20,0562

sin 2 sin 2 25,61

n Br

(4.146)

Угол тангенсального наклона на среднем радиусе

*

1

0,056arcsin( ) arcsin( ) 0,14090,4с

c

rr

(4.147)

Таблица 4.5 - Расчёт закрутки потока

Величины и формулы

Единицы

измерени

я

Ступень 3

Корн. Средн. Периф.

r м 0,35 0,39 0,43 0,46 0,52

n

cc r

rcc

11 м/с 169,76 161,66 155,00 151,33 143,00

1 град 25,61 25,61 25,61 25,61 25,61

111 cos cc u м/с 150,79 143,60 137,68 134,42 127,02

111 sin cc z м/с 77,98 74,26 71,20 69,51 65,69

cc r

ruu 2 м/с 326,86 366,69 404,82 428,31 489,36


Лист

47

140104.65.2016.723.14 ПЗ

uс

carctg

u

z

1

11 град 41,69 32,13 26,05 23,23 17,93

1

11 sin

zcw м/с 103,90 235,13 276,47 301,99 368,24

rr

cccc cucucuu )( 2112

м/с 247,66 229,95 215,90 208,35 191,73

zc2 м/с 258,00 261,10 264,80 267,80 259,70

2

2

2

22 uz ccc м/с 357,63 347,92 341,66 339,31 322,81

u

z

cc

arctg2

22 град 81,00 85,00 89,00 91,00 93,00

u

z

сuc

arctg2

22 град 36,10 37,30 36,90 35,47 34,14

2

22 sin

zcw м/с 269,88 294,74 325,28 346,55 395,00

pCc

TТ

2

2

101 К 1347,04 1207,67 1098,16 1039,75 912,34

01 рр æ1

1

0

2

1

2

11

k

k

TRk

kc

Па 117846,2 126148,2 136147,5 148427,4 155147,5

1

11

TR

p

кг/м³ 1,52 1,49 1,46 1,49 1,37

Продолжение табл. 4.5

Величины и формулы

Единицы

измерени

я

Ступень 3

Корн. Средн. Периф.

pw C

wTТ

2

2

111 К 69,55 299,28 408,05 484,18 713,57

pw C

wТТ

2

2

212 К 55,39 284,21 392,99 468,94 697,32


Лист

48

140104.65.2016.723.14 ПЗ

02 рр æ2 ·æ1

1

0

2

1

2

2

2

1

1

21

k

k

TRk

k

wwc

Па 94320,03 94521,12 94638,31 95712,55 94784,49

2

22

TR

p

кг/м³ 5,93 1,16 0,84 0,71 0,47

zcr 112 кг/м·с 259,00 271,22 280,76 296,77 293,82

zcr 222 кг/м·с 3342,01 741,02 600,76 544,82 402,01

т - 0,16 0,24 0,30 0,36 0,40

По полученным результатам строим треугольники скоростей и и

приступаем к профилированию лопаток направляющего аппарата (НА) и

рабочего колеса (РК) последней ступени в пяти сечениях по радиусу.

Для направляющего аппарата профиль выбирается из атласа, примем

профиль С-9027А. Для рабочего колеса профили строятся по данным

таблицы 3, а также принимается 8вх , 4вых , 2,25 ммвхr , 1,3 ммвыхr ,

у m - угол установки – это угол наклона средне- геометрического вектора

скорости mw между 1w и 2w .

Таблица 4.6 - Сечения РЛ betay 79.45 72.94 65.88 58.80 52.10

b2 60.00 61.72 64.64 68.98 74.76

rвх 2.40 2.47 2.59 2.76 2.99

rвых 1.32 1.36 1.42 1.52 1.64

t'opt 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6

t'1 36.00 37.03 38.78 41.39 44.86

d1' 672.3 761.2 850.0 938.8 1027.7

z1 58.67 64.57 68.85 71.26 71.97


Лист

49

140104.65.2016.723.14 ПЗ

z1ут 48 48 48 48 48

t'1ут 44.00 49.82 55.63 61.45 67.26

Продолжение табл.4.6 t'1opt 0.73 0.81 0.86 0.89 0.90

delta t 5.81 5.81 5.81 5.81 5.81

delta beta 2 2 2 2 2

beta eff 33.32 34.49 34.20 33.02 31.32

a 24.17 28.21 31.27 33.48 34.96

Определение КПД и мощности ступеней

турбины

Расчет КПД и мощности ступеней и турбины выполним с учетом

конструкции проточной части . Результаты расчетов представлены в таблице

При расчете протечек у периферии рабочих лопаток принимаем число

гребней z2=2, а у корня для направляющих лопаток число гребней z1=4

Таблица 4.7 - Определение КПД и мощности ступеней и турбины

Величины и формулы Единицы

измерен.

Ступени

1 2 3

2211 ucucН uuu Дж/кг 43761,24 25378,51 9874,76

утζ - 0,00 0,04 0,01

утζ - 0,06 0,02 0,01

ут ут утζ = ζ +ζ - 0,06 0,06 0,02

утН Дж/кг 20186,00 18879,00 4806,00

в u утН Н Н Дж/кг 23575,24 6499,51 5068,76


Лист

50

140104.65.2016.723.14 ПЗ

0HH в - 0,02 0,01 0,00

2

2

20

сH

H в - 0,23 0,64 0,50

вHGN кВт 25,12 24,17 21,45

4

1

т i

i

N N

кВт 70,74

0

тт

T

N=

G H

- 0,85

2

2

20

тт

mT

cHG

N

- 0,87

Приближенный расчет диффузора

Таблица 4.8 - Приближенный расчёт диффузора Величины и формулы Единицы измерения Численное значение

1

1

2k

k

дрдt ТСН Дж/кг 1 245,38

д - 0,70

д

дtд

НН

Дж/кг 1 779,11

дд Нсс 22

2 м/с 352,62

р

дн С

НТТ 2 К 56,90

н

нн ТR

р

кг/м³ 0,00

днн c

GF

м² 0,30


Лист

51

140104.65.2016.723.14 ПЗ

нн Fd 4 м 0,61

222 c

GF

м² 0,03

22 4 Fd м 0,40

д град 6,00

д

нд tg

ddl

2

2 м 0,37

дd м 1,03

24 днд dFd

м 1,40

4.2 Расчёт паровой турбины ПТ-80/100-

130/13


Номинальная мощность турбины Nэ=80 МВт

Начальные параметры пара:

Ро = 13 МПа to=555°C

Давление производственного пара

Рп=1,28 Мпа

Давление пара в конденсаторе

Рк=2,84 кПа

Температура питательной воды t=249°C

Число оборотов N=3000 об/мин

Частота вращения n=50

Турбина ПТ-80/100-130/13

1. Находим потерю давления в стопорных и регулирующих клапанах

Δр0=0.05*р0=0,05*13=0,65 МПа (4.148)

Оценим потери давления перед I ступенью турбины

р0΄=p0-Δp0=13-0,65=12,35 МПа (4.149)

2. Определение давления в промперегреве

рпп=0,17*р0=0,17*13=2,21 МПа (4.150)

Потери давления в тракте промперегрева

Δрпп=0,1*рпп=0,1*2,21=0,221 МПа (4.151)

р΄пп=рпп-Δрпп=2,21-0,221= 1,989 МПа (4.152)

3. Определение температуры промперегрева

Температура промперегрева принимается близкой или равной

температуре свежего пара


Лист

52

140104.65.2016.723.14 ПЗ

tпп=249°С

4. Конечное давление за турбиной

рк=2,84 кПа

По hs диаграмме находим температуру конденсата

tк=20°С

По известным p0, pпп, pк, η0i, определятся значение энтальпии для каждой

из этих точек.

h0=3330, h1t=2860, h2t=2120, hпп=3530,h΄0=3330

5. Определение располагаемого теплоперепада ЦВД

Н0= h΄0 - h1t=3330-2860=470 кДж\кг (4.153)

Н΄0= hпп – h2t=3530-2120=1410 кДж\кг (4.154)

Определим действительный теплоперепад турбины

Нi=η0i*Но=0,87*470= 408,9 кДж\кг (4.155)

h1= h΄0- Нi=3330-408,9= 2921,1 кДж\кг (4.156)

6. Энтальпия пара в конце процесса расширения

htk = 2562 кДж/кг

Тогда

Н΄0= hпп – htk=3530-2562=968 кДж\кг (4.157)

0iЦВД = 0,88; 0iЦСД=0,86

0iЦНД =0iЦСД* Н΄0 = 0,86*1410=1212,6 кДж/кг (4.158)

7. Абсолютный КПД установки с промперегревом без отбора по

регенерации:

.

0

408,9 14100,41

( ) 3330 2562 3530 132

iЦВД iЦНД ЦСД

ппi

i пп k

H H

h h h h

(4.159)

8. Термический КПД

.

0 . . 1

( ) 298(7,56 2,78)1 1 0,562

( ) ( ) 3330 2562 3530 2860

бес k пп п вtp

п в пп t

t S S

h h h h

(4.160)


Лист

53

140104.65.2016.723.14 ПЗ

0,562 0,410,37

0,41

tб ппiбеск

ппi

E

(4.161)

9. Найдем абсолютный внутренний КПД цикла с промперегревом и

подогревом воды. Для этого найдем коэффициент Ер/Епп, учитывающий

отборов в установке при отклонении

0

0,85nt k

k

t t

t t

(4.162)

Тогда

0,85 0,85*0,55 0,4675пп

р рбескE Е

(4.163)

Выбираем схему подогрева воды с включением смешивающего

подогревателя деаэратора и схему перекачки дренажа подогревателей.

Распределим регенеративный подогрев с использованием пара из отборов

турбины. Для этого определяем три базовых точки:

а) в конденсаторе tк = f(pк`) = 25 0С;

б) в деаэраторе tд = f(pд) = 7 бар = 170 0С;

в) за последним по ходу воды подогревателем tп.в.=350 0С;

В каждом подогревателе низкого давления (пнд) вода должна

подогреваться на 20-30 0С, в деаэраторе на 15-30 0С, в подогревателе

высокого давления (пвд) на 30-40 0С. Равномерно распределим подогрев

конденсата между пнд1 и деаэратором, приняв подогрев в основном

эжекторе и охладителе пароуплотнения равной 5 С температуру насыщения в

деаэраторе tд.нас= 16,8 получим:

tк = tэж + tп.в. = 25 + 34 =59 0С (4.164)

tпнд8=59 0С

tпнд7= 59+34 = 93 0С (4.165)

tпнд6 = 93+34 = 127 0С (4.166)

tпнд5 = 127+34 = 161 0С (4.167)

tд=1610С на входе в деаэратор

Определяем повышение температуры в ПВД.

tд=1700С на выходе из деаэратора

tпвд3=170+35=205 0С (4.168)

tпвд2= 205+35=240 0С (4.169)

tпвд1=238+35=275 0С


Лист

54

140104.65.2016.723.14 ПЗ

0,410,65

1 1 0,37

innqi

pnnE

Определяем температуры насыщения пара в отборах, как сумму

температуры за подогревателем и величины недогрева. (для ПНД (tпнд=3 0С),

для ПВД (tпвд=3 0С):

Для ПНД:

tпнд8 = 62 0С

tпнд7=96 0С

tпнд6=130 0С

tпнд5=161 0С

Для ПВД:

tпвд3 =208 0С

tпвд2 = 243 0С

tпвд1 = 278 0С

*0,95Р Р -давление пара за подогревателем, МПа

в нt t - температура воды за подогревателем, 0С

1 2в вt t - подогрев воды в подогревателе, кДж/кг

q i i - тепло, отданное паром в подогревателе, кДж/кг

Р- давление пара в соответствующем регенеративном отборе, МПа

t(x) – температура пара в соответствующем регенеративном отборе, 0С

ii -энтальпия пара в соответствующем регенеративном отборе, кДж/кг

нii -температура насыщения при данном давлении в соответствующем

подогревателе, 0С

ii-энтальпия пара после соответствующего подогревателя, кДж/кг

θ- недогрев воды до температуры насыщения, 0С

вii - энтальпия воды за соответствующем подогревателе, кДж/кг

ki-коэффициент, учитывающий потери тепла в подогревателях.

Расчёт тепловой схемы ПТУ

Задачей расчёта тепловой схемы является уточнение предварительного

расхода пара на турбину, определение расходов пара и воды во всех

элементах установки и нахождение показателей тепловой экономичности

ПТУ.

Все расходы пара и воды выражаем в относительных единицах по

отношению расхода пара на турбину, принимаемому за единицу. В этом


Лист

55

140104.65.2016.723.14 ПЗ

случае расход питательной воды для ПТУ с барабанными котлами, имеющих

непрерывную продувку, будет равен:

1пв ут пр 1+0,02+ 0,001=1,03 (4.170)

ут и пр -потери тепла и воды от утечек через неплотности и доля

продувочной воды котла

пi - относительный расход греющего пара на соответствующий

подогреватель.

Уравнение теплового баланса для ПВД-1

1 1 1 1п пвq k (4.171)

Отсюда относительный расход греющего пара на ПВД-1 из первого отбора

1 11

1

1,03*121,49*1,020,07

1824

пвп

k

q

Для ПВД-2

2 2 1

2

2

1,03*184,36*1,02 0,07(1226 1052)0,095

1908

пв п

п

k i i

q

(4.172)

Для ПВД-3


Лист

56

140104.65.2016.723.14 ПЗ

Подогрев воды в питательном насосе

6( ) 0,0009(30 1,07)*1030

0,87

ср в н

пн

н

Р Рi

кДж/кг (4.173)

01,25 1,25* 23,5 29,4вР Р МПа (4.174)

–давление на выходе.

Рн- давление на входе

Энтальпия питательной воды за насосом

738,7 30 768,7пн д пнi i i кДж/кг (4.175)

3 3 819,15 768,7 50,45в пнi i кДж/кг (4.176)

3 3 1 2 2 33

3

( )( ) 1,03*50,45*1,02 (0,07 0,095)(1052 888)0,01

2412

пв п пп

k i i

q

(4.177)

Деаэратор питательной воды

При расчёте деаэратора составляю уравнения материального и теплового

балансов, из которых определяют расход греющего пара д и конденсата кд

в деаэратор:

1 2 3 0,07 0,095 0,01 0,175вд

др п п п (4.178)


Лист

57

140104.65.2016.723.14 ПЗ

вд

пв д до кд хво (4.179)

4 3 5

вд

пв д д д до кд в хво хвоi k i i i i (4.180)

100хвоi кДж/кг – энтальпия химочищеной воды

хво =0,02- относительный расход химочищеной воды.

вд

д пв др кд хво (4.181)

4 3 3 5( )вд вд

пв д д пв др хво кд d др кд в хво хвоi k i i i i i (4.182)

хвохво

вд

дрвкдхво

вд

дрпвддпв iiiiiki 3454 )()(

(4.183)

4 3 4 4

5 4

( ) ( ) ( )вд

пв д д др хво хво

кд

в

i i k i i i i

i i

(4.185)

1,02(3180 732*1,02) 0,175(888 3180) 0,02(100 3180)0,84

671 3180кд

1,03 0,175 0,84 0,02 0,005д (4.186)

Подогреватели низкого давления ПНД-5

5 55

5

0,84*101,81*1,020,035

2448

кдп

k

q

(4.187)


Лист

58

140104.65.2016.723.14 ПЗ

ПНД-6+СМ1+ПНД-7

ПНД-6

6 1 6 6 6 5 5 6( ) ( )кд в см п пi i k q i i (4.188)

6 6 1 6 6 6 5 5 6( )п см кд кд в пq i k k i i i (4.189)

6 12379 *0,84*1,02 1,02*0,84*533,39 0,035*(671 546)п смi (4.190)

6 7 12379* 0* 0,85* 450п п смi (4.191)

СМ

7 5 7 7 7 5 7 6 7 7 7кд см кд в п в п в п п пi i i i i i i (4.192)

7 5 7 7 6 7 7 7 7 7( ) ( ) ( )кд см кд в п в п в п вi i i i i i i i (4.193)

))(()()( 7775777776 вкдвпсмкдвпвп iiiiiiii (4.194)

6 7(402 403) (402 403) 0,84 (0,02(402 437) 0,83* 437)п п смi (4.195)

34083,01414 76 смпп i (4.196)

ПНД-7


Лист

59

140104.65.2016.723.14 ПЗ

7 7 7 7 7 5 6 6 7( )( )к п п пk q i i (4.197)

7 7 5 7 7 6 7 7 7 7 7 7 7 5 6 5 7 6 6 6 7кд п п п п п п п пk k k k q i i i i (4.198)

6 7 6 7 7 7 7 7 7 5 7 6 7 7 7 7( ) ( ) ( ( ) )п п п кдi i k k q i i k k (4.199)

6 7(402 456 199,55*1,02) (199,55*1,02 2271)

(0,035(402 456 199,55*1,02) 0,84*199,55*1,02

п п

(4.200)

6 7208,91 2458 0 162п п смi (4.201)

Составляю систему

6 7 1

6 7

6 7

2379* 0* 0,85* 450

14 14 0,83 340

208,91 2458 0 162

п п см

п п см

п п см

i

i

i

(4.202)

В итоге

6 0,03п

7 0,06п

440смi кДж/кг

ПНД-8

7 5 6 7 0,84 0,035 0,03 0,06 0,715к кд п п п

(4.203)

7 7 8 8( )к в воэ пi i q (4.204)

7 78

8

( ) 0,715 (259 104,9)0,049

2271

к в вкп

i i

q

(4.205)


Лист

60

140104.65.2016.723.14 ПЗ

Расход пара в конденсатор

7 8 0,715 0,049 0,666к к п (4.206)

1 2 3 4 5 6 7 8к п п п п п п п п (4.207)

0,67 0,07 0,095 0,01 0,05 0,035 0,03 0,06 0,04 1,03

Погрешность материального баланса

1,03 1*100 3%

1

что допустимо.

Таблица 4.9-Расход и работа пара в отсеках турбины Отсек турбины Относительный расход

пара через отсек

Теплосодержание в

отсеке

кДж/кг

работа пара в

отсеках турбины

кДж/кг

0-1 21 =1 21iН =290 290

1-2 32 =1-0,07=0,93 32iН 90 83,7

2-3 32 =0,835 32 iН =250 208,75

3-4 43 =0,825 43iН =150 123,75

4-5 54 =0,82 54iН =130 106,6

5-6 65 =0,785 65iН =140 109,9

6-7 76 =0,756 76iН =180 136,08

7-8 87 =0,693 87iН =200 138,6

8-к к8 =0,653 кiН 8 =230 150,19

Уточнённый расход пара на турбину


Лист

61

140104.65.2016.723.14 ПЗ

0э

i ir м г

ND

a H

(4.208)

380*1047,4

(290 83,7 208,75 123,75 106,6 109,9 136,08 138,6 150,19)0,98

кг/с

Абсолютные расходы пара и воды равны.

0 1,03* 47,4 48,82пв пвD D кг/с (4.209)

1 1 0* 0,07 * 47,4 3,31пD D кг/с (4.210)

2 2 0* 0,095* 47,4 4,503пD D кг/с (4.211)

3D =0,01*47,4=0,474 кг/с (4.212)

4D =0,005*47,4=0,237 кг/с (4.213)

5D =0,035*47,4=1,655 кг/с (4.214)

6D =0,029*47,4=1,374 кг/с (4.215)

7D =0,063*47,4=2,98 кг/с (4.216)

8D =0,04*47,4=1,896 кг/с (4.217)

кD =0,663*47,4=2,98 кг/с (4.218)

Расход теплоты на производство электрической энергии

конденсационной установкой

0 1 2 47,4 3,31 4,503 39,58ппD D D D кг/с (4.219)

1 0 0( ) ( )пв пп ппг ппхQ D i i D i i (4.220)

1 47,4(3310 2966) 39.5(3310 2870) 72Q МВт

Удельный расход пара на турбину.

00

3,6*47,42,133

80э

Dd

N кг/кВт·ч (4.221)


Лист

62

140104.65.2016.723.14 ПЗ

Удельный расход теплоты турбинной установкой.

1 3600*723240

80э

э

Qq

N кДж/кВтч (4.222)

1) Выбор и расчёт регулирующей

ступени Тепловой расчет проточной части одного из цилиндров

многоступенчатой турбины.

При тепловом расчете выполняется подробный расчет регулирующей

ступени и одной промежуточной ступени.

Первая ступень в турбинах с сопловым парораспределением работает с

переменной парциальностью при изменение расхода пара и называется

регулирующей.

Расчёт регулирующей ступени сводится к определению её

геометрических размеров, выбору профилей сопловых и рабочих лопаток,

нахождению мощности и КПД ступени.

Средний диаметр ступени (по прототипу) d=1,12м;

Степень реактивности ρ=0,05.

Окружная скорость

3,14*1,12*50 177,71U dn м/с (4.223)

Большое влияние на характеристики ступени оказывает

характеристический коэффициент ф

ф

Uх

C . В первом приближение его

можно принять равным опт

фх , обеспечивающим максимум лопаточного КПД

52,005,012

12cos*95,0

12

cos 1

опт

фх

(4.224)


Лист

63

140104.65.2016.723.14 ПЗ

Сф- фиктивная скорость пара

-коэффициент скорости сопловой решётки

1 - угол выхода пара из сопловой решётки

Однако этот коэффициент лучше взять несколько ниже так как при

уменьшение фх возрастает Сф, увеличивается теплоперепад ступени hо ст ,

уменьшается число ступеней zст, а, следовательно, падает металлоёмкость.

Поэтому примем U/Сф=0,43.

177,71418,41

0,52ф

ф

Uс

x м/с (4.225)

Располагаемый теплоперепад, срабатываемый в ступени

2

0

418,4187,34

2000 2000

фCh кДж/кг (4.226)

Располагаемый теплоперепад, срабатываемый в сопловой hос и рабочей

hор решётках, а так же теоретическую скорость пара на выходе из сопел.

0(1 ) (1 0,05)87,34 83,19оch h кДж/кг (4.227)

0 0,05*87,34 4,27oph h кДж/кг (4.228)

1 (1 ) * (1 0,05) *418,41 407,18t фс с

(4.229)

Откладываем найденные процессы в h-s-диаграмме находим давление

Р1=17МПа, и теоретический удельный объём ν1t за соплами, что позволяет

определить выходную площадь сопловой решётки.

1

0

170,71

24кр

Р

Р , значит скорость истечения пара сверхзвуковая ( кр

=0,546), следовательно площадь сопловой решётки равна:

0 11

1 1

42,4*0,0150,0018

0,96*390,8

t

t

DF

c

м2 (4.230)

1 -коэффициент расхода принимаемый равным 0,96


Лист

64

140104.65.2016.723.14 ПЗ

Для перегретого пара k=1,3, кр =0,546

Задавшись предварительно степенью парциальности ε, определяют

высоту сопловой решётки, которая не должна быть больше предельно

допустимой величины ( 35 50предl мм)

11 0

1

0,00180,0028

sin 3,14*1,14*0,7*sin12э

Fl

d мм (4.231)

При ε=0,7 1l =44 мм.< допустимо тогда:

Число Маха.

11 6

1 1

407,180,74

1,3*17*10 *0,015

tt

t

cМ

kP

(4.232)

По числу Маха М1t и углу э1 выбирают профиль сопловых решёток,

хорду профиля b1 , оптимальный относительный шаг 1t и определяют число

сопловых лопаток.

- хорда профиля b1=0,0525м

- оптимальный относительный шаг 1t =0,8

Число сопловых лопаток

1

2 2

3,14*1,14*0,760

0,0525*0,8

dz

b t

шт (4.233)

Действительная скорость пара на выходе из сопловой решётки

С1=φС1t=0,95*405,69=385,41 м/с (4.234)

Относительная скорость пара на входе в сопловую решётку и её

направление. 2 2 2 2

1 1 1 12 cos 407,18 177,71 cos12 218,4с U cU м/с (4.235)2 0

01 11

1

*sin 407,18 *sin12arcsin arcsin 26

218,4

c

(4.236)

Теоретическая относительная скорость выхода пара из рабочей решётки и

число Маха равны. 2 2

2 1 2000 218,4 2000*0,05*4,27 216,3t oph м/с (4.237)

22 3

2 2

216,30,37

1,3*16,5*10 *0,019

tt

t

МkP

(4.238)

Потери энергии в соплах 2 2

2 21 407,18(1 ) (1 0,95 ) 9

2000 2000

tc

ch кДж/кг (4.239)

Примем коэффициент расхода 2 0,93 находим выходную площадь

рабочей решётки.


Лист

65

140104.65.2016.723.14 ПЗ

22

2 2

47,4*0,0190,0044

0,93*216,3

t

t

DF

м2 (4.240)

Выбираем суммарную перекрышу

Δ 1l =1мм

Δ 2l =2,3мм

Определяем высоту рабочей решётки.

2 1 2 1 1 2,3 44 47,3l l l l мм (4.241)

Эффективный угол выхода пара из рабочей решётки.

22

2

0,0044sin 0,394

3,14*1,12*0,7*2,3э

F

d l

(4.242)

2э =230

b2=0,0256 м

2t =0,63

Число рабочих лопаток.

2

2 2

3,14*1,12223

0,256*0,63

dz

b t

шт. (4.243)

Скоростной коэффициент ψ рабочей решётки.

2

2

0,02560,975 0,011 0,957 0,011* 0,957

47,3

b

l

(4.244)

2 0,957 * 218,4 209,008 м / сt (4.245)

22 2

0,93sin sin 0,4 *0,95 0,37

0,957э

(4.246)

2 =22

Из выходного треугольника находят абсолютную скорость выхода пара из

ступени С2, угол её направления 2 2 2

2 2 2 22 cosc U U

(4.247)

2 2 2

2 209,008 177,71 2*209,009*177,71 *cos22 83 м / сc (4.248) 2

2 22

2

sin 209,008 *sin 23arcsin arcsin 80

82c

(4.249)

Потери энергии в рабочей решётке и с выходной скоростью.

2

2 22 2216,3

(1 ) (1 0,95 ) 1,962000 2000

t

ph

кДж/кг (4.250)

2 2

2 813,3

2000 2000вс

сh кДж/кг (4.251)

Относительный лопаточный КПД определяют 2-мя способами.


Лист

66

140104.65.2016.723.14 ПЗ

0

(1 )1

c p вс

ол

h h х h

Е

(4.252)

Для регулирующей ступени х =0, а Е0=ho

х - коэффициент использования кинетической энергии выходной скорости

в последующей ступени.

0

9 1,96 4,341 1 0,83

87,34

c p вс

ол

h h h

Е

(4.253)

1 1 2 2

0

( cos cos ) 177,71(407,1*cos12 83*cos120,79

87,34ол

U с с

Е

(4.254)

Для оценки прочностных характеристик рабочих лопаток находят

изгибающие напряжения и сравнивают их с допустимыми значениями.

Поскольку степень реактивности в регулирующей ступени не велика, можно

ограничимся окружным усилием:

1 1 2 2( cos cos )uR D (4.255)

347,4(218,4*cos23 209,008*cos22) 19,83*10uR Н

В этом случае:

2

2 min2

допuизг изг

R l

z W

(4.256)

Wmin- минимальный момент сопротивления.

В ступенях с парциальным подводом доп

изг =15-25 МПа

6

19*47,30,014

2*223*0,234*10изг

Мпа (4.257)

изг > доп

изг увеличиваем хорду профиля в соотношении

доп

изг

изг

b

b

(4.258)


Лист

67

140104.65.2016.723.14 ПЗ

0,0140,0256 0,0009

20

изг

доп

изг

b b

м (4.259)

2 82z шт

0,956

2 2 0,956* 216,3 206,76t м/с (4.260)

22 2

0,93sin sin 0,4 0,95 0,39

0,956э

(4.261)

2 =240

2 2

2 2 2 22 cosc U U (4.262)

2 2

2 206,76 177,71 2*206,76*cos24 83c м/с

α2=83,60

2

2 3,32000

вс

сh кДж/кг (4.263)

0

9 1,96 4,341 1 0,85

87,34

c p вс

ол

h h h

Е

(4.264)

1 1 2 2

0

( cos cos ) 177,71(407,18*cos12 83*cos84,1)0,82

87,34ол

U с с

Е

(4.265)

Мощность на лопатках ступени равна.

3

1 1 2 2( cos cos )10uN DU (4.266)

347,4*177,71(218,4*cos223 206,7*cos223 )10 43,4uN МВт

Определяют потери энергии от утечек пара, парциальности и на трение.

Относительная величина потерь энергии от утечек пара через

диафрагменные и бандажные уплотнения.

6

1 1

0,75*3,14*0,45* 4,5*10*0,82 0,0081

0,97 *0,018 8

у yд

у ол

d

F z

(4.267)

2

1

1,8б б экву ол

d l

F d

(4.268)


Лист

68

140104.65.2016.723.14 ПЗ

33,14*1,22*7,8*10 47,3*0,82 0,05 1,8 0,08

0,024 1,12

б

у

3

2 1,17 47,3*10 1,22бd d l м (4.269)

Эквивалентный зазор уплотнения

3

2 2 2 2

0

1 17,8*10

4 1,5 4 1,5*2

0,04 0,06

экв

в

р

z

(4.270)

Осевой и радиальный зазоры бандажного уплотнения

δо=0,003—0,005 м; δр=(0,012—0,0015)dб

у -коэффициент уплотнения, у =0,65—0,9

yd -диаметр диафрагменного уплотнения yd =0,3—0,6м

δ-радиальный зазор уплотнения, δ=0,001 yd

z– число гребней уплотнения, в области высоких давлений z=4—10

бd - диаметр бандажного уплотнения.

Относительные потери энергии, вызванные парциальным подводом пара. 2

2 2

1 1

0,065 10,25

sinпарц ол

э ф ф

U B l Uj

c Fc

(4.271)

0,065 1 0,7 177,7 0,05*0,04*177,7* ( ) 0,25 0,048

sin12 0,7 417,1 0,018*417,1парц

B2-ширина рабочей решётки, В2=b2;

j- число пар концов сопловых сегментов, чаще всего j-2

Потери энергии от трения диска о пар. 3

2 23 3

1

1,12 177,70,65*10 * ( ) 0,03*10

0,024 417,1тр тр

ф

d Uk

F c

(4.272)

трk - коэффициент трения, равный трk =(0,45—0,08)10-3

Относительный внутренний КПД ступени. 30,83 0,046 0,03 0,03*10 0,78oi oл ут парц тр (4.273)

0,007 0,08 0,087б д

ут у у

(4.274)

Использованный теплоперепад ступени.

0 86,62*0,78 67i oih h кДж/кг (4.275)

Внутренняя мощность ступени.


Лист

69

140104.65.2016.723.14 ПЗ

47,2*0,67 31,7i iN Dh МВт (4.276)

Предварительный расчёт нерегулируемых ступеней.

d1=0,99 м – средний диаметр 1-ой нерегулируемой ступени

3,14*0,99*50 139,73U dn м/с (4.277)

139,73303,76

0,46 0,46ф

Uс м/с (4.278)

1 (1 ) (1 0,05) *303,76 296t фс c м/с (4.279)

Высота сопловой лопатки.

11

1 1 1 1

47,4*0,0150,0012

sin 0,96*3,14*1*0,89*299*sin13

t

t t

Dl

d c

м (4.280)

Расход пара через последнюю ступень турбины.

0 1 2 47,4 3,31 4,50339,5

1z

выхл

D D DD

z

кг/с (4.281)

zвыхл- количество выхлопов в конденсатор

Диаметр последней ступени.

z к zd d l кd =0,89м

1

1 0

0,05*39,50,043 0,119

0,015* 47,4

z zz

Dl l

D

м (4.282)

0,89 0,119 1,009z к zd d l м (4.283)

Располагаемый теплоперепад по параметрам торможения.

2 2

0

0,9912,3 12,3 46

0,46ф

dh

x

кДж/кг (4.284)

По статистическим данным


Лист

70

140104.65.2016.723.14 ПЗ

0 00,96 0,96*45 45.12h h кДж/кг (4.285)

Коэффициент возврата тепла

41 11 1(1 ) 4,8*10 (1 0,76)294 0,03

11т oi oz

zk H

z

(4.286)

тk - коэффициент, учитывающий состояние пара.

z-число ступеней.

Расчёт надёжности рабочей лопатки

первой ступени давления

Найдём растягивающие напряжения, вызываемые центробежной силой

массы бандажа:

Бандаж изготовлен из стали 2Х13, плотностью 37750 кг м .

Центробежная сила бандажа определяется следующим образом:

2 -7 2, 7750 8,51 10 314 0,512 = 332,9 Нб ббС V R

(4.287)

где

5 7 3

2

2 2 3,14 0,5125,1 10 10,1 10 м

162

бб б

RV f

z

(4.288)

- объём одного члена бандажа;

2 2 3,14 50 314 рад / ссn (4.289)

- круговая частота вращения;

0,512 мбR - радиус бандажа;

2 162 штz - число лопаток;

5 25,2 10 мбf - площадь бандажа;

4 2

0 2,66 10 мF - площадь поперечного сечения лопатки.

Тогда,


Лист

71

140104.65.2016.723.14 ПЗ

. . 4

322,9132360,66 1,3МПа

2,6*10р б Па

(4.290)

Найдём растягивающие напряжения, вызываемые центробежной силой

массы пера лопатки.

Лопатка изготовлена из материала 2Х13, плотностью 37750 кг м ,

0,2 400 МПа.t

Центробежная сила лопатки:

2 4 2

0* * * * 7750*2,6*10 *0,026*314 *0,455 1952,71 Нл срС F l r (4.291)

где 0,455мcpr - радиус средней линии лопатки;

0,026мl - высота лопатки

2 2 3,14 50 314 рад / сcn (4.292)

- круговая частота вращения;

0F 2.66*10-4 м2 - площадь поперечного сечения лопатки.

Тогда,

. . 4

1952,718002909,83 Па 8,002 МПа

2,66*10р л

(4.293)

Растягивающее напряжение, действующее на рабочую лопатку,

вызывается центробежными силами массы пера лопатки и бандажа:

. . . .р р л р б р

(4.294)

8,002 1,3 9,302 МПар

Так как лопатка работает в области температур менее 500С, то

критерием прочности является 0,2.t

0.2 400200 МПа

2

t

ррmk

(4.295)

По полученным данным и по известным размерам хвостовика

рассчитываем напряжения в опасных сечениях и делаем выводы о прочности


Лист

72

140104.65.2016.723.14 ПЗ

такого хвостовика. Заданные размеры хвостовика:

218мм; 0.512мм; 8мм; 10мм; 10мм; 18мм; 12мм;k k mB R h h d D B

28мм; 8ммb h Материал лопатки- 1Х13, у которого 37750 кг м .

Центробежная сила пера лопатки: лC 1952.71Н

Частота вращения: 50об мин.n

Круговая частота вращения: 314рад с.

Центробежная сила, создаваемая частью хвостовика, на котором

расположен корневой профиль:

2 2* *2 ( ) * *2m

k m k

к

hR h B

Сz

(4.295)

2 20,0087750*314 * 2*3,14(0,512 ) *0,008*0,018

2 661,4 H162

кС

Центробежная сила шейки хвостовика:

2 211* *2 ( ) * *

2k m

к

hR h h d

Сz

(4.296)

2 20,0087750*314 * 2*3,14(0,512 0,008 ) *0,008*0,010

2 264,3 H162

кС

Центробежная сила нижней части хвостовика: 2

2 21 2ω 2

2k m

k

hR h h h D

Cz

(4.297)

2

2 0,0107750 314 2 3,14 0,512 0,008 0,008 0,010 0,018

2683,4 H.

162kC

Суммарная центробежная сила лопатки:

Σ Σ 1952,71 661,3 264,3 683,4 3621,8 H.k ш хвC C C C С (4.298)

Сила Σ0

3621,818109H.

2 2

CР

(4.299)


Лист

73

140104.65.2016.723.14 ПЗ

Определим распределение растягивающих напряжений по высоте

лопатки.

Напряжение в любом сечении:

0 1 1 ,р

(4.300)

где ,z

zl

- координата, отсчитываемая от корневого сечения;

0,87036,25.

0,026

срd

l

(4.301)

Напряжение у корня: 2

6

0 2 10u

(4.302)

2

26

0

3,14 0,870 3000

602 10 7750 7,98МПа.36,25

Сносим все данные по растягивающим напряжениям в таблицу 4.10.

Таблица 4.10 - Растягивающие напряжения

Параметр

Координата

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1

1 1 1,0055 1,0110 1,0166 1,0221 1,0276

0

1 0,805 0,607 0,407 0,204 0

,МПар 7,98 6,42 4,84 3,25 1,63 0

Наличие бандажа вызывает дополнительные напряжения в рабочей

лопатке:

2

0

б б б k б

б

ρ ω f t r R

F

(4.303)


Лист

74

140104.65.2016.723.14 ПЗ

22 -5

-4

7750 314 4,8 10 0,0026 0,423 + 0,449= 0,341МПа.

2,46 10б

Расчёт изгибающих напряжений

Определим изгибающие напряжения, действующие на рабочую лопатку

по всей длине. Действие рабочего тела на лопатку создаёт силу, которая

может быть разложена на окружную Pu и осевую Pz составляющие:

1 2

2

22,290288,74 32,403 36,80H,

162и u u

GР c c

z (4.304)

где 22,290кг сG массовый расход через ступень;

2 162z - число рабочих лопаток.

1 2 1 2 2

2

u z z

GP c c P P t t

z (4.305)

22,290

288,74 32,403 1,384 1,3 0,018 0,026 34,87H.162

uP

Равнодействующая этих сил:

2 22 248,76H.36,80 34,87u u

P P P (4.306)

Изгибающие напряжения:

max ,2

u

x

P l

W

(4.307)

где 6 30,420 10 мxW момент сопротивления профиля лопатки;

0,026мl высота лопатки.

Тогда,

max 6

48,76 0,0261,52МПа 35 МПа.

2 0,420 10u u

(4.308)

Изменение u по высоте лопатки l , представлены в таблице 4.11.


Лист

75

140104.65.2016.723.14 ПЗ

Таблица 4.11 -Изменение u по высоте лопатки

l,м

Величина

0 0,0052 0,0098 0,0148 0,0194 0,026

,и МПа 0 0,298 0,610 0,895 1,184 1,520

Расчёт лопатки на вибрацию

Рассчитаем вибрационную надёжность облопачивания.

Для лопатки постоянного сечения с бандажом статическая частота

собственных колебаний:

2

0

2,46,x

cm

E If

l F

(4.309)

где 37750кг м плотность материала лопатки;

8 40,430 10 мxI момент инерции сечения лопатки;

4 2

0 2,46 10 мF площадь поперечного сечения лопатки;

0,026мl высота лопатки;

120,192 10 МПаE модуль упругости.

Тогда,

12 -8

2 -4

2,46 0,192 10 0,430 10= 89238,4Гц.

7750 2,46 100,026ст

f

(4.310)

Динамическая частота вращающейся лопатки:

2 2 ,д cm cf f B n (4.311)

где 0,8 0,8 0,870

0,6 0,6 28,4.0,026

cpdB

l

(4.312)

Тогда,


Лист

76

140104.65.2016.723.14 ПЗ

2 289238,4 28,4 50 89238,8Гц.дf (4.313)

По произведённому расчёту могу сделать вывод о том, что лопатки по

своим показателям полностью подходят к данной ступени.

Расчёт бандажа и шипа лопатки

Для дополнительного учёта бандажа рассчитаем его на изгиб, а также

рассчитаем шип, крепящий бандаж к лопатке.

Число лопаток в пакете: 12;nz

Длина пера лопатки: 0,026м;l

Шаг по бандажу: 0,018м;бt

Средний радиус бандажа: 0,452м;бr

Окружная составляющая усилия: 36,60Н;uP

Число шипов на одной лопатке: 1;шz

Угол между плоскостью диска и max осью и нерции среднего сечения

лопатки: cos 0,975;

Материал бандажа: сталь 2Х13: 37750кг м .

Ширина бандажа: 0,026м;a

Высота бандажа: 0,004м;h

Ширина шипа: 0,007м.b

Изгибающий момент в бандаже от центробежной силы его массы в

местах его крепления:

2 2

112

б б бω f t rМ

(4.314)

2 2

1

7750 314 0,004 0,026 0,007 0,004 0,018 0,4520,283Н м.

12М


Лист

77

140104.65.2016.723.14 ПЗ

Изгибающий момент в бандаже от парового усилия на лопатки:

1

2

0,367,

1,204 1 4 cos

б

б

lMM

(4.315)

где 2 212 1 cos / ,б n б б б kпz H I l t Iz

3 3

11 4

0,15 дляприклёпанногобандажа;

0,004 0,026 0,0071,32 10 м .

12 12

б

б

Н

h a bI

(4.316)

Тогда,

11 2 2 812 12 1 0,15 1,27 10 0,026 0,975 /12 0,016 0,430 10 0,436б

4

2

0,367 0,436 0,283 0,0261,62 10 H м.

1,204 0,436 1 4 0,975M

Напряжение изгиба в месте крепления бандажа:

1 2изг

б

М М

W

, (4.317)

где 2

8 31,4 10 м .6

б

a b hW

(4.318)

- момент сопротивления сечения бандажа в месте заделки с учётом

ослабления отверстием для шипа лопатки.

Тогда,

4

8

0,282 1,62 1025,3МПа.

1,4 10изг

(4.319)

Расчёт шипа


Лист

78

140104.65.2016.723.14 ПЗ

Напряжение в шипе лопатки от изгиба моментом, возникающим в

бандаже при деформации лопатки:

.

0,367,

1,204 1 2 cos

б ии ш

б ш ш

Р l

z W

(4.320)

где

232

6 37 10

4,24 10 м6 6

ш

bW

(4.321)

- момент сопротивления шипа.

Тогда,

. 6

0,367 0,436 36,80 0,0260,0184 МПа.

1,204 0,436 1 2 1 4,18 10 0,975и ш

Напряжение растяжение в шипе от центробежной силы бандажа

2 2 0,000082 0,01635 0,487750 314 11,164 МПа

1 0,000025

б б бр

ш m

f t r

z f

(4.322)

fш – площадь поперечного сечения шипа

fш = 25*10-6 м2

fб= a*h=0.026*0.004=0.000052 м2 – площадь поперечного сечения

бандажа

Суммарная нагрузка на шипы

= и + р = 0,0184+11,164=11.6584 Мпа (4.323)

= 11,6584МПа=t0.2/KT=450/2=225 МПа (4.324)

Расчёт на прочность диска последней ступени

Имеем следующие данные:


Лист

79

140104.65.2016.723.14 ПЗ

0

2 1 0 2

1

3000 об мин.; 0,551 м.; 0,290 м.; 0,180 м.; 0,08мм.;

0.310м.; 0.18 м., 5 МПа

в

в r

n r r r r у

у у

Центробежная нагрузка на внешнем радиусе полотна:

2

2 2

1,312 1 24,12101,213 МПа

2 2 3,14 0,552 0,1

обr

C k C

r b

(4.325)

С – центробежная сила облапачивания;

Соб – центробежная сила обода диска;

k – коэффициент, учитывающий разгружающее действие обода, k=2/3 для

Т-образных и грибоводимых хвостиков, k=1,0 – для дисков с осевой завязкой

хвостиков лопаток, а так же дисков последних ступеней, имеющих большие

значения внешнего радиуса

2 21 1 0.757520 0,000082 216,76 152 1,312 МН

5.76k срС F U z

(4.326)

где1,372

0,75; 5,760,241

срп

x

dF

F l

(4.327)

/ 60 3014 10372 3000 / 60 216,67м / сср срU d n

(4.328)

z=60 шт;F=0.00246 м2

2 2 2 2

12 7520 314 2 3014 006305 00125 001 24,12 МНоб обС r Нb (4.329)

где Н=0,125 м; b1=0,1 м, rоб=0,6305 м.

Разбиваем втулку и полотно диска на ряд сечений, включающих

граничные радиусы: для втулки: х=0,200; 0,245; 0,290, для полотна:x=0,290;

0,3423; 0,3946; 0,4469; 0,4992; 0,5515, где x – текущий радиус.

Определяем радиус полного конуса:

1 2 2 1

1 2

0,18 0,5515 0,08 0,2900,7607 м.

0,18 0,08

у r у rR

у у

(4.330)

Для выбранных сечений определяем:

а) для втулки – отношение 0

x

r;


Лист

80

140104.65.2016.723.14 ПЗ

б) для полотна диска – x

R.

Таблица 4.12-Выбор сечения Втулка Полотно

x, м 0,2 0,245 0,29 x, м 0,29 0,3423 0,3946 0,4469 0,4992 0,5515

x/r0 1 1,225 1,45 x/R 0,381228 0,44998 0,518733 0,587485 0,656238 0,7249

k1 0 0,198 0,282 pc 0,174 0,165 0,148 0,124 0,1 0,116

k2 1 0,802 0,718 p1 2,014 2,258 2,706 3,387 4,4 4,2

k3 0 -0,303 -0,59 p2 -4,39 -2,55 -1,354 -0,756 -0,445 -0,88

k’1 1 0,802 0,718 qc 0,1756 0,1718 0,1634 0,1516 0,1385 0,144

k’2 0 0,198 0,282 q1 1,809 1,953 2,202 2,535 3,038 2,6

k’3 0 -0,12 0,261 q2 8,53 6,09 4,36 3,422 2,886 2,9

Для контроля: k1+k2=1; k′1+k′2=1; k′1=k2; k1=k′2. Определяем напряжения в

тонких вращающихся кольцах радиусов R и 0r :

2 2 2 2

0 7820 314 0,2 30,87 МПа;I

u ω r (4.331)

2 2 2 27820 314 0,7607 446,62 МПа.R

I

u ω R ; (4.332)

Определим методом двух расчётов напряжения в диске.

I расчёт.


3000об мин.;I

рабn n

0

0τ

5МПа;

100МПа.

I

r

I

Таблица 4.13-Результаты первого расчёта

Втулка Полотно


Лист

81

140104.65.2016.723.14 ПЗ

Уравнения для расчёта напряжений на радиусе r1 для втулки:

1 0 0 01 2 3 ;I I I I

r r uk k k (4.333)

1 0 0 01 2 3 .I I I I

r uk k k

(4.334)

Ураснения для расчёта напряжений на радиусе r1 для полотна диска:

1 1 11

;( )1 2

I I I IT p A p B p аr cr r r

(4.335)

1 11 1

.( )1 2

I I I IT q A q B q bcr r r

(4.336)

Определим постоянные интегрирования А I и В I .

Значения 1

I

r ,

1

I

находим по формулам перехода от ступицы к полотну:

11

0,316,4 11,01МПа;

0,18в

I I вy

r r y

(4.337)

x, м 0,2 0,245 0,29 x, м 0,29 0,3423 0,3946 0,4469 0,4992 0,5515

I1 0k 0 20 28,2 cr1

pT I 77,711 73,691 66,099 55,380 44,662 51,807

Ir2 0k -5 -4,01 -3,59 r1 1

pAI -50,788 -56,941 -68,239 -85,412 -110,96 -105,91

Iu3 0k 0 -9,354 -18,215 r2 1

pB I -15,908 -9,241 -4,907 -2,740 -1,613 -3,189

Ir1 -5 6,436 6,395

Ir1

11,014 7,509 -7,046 -32,771 -67,908 -57,295

I1 0k 100 80,2 71,8 cr1

qT I 78,426 76,728 72,977 67,707 61,856 64,313

Ir2 0k 0 -0,99 -1,41 r1 1

qAI -45,619 -49,25 -55,529 -63,926 -76,611 -65,566

Iu3 0k 0 -3,705 -8,058 r2 1

qB I 30,911 22,069 15,800 12,400 10,458 10,509

I1 100 75,505 62,33

I

1 63,718 49,547 33,248 16,181 -4,296 9,256


Лист

82

140104.65.2016.723.14 ПЗ

11

( ) 62,33 0,3 11,01 6,4 63,71МПа.вв

I I I I

r r

(4.338)

Решая совместно уравнения (а) и (b) находим постоянные

интегрирования АI и ВI:

АI= -25,22 ВI= 3,62.

II расчёт


0;IIn

0

0τ

0;

50 МПа.(произвольно).

II

r

II

Так как 0IIn , то 0

0.II II

u T

Таблица 4.14-Результаты второго расчёта Втулка Полотно

x, м 0,2 0,245 0,29 x, м 0,29 0,3423 0,3946 0,4469 0,4992 0,5515

II1 0k

0 9,9 14,1 cr1pT II

0 0 0 0 0 0

IIr2 0k

0 0 0 r1 1pAII

30,317 33,990 40,734 50,985 66,234 63,223

IIu3 0k

0 0 0 r2 1pB II

-6,034 -3,505 -1,861 -1,039 -0,612 -1,209

IIr1 0 9,9 14,1

IIr1

24,283 30,485 38,873 49,946 65,622 62,014

II1 0k

50 40,1 36 cr1qT II 0 0 0 0 0 0

IIr2 0k

0 0 0 r1 1qAII

27,231 29,399 33,147 38,160 45,731 39,138

IIu3 0k 0 0 0

r2 1qB II 11,724 8,370 5,992 4,703 3,967 3,986


Лист

83

140104.65.2016.723.14 ПЗ

II1 50 40,1 35,9

II

1 38,955 37,769 39,140 42,863 49,698 43,124

Расчётные зависимости для втулки:

1 01 ;I II

r k (4.339)

1 01 .I IIk

(4.340)

Расчётные зависимости для полотна диска:

1 1 1

;( ) '1 2

I II IIA p B p аr r r

(4.341)

1 11

.( ) '1 2

I II IIA q B q br r

(4.342)

Используя формулы перехода, определим напряжения на радиусе r1

диска:

11

0,3114,1 24,28МПа;

0,18в

II II вy

r r y

(4.343)

11

( ) 35,9 0,3 24,28 14,1 38,95МПа.вв

II II II II

r r

(4.344)

Решаем совместно уравнения (a)’ и (б)’ находим постоянные

интегрирования АII и ВII:

АII= 15,053 ВII= 1,374.

Определяем коэффициент пересчёта k :

2 2

2

97,29 57,2952,493.

62,014

I

r r

II

r

k

(4.345)

Находим истинные значения r и τ , которые являются данными для

построения графиков распределения радиальных и тангенциальных

напряжений по диску.

Таблица 4.15-Распределение радиальных и тангенциальных напряжений

по диску

Втулка Полотно

x, м 0,2 0,245 0,29 x, м 0,29 0,3423 0,3946 0,4469 0,4992 0,5515

I

r -5 6,436 6,395 I

r 11,014 7,510 -7,046 -32,771 -67,908 -57,295

II

rk 0 24,678 35,148 II

rk 60,532 75,992 96,900 124,50 163,58 154,58

r -5 31,114 41,543 r 71,547 83,502 89,854 91,732 95,672 97,290

τ

I 100 75,505 62,332 τ

I 63,718 49,548 33,248 16,181 -4,296 9,256


Лист

84

140104.65.2016.723.14 ПЗ

Оценка надежности диска из стали 35ХМ:

По III теории прочности:

0 0

0,2

τ ,

t

r

tК

(4.346)

0,2 420 МПаt предел текучести при рабочей температуре;

1 2,0К для литья из стали.σ

Тогда,

420

100 5 105 210,2

(4.347)

Следовательно, надежность диска обеспечена.

Определение критической частоты вращения ротора

графоаналитическим методом

1. Вал вычерчивается в определенном масштабе по длине К1=12.

2. После того, как вал вычерчен, он разбивается на участки так, чтобы

жесткость каждого была постоянна, а участки не особенно длинные.

3. Определим силу тяжести участков G1=9,8*m

Таблица 4.16-Сила тяжести

№п/п Масса m0, кг Сила тяжести Gb, Н

1 15,304 150,412

2 50,812 483,141

3 135,121 1324,710

4 823,324 8121,043

5 433,681 4291,813

6 460,212 4568,412

7 479,126 4701,324

8 466,214 4584,631

9 575,422 5642,384

10 681,112 6613,451

11 1074,116 10520,014

12 767,224 7517,814

13 780,812 7632,424

14 760,429 7458,962

15 794,183 7785,112

16 137,661 1343,810

17 58,314 566,834

τ

IIk 124,6 99,959 89,490 τ

IIk 97,105 94,149 97,565 106,85 123,88 107,5

τ 224,6 175,465 151,82 τ 160,82 143,696 130,81 123,03 119,59 116,75


Лист

85

140104.65.2016.723.14 ПЗ

18 45,114 435,834

4. Выбираем масштаб сил K0=380 Н/мм

5. Строим многоугольник сил. Выбираем полосное расстояние Н1=200

мм.

6. Строим веревочный многоугольник под схемой вала. Этот

многоугольник будет изображать эпюру изгибающих моментов в

определенном масштабе Kч=K1*K0*H1:Кv=780*103H.

Наибольшый момент в любом сечении Мi=Км*zi

где zi – ордината эпюры в мм.

7. С целью учета переменного диаметра вала принимаем участок с

наибольшим диаметром (d0) за основной и увеличиваем ординаты остальных

участков эпюры в отношении моментов инерции сечения вала, для этого

вводится коэффициент Кh=I0/Ii

В нашем случае для сплошного вала: Кh=(d0/di)4

Для учета переменной температуры вала влияющей на величину модуля

упругости вводят коэффициент КД=E0/Ei

В нашем случае влиянием температурой пренебрегаем, таким образом,

первоначально полученная эпюра Мu изменится пропорционально

произведению Ki*KE

8. Для построения упругой линии вала будем считать вал находящийся

под фиктивной нагрузкой измеряемой площадью эпюры изгибающих

моментов.

Разделим эту площадь на ряд простых геометрических фигур.

В центре тяжести каждого участка эпюры прикладываем фиктивную

силу: 4

2 01 1 1 1

1

* * * *G

dR K f K H

d

, (4.348)

где f1 – площадь соответствующего участка

Таблица 4.17 -Фиктивная нагрузка №п/п Диаметр

вала d, м

KI=(d0/di)4 Площадь участка в

масштабе чертежа

f, мм2

Значение

фиктивной силы

R, Н*мм2

1 0,12 53,714 7,412 3,203*109

2 0,12 53,714 22,012 9,312*109

3 0,15 18,344 78,118 1,040*1010

4 0,15 7,974 126,324 1,682*1010

5 0,2 7,974 345,012 1,836*1010

6 0,2 7,974 477,831 2,623*1010

7 0,25 3,684 619,359 1,640*1010

8 0,25 3,684 743,113 1,969*1010

9 0,35 2,412 425,383 7,672*109

10 0,35 2,214 451,734 8,151*109

11 0,37 2,412 530,234 8,490*109


Лист

86

140104.65.2016.723.14 ПЗ

12 0,37 2,118 556,204 8,919*109

13 0,38 1,701 610,204 7,780*109

14 0,38 1,701 632,818 8,073*109

15 0,4 1,388 573,638 5,894*109

16 0,42 1,358 585,104 6,026*109

17 0,42 1,106 676,467 5,672*109

18 0,42 1,106 685,638 5,745*109

19 0,43 1,001 702,701 5,332*109

20 0,43 1,001 706,421 5,365*109

21 0,42 1,106 928,387 7,783*109

22 0,42 1,106 905,831 7,589*109

Продолжение табл. 4.17 №п/п Диаметр

вала d, м

KI=(d0/di)4 Площадь участка в

масштабе чертежа

f, мм2

Значение

фиктивной силы

R, Н*мм2

23 0,4 1,358 583,832 5,998*109

24 0,4 1,358 562,130 5,783*109

25 0,38 1,728 564,673 7,210*109

26 0,38 1,684 530,187 6,784*109

27 0,36 2,118 429,676 6,763*109

28 0,36 2,118 390,101 6,301*109

29 0,35 2,385 354,741 6,481*109

30 0,35 2,385 316,340 5,731*109

31 0,29 5,319 426,101 1,876*109

32 0,29 5,319 324,426 1,322*109

33 0,27 7,236 108,340 5,965*109

34 0,27 7,236 74,352 4,094*109

35 0,26 8,519 35,901 2,328*109

36 0,26 8,519 11,993 7,575*109


Лист

87

140104.65.2016.723.14 ПЗ

9. Определяем полюсное расстояние: H2=ED*I0/KR

E0=2,1*1011H/м2, (4.349) 4 4

4 400

*0,4513,87*10 м

32 32

dl

(4.350)

11 4

2 9

2,1*10 *13,87*10194192,9 мм

1,5*10Н

(4.351)

Так как величина Н2 получилась большой, то уменьшаем ее в k раз .

Таким образом,

Н'2=Н2/k (4.352)

Примем k=1000, тогда H’2=194192.9/1000=194.192 мм

Определяем истинные прогибы вала, умножив снятые с чертежа

величины на К1/kl=10/1000=0.01.

Таблица 4.18 - Фиктивные силы №

п/п

Стрела прогиба

под грузом, по

чертежу у, мм

Истинное

значение стрелы

прогиба, у, мм

G*y, Н*м m*y2, кг*м2

1 3,321 0,3321 0,0053 1,682*10-8

2 11,989 0,11989 0,0581 7,078*10-7

3 24,730 0,24730 0,3268 8,226*10-6

4 36,193 0,36193 2,9014 1,071*10-4

5 41,914 0,41914 1,7723 7,551*10-5

6 44,446 0,44446 2,0051 0,086*10-5

7 46,093 0,46093 2,1663 1,023*10-4

8 46,651 0,46551 2,1242 1,012*10-4

9 46,334 0,46334 2,6142 1,242*10-4

10 45,180 0,45180 2,9871 1,38*10-4

11 42,793 0,42793 4,5011 1,972*10-4

Продолжение табл. 4.18 №

п/п

Стрела прогиба

под грузом, по

чертежу у, мм

Истинное

значение стрелы

прогиба, у, мм

G*y, Н*м m*y2, кг*м2

12 39,458 0,39458 2,9701 1,194*10-4

13 35,819 0,35819 2,7412 9,986*10-5

14 31,534 0,31534 2,3532 7,561*10-5

15 26,838 0,26838 2,0894 5,719*10-5

16 18,817 0,18817 0,2524 4,833*10-6

17 9,307 0,09303 0,0527 4,983*10-7

18 2,962 0,02962 0,0129 3,870*10-8

10 Определяем критическую частоту вращения ротора:

29,55

i i

кр

i i

G yn

m y

(4.353)


Лист

88

140104.65.2016.723.14 ПЗ

27крn об/мин

11 Оценим виброустойчивость вала:

1.4nкр1nраб0.7nкр2

nраб=50 об/мин

nкр1= 27 об/мин

nкр2= 2,8 nкр1=2.8* 27 = 75,50 об/мин

Следовательно, вал виброустойчив

5 ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ

Энергосбережение есть дополнительная мощность энергоисточника,

так как позволяет за счет экономии энергии на энергоисточнике или у

потребителя подать дополнительную энергию другому потребителю при

сохранении существующих мощностей.

В 1992 г. в Бразилии, в Рио-де-Жанейро состоялась конференция

Организации Объединенных Наций (ООН) по окружающей среде и

развитию. На ней присутствовали представители 197 стран мира. На

конференции была принята так называемая "Программа устойчивого

развития". Основная идея этой программы состоит в том, что на всех уровнях

современного общества — межгосударственном, государственном, местном,

индивидуальном — должны быть приняты срочные меры по

предотвращению всемирной экологической катастрофы. То есть каждый из

нас должен осознать свою ответственность за будущее планеты.

Ключевую роль в предотвращении экологической катастрофы играет

энергосбережение. Проблема разумного использования энергии является

одной из наиболее острых проблем человечества. Современная экономика

основана на использовании энергетических ресурсов, запасы которых

истощаются и не возобновляются. Но это даже не главное. Современные

способы производства энергии наносят непоправимый ущерб природе и

человеку. Медики считают, что здоровье людей на 20% зависит от состояния

окружающей среды. Загрязнение атмосферы при использовании

невозобновляемых источников энергии ведет к всеобщему потеплению,

таянию полярных льдов и повышению уровня мирового океана в течение

последующих веков. Мы не знаем, когда именно скажутся эти изменения, но

комиссия ООН по климату утверждает, что всеобщее потепление уже

началось. Необходимо что-то делать уже сейчас для предотвращения

экологической катастрофы.

Самый простой способ уменьшить загрязнение окружающей среды —

беречь энергию, или, другими словами, расходовать энергию более разумно.

Одним словом это называется "энергосбережение". Экономить энергию

должно все человечество и каждый человек в отдельности. Используя

меньше невозобновляемых источников энергии, мы уменьшаем количество

вредных выбросов в атмосферу. Сэкономленную энергию можно


Лист

89

140104.65.2016.723.14 ПЗ

использовать взамен вновь производимой, и за счет этого тоже снизить

загрязнение окружающей среды. Кроме того, энергосбережение выгодно

экономически. Мероприятия по экономии энергоресурсов в 2,5 — 3 раза

дешевле, чем производство и доставка потребителям такого же количества

вновь полученной энергии.

Расчеты показывают, что каждый 1% экономии энергоресурсов в

России дает прирост валового внутреннего продукта на 0,35%. Вызвано это, в

том числе, тем, что затраты на осуществление мероприятий по экономии

топливно-энергетических ресурсов в промышленности, коммунальном

хозяйстве в 2-3 раза ниже по сравнению с капитальными вложениями,

необходимыми для эквивалентного прироста их производства в виде

природного газа, нефти, каменного угля.

Мероприятия в электроэнергетике предусматривают существенные

изменения структуры мощностей тепловых электрических станций по типам

электростанций и видам используемого топлива. Приоритетным

направлением является развитие экологически чистых электростанций в

результате использования вместо паротурбинных установок тепловых

электрических станций, применяющих парогазовые установки на газе, а

далее - и на угле, что позволит повысить их коэффициент полезного действия

до 55-60 процентов.

Для обеспечения растущих потребностей экономики страны в период

до 2010 года предусматривается рост производства электроэнергии на 2-3

процента в год.

Для обеспечения прогнозируемых уровней электро - и

теплопотребления в оптимистическом и благоприятном вариантах вводы

генерирующих мощностей на электростанциях России (с учетом замены и

модернизации) на период 2003-2020 гг. оцениваются величиной порядка 177

млн, кВт, в том числе на ГЭС и ГАЭС - 11,2 млн. кВт, на АЭС - 23 млн. кВт,

на ТЭС - 143 млн. кВт (из них ПТУ и ГТУ - 37 млн. кВт). В умеренном

варианте вводы оцениваются величиной порядка 121 млн. кВт, в том числе

на ГЭС и ГАЭС -7 млн. кВт, на АЭС - 17 млн. кВт, на ТЭС - 97 млн. кВт (из

них ПТУ и ГТУ -31,5 млн. кВт) [39].

Экологический эффект от реализации программных мероприятий

связан с повышением энергоэффективности действующего

энергооборудования, предотвращением выбросов (сбросов) загрязняющих

веществ в окружающую среду и сокращением площади отчуждаемых земель.

Доля природного газа в топливном балансе ТЭС весьма значительна и

составляет 61,6 %, тем не менее, в структуре мощностей практически

отсутствуют наиболее экономичные парогазовые установки. Парогазовый

энергоблок мощностью 1 млн. кВт по сравнению с паротурбинным расходует

в год примерно на 300 млн. м природного газа меньше. Стоимость этого газа

на мировом рынке составляет 25...30 млн. долл. США.

Сценарии развития теплоэнергетики, связанные с возможностью

радикального изменения условий топливообеспечения тепловых

электростанций в европейских районах страны, ужесточение экологических


Лист

90

140104.65.2016.723.14 ПЗ

требований, преодоление к 2010 г. тенденции превышения темпов

нарастания объемов оборудования электростанций, выработавших свой

парковый ресурс, над темпами вывода его из работы и обновления требуют

скорейшего внедрения достижений НТП и новых технологий в

электроэнергетике.

Для электростанций, работающих на газе, такими технологиями

являются: парогазовый цикл, газотурбинные надстройки паросиловых блоков

и газовые турбины с утилизацией тепла. На электростанциях, работающих на

твердом топливе, - экологически чистые технологии сжигания угля в

циркулирующем кипящем слое, а позже - газификация угля с

использованием генераторного газа в парогазовых установках.

Новые угольные ТЭС в крупных городах, районах концентрированного

сосредоточения населения и сельскохозяйственных регионах должны быть

оснащены установками сероочистки.

Переход от паротурбинных ТЭС на газе к парогазовым ТЭС обеспечит

повышение КПД установок до 50%, а в перспективе - до 60% и более.

6 ВОПРОСЫ ЭКОЛОГИИ

Топливно-энергетический комплекс России – один из крупнейших

источников загрязнения окружающей среды. На его долю приходится более

50% выбросов вредных веществ в атмосферу и около 20% сброса

загрязненных сточных вод в поверхностные водные объекты.

Предприятия топливно-энергетических отраслей оказывают

существенное негативное влияние на экологическую обстановку во всех

регионах страны. В результате их производственной деятельности в

окружающую среду поступают:

– углеводороды, сероводород, оксиды азота, сажа, оксид углерода,

сернистый ангидрид – при выбросах в атмосферу;

– нефть, нефтепродукты, пластовые минеральные воды, синтетические

поверхностно-активные вещества (СПАВ), ингибиторы коррозии и парафино-

отложения, деэмульгаторы, химреагенты, буровые сточные воды и буровой

шлам – при сбросе в водные объекты и на рельеф местности.

Значительна интенсивность и масштабы загрязнения подземных вод,

почв и грунтов в районах размещения отходов предприятий топливно-

энергетического комплекса.


Лист

91

140104.65.2016.723.14 ПЗ

Весьма негативные экологические последствия имеют многочисленные

повреждения промысловых трубопроводов, аварии на магистральных

нефтепроводах, потери нефти из резервуаров из-за несовершенства

конструкции, которые сказываются, в первую очередь, на состоянии почв и

водных объектов.

Минимизация воздействия отраслей на окружающую среду по-прежнему

остается основной задачей природоохранной деятельности.

В выпускной квалификационной работе рассматривается замена

основного оборудования в энергоблоке №1 Няганьской ГРЭС. В энергоблоке

будет установлено две газовых турбины 160 мощностью 160 МВт и паровой

турбиной ПТ-80/100-130/13 мощностью 100 МВт компании ОАО «Силовые

машины». Основной вид топлива природный газ.

Загрязнения атмосферы можно условно разделить на две группы:

первичные и вторичные. Первичные последствия – это воздействия

непосредственно загрязнителей в их исходном виде, не претерпевших

никаких изменений. Вторичные последствия – результат последовательности

химических реакций, приводящих к образованию новых, зачастую еще более

опасных веществ, или же разрушению других веществ, в последствие

ведущему к негативным результатам (как в случае с озоновыми дырами).

Как известно, вредные вещества, выбрасываемые в атмосферу,

воздействуют на человека и окружающую среду.

Окись углерода, содержащаяся в воздухе, представляет опасность для

здоровья. В атмосфере с большим содержанием окиси углерода наступает

смерть от удушья. Это другой способ доказать, что ткани тела умирают от

кислородного голодания. При меньших концентрациях окиси углерода

отмечаются другие, более тонкие эффекты. Окись углерода может быть

причиной сердечных приступов.

Двуокись и окись азота (NO2, NO) представляет наибольшую опасность

для здоровья человека.

Двуокись азота – газ с неприятным запахом. Двуокись азота не только

воздействует на обоняние, она ослабляет ночное зрение – способность глаз

адаптироваться к темноте. Зрительные и обонятельные ответы на

воздействие двуокиси азота можно назвать сенсорными эффектами. Однако


Лист

92

140104.65.2016.723.14 ПЗ

более важными следует считать патологические и функциональные эффекты

двуокиси азота.

Расчет выбросов вредных веществ в атмосферу

от котла-утилизатора энергоблока №1 Няганской ГРЭС

Рассчитаем количество выбросов вредных веществ в атмосферу от котла

утилизатора Энергоблока №1 Няганской ГРЭС и сравним полученные

показатели с установленными нормами по ПДК.

Тип котла:

Мощность котла: 420 МВт

Топливо: природный газ

- теплота сгорания топлива Qн = 8000 ккал/кг;

Расход топлива – 50 160 м3/ч (11146 г/с)

Период работы 350 дней (8400 часов).

В энергоблоке устанавливается две газовых турбины 160 мощностью 160

МВт и паровой турбиной ПТ-80-130 мощностью 100 МВт компании ОАО

«Силовые машины». По ходу движения дымовых газов после турбин

установлен котел- утилизатор, для которого установлена дымовая труба Ду

6,9 м и высотой 60м

В атмосферу от турбин, через котел-утилизатор, при сжигании

газообразного топлива выбрасываются: диоксиды азота и оксид углерода.

Расчеты выбросов сведены в таблицу 6.1

Таблица 6.1 – Расчет выбросов вредных веществ

Наименова

ние

Обознач

ение,

ед.изм

Формула Расчет


Лист

93

140104.65.2016.723.14 ПЗ

Окись

углерода

МСО

г/с )

100

41(

3001,0

qрнQRqB

2,43)100

31(0,815.011146001,0

ИТОГО, г/с 43,2

Годовой выброс, т/год 130610

3502436002,436

Окислы

азота

2NOМ ,

г/с 3

)2

1(

)100

41(

1310034,0

r

qрнQBk

4,311)01()100

31(

0,81114667.1013

10034,0

ИТОГО, г/с 31,4

Годовой выброс, т/год 5,94910

3502436004,316

Расчет концентраций загрязняющих веществ

32 TVH

nmFМАмС

p

(6.1)

где А = 160 - коэффициент, зависящий от температуры стратификации

атмосферы.

М - количество вещества, выбрасываемого в атмосферу, г/с;

F = 1,0, - доля золы при глубокой очистке более 90%;

= 1, - поправочный коэффициент на рельеф;

Vp - объем выбрасываемой газовоздушной смеси, м3 /с;

∆T - разность температур выбрасываемых газов и атмосферного воздуха;

∆T = Тг - Тв = 237 – 27= 210 оС

Твозд= 27 оС, - температура атмосферного воздуха для летнего режима;


Лист

94

140104.65.2016.723.14 ПЗ

Тух - 237 оС, - средняя температура газов котла на выходе из дымовой трубы.

d0 = 6,9 м, - Диаметр устья трубы;

Н = 60 м, - высота трубы;

m, n - коэффициенты, связанные с учетом влияния скорости выхода газов из

устья трубы м/с.

Объем выбрасываемой газовоздушной смеси определяется по формуле:

pPвозд

Т

нPобщ

VухT

pV

(6.2)

где Рн= 760 мм.рт.ст –атмосферное давление при нормальных условиях;

Рр = 720 мм.рт.ст –атмосферное давление при рабочих условиях;

Vобщ– объемный расход дымовых газов, м3/с.

гобщ VВV (6.3)

Vг – объем дымовых газов составляет 9,8 м3/кг

В – массовый расход сжигаемого топлива, составляет 11,146кг/с

2,1098,9146,11 общ

V м3/с.

720273

7602,109)273237(

pV =215,3 м3 /с

Коэффициент m определяется по формуле при f<100

334.01.067.0

1

ffm

(6.4)

Коэффициент f определяется по формуле:

2

2310

HT

df

(6.5)

где - средняя скорость выхода газовоздушной смеси из устья

источника выброса, м/с.


Лист

95

140104.65.2016.723.14 ПЗ

2

4

d

гV

(6.6)

Рассчитаем коэффициент m:

76,59,614,3

3,21542

м/с

30,060210

9,676,5102

23

f <100

05.134.01.067.0

13 30,030,0

m

Коэффициент n определяется по величине v

91.560/2103,21565.0/65,0 33 HTVv p

при v>2 n=1

Расчет концентрации вредных веществ сведен в таблицу 6.2.

Таблица 6.2 – Расчет концентрации загрязняющих веществ

Загрязняющее

вещество Расчет

Выбросы от

дымовой трубы

ПДК, мг/м3, максимальная

разовая

Окись

углерода,

мг/м3 32 2103,21560

1110,12,43160

0,009 3

Окислы азота,

мг/м3 32 2103,21560

1110,14,31160

0,007 0,085

Анализ выбросов вредных веществ от котла-утилизатора Энергоблока №1

Няганьской ГРЭС показал, что при существующей дымовой трубе

максимальная концентрация вредных веществ в приземном слое атмосферы

не превышает нормативы.


Лист

96

140104.65.2016.723.14 ПЗ

7 АВТОМАТИЗАЦИЯ И УПРАВЛЕНИЕ Автоматизированные системы управления паровой (ПТУ) и газовой

турбин (ГТУ)

АСУ ПТ-80 и ГТУ-160 обеспечивает управление и контроль работы

установок во всех режимах эксплуатации, учитывая и обрабатывая сигналы

электрической и гидравлической частей системы автоматического

регулирования (САР). АСУ ТП для ПТ-80 и ГТУ-160 позволяют полностью

автоматизировать процесс работы установки без вмешательства оператора.

АСУ ТП ПТ-80 и ГТУ-160 решает следующие задачи:

- автоматический пуск и останов ПТ-80 и ГТУ-160;

- регулирование мощности и давления острого пара с коррекцией по

частоте в энергосистеме;

- регулирование давления острого пара перед турбиной;

- защита турбины от недопустимого снижения давления пара при работе

блока в режимах с номинальным или скользящим давлением пара;

- реализация режима регулирования со скользящим давлением острого

пара;

- управление регулирующими клапанами турбины при сбросах

электрической нагрузки блока с отключением и без отключения генератора от

сети;

- управление регулирующими и стопорными клапанами турбины при

возникновении повышенных значений частоты и ускорения ротора турбины;

-кратковременная и длительная противоаварийная разгрузка блока, с

последующим восстановлением до исходного значения мощности по сигналам

от противоаварийной автоматики по условиям обеспечения динамической и

статической устойчивости;

-режим контроля температурных напряжений элементов турбины;

-режим автоматизации набора оборотов турбины по сигналам от системы

автоматического пуска турбины с ускоренным прохождением критических

частот и взятием начальной нагрузки с учетом теплового состояния турбины;

-аварийный останов турбины;

-управление положением сервомоторов турбоагрегата;

-ограничение разгона турбины при отключении генератора (сброс

нагрузки).

Использование САУ в ПТ-80 и ГТУ-160 позволяет минимизировать

возможность возникновения крупных аварий, облегчить регулирование

процессом пуска и останова турбины и позволяет следить за изменениями

параметров при переходных режимах установки.

8. ЭКОНОМИКО И УПРАВЛЕНИЕ


Лист

97

140104.65.2016.723.14 ПЗ

Для повышения качества работы Энергоблока №1 Няганской ГРЭС будет

выполнена модернизация основного оборудования, а именно: установка

новых газовых турбин 160 мощностью 160 МВт и паровой турбиной ПТ-80-

130 мощностью 100 МВт компании ОАО «Силовые машины»

8. 1 Капитальные и текущие затраты на модернизацию энергоблока

Рассчитаем смету капитальных затрат на разработку мероприятий по

следующим статьям затрат:

– затраты на разработку проектной документации

– затраты на закупку оборудования

– транспортные затраты

– затраты на демонтаж ранее установленного оборудования

– затраты монтажные работы нового оборудования

– затраты на пуско-наладочные работы

– обучение персонала

Смета капитальных затрат представлена в таблице 8.1.

Таблица 8.1 - Смета капитальных затрат на модернизацию энергоблока

Наименование затрат Затраты

млн.руб. %

Газотурбинная установки ГТЭ-160 (2) 200 56,77

Паровая турбина ПТ-80/100-130/13 80 17,10

Проектные работы 6 1,88

Строительные работы 60 12,40

Монтажные работы 35 7,30

Транспортные расходы на доставку оборудования 1,2 0,38

Затраты на комплектацию оборудования (3,2% стоимости

оборудования) 7,2 2,14


Лист

98

140104.65.2016.723.14 ПЗ

Заготовительно-складские затраты (1,2% стоимости

оборудования) 2,72 0,85

Пуско-наладочные работы и обучение персонала 1,5 0,47

Прочие затраты 2,3 0,72

Итого 395,92 100,00

Стоимость основного оборудования принята из прайса поставщика завод

«Силовые машины». Стоимость проектных, строительных, монтажных и

пуско-наладочных работ приняты согласно сметной документации,

разработанной для Няганской ГРЭС. Транспортные расходы приняты по

расценкам грузоперевозчика «Деловые линии»

Калькуляция текущих затрат на энергетическое обслуживание

1. Годовые затраты на топливо, млн. руб

Ит=Цт*Вгод (8.1)

где Цт= 520 руб./т.у.т. - цена топлива.

Вгод –объем потребления условного топлива в год, т.у.т.

2. Годовые затраты на воду

Ив=Цв*Gгод (8.2)

где Цв = 21,7 руб./м3 - цена за воду на тех.процесс [34];

Gгод –объем потребления воды в год, т.у.т.

3. Отчисления на социальные нужды определяются величиной единого социального налога в размере 26% от фонда оплаты труда.

4. Затраты на содержание оборудования в части материалов и запчастей для ремонта составляют 1% от стоимости оборудования:

5. Амортизация оборудования

Иа=На*Sо (8.3)

где На = 10% - норма амортизации; S0 - общая стоимость оборудования.

6. Затраты на содержание и текущий ремонт сооружений

Иmp=0,25*So (8.4)


Лист

99

140104.65.2016.723.14 ПЗ

7. Прочие производственные расходы

Ипp=0,1*(Фэ+Фр+Фу) (8.5)

8. Себестоимость производимой теплоты

гQ

Иs (8.6)

Таблица 8.2 – Калькуляция текущих затрат на энергетическое

обслуживание энергоблока станции

№ Наименование затрат Величина, млн. руб.

тыс.руб./год 1 Топливо 520*1186173,4 = 616,8

2 Вода на тех.процесс 21,7*345 016 = 7,487

3 Затраты на электроэнергию 42,574

4 Основная и дополнительная заработная плата

эксплуатационного персонала 43,2

5 Отчисления на социальные нужды 0,26*43,2 = 11,232

6 Содержание оборудования в части материалов и запчастей

для ремонта 0,01*395,92= 3,959

7 Амортизационные отчисления 0,1*395,92 = 39,592

8 Основная и дополнительная заработная плата ремонтного

персонала 6,74

9 Отчисления на социальные нужды 0,26*6,74= 1,752

10 Заработная плата персонала управления станции 74,52

11 Отчисления на социальные нужды 0,26*74,52= 19,375

12 Содержание и текущий ремонт сооружений 0,25*395,92 = 98,98

Продолжение табл.8.2

№ Наименование затрат Величина, млн. руб.

тыс.руб./год 13 Прочие производственные расходы 0,1* (43,2+6,74+74,52) =12,446

14 Итого производственных затрат 978,657

15 Полезно используемая энергия 5 683 420

16 Производственная себестоимость товарной продукции 2,172

5683420

10978657 3


Лист

100

140104.65.2016.723.14 ПЗ

Стоимость демонтированного материала составила 9,34 млн.руб. Было

демонтировано и продано следующее оборудование:

1.Газовая турбина SJT5 - 1 4000 (Siemens) – 5,574 млн.руб.

2. Паровая турбина SST5 – 3000 (Siemens) – 3,766 млн.руб.

В настоящий момент себестоимость энергии энергоблока №1 составляет

194,3 руб/МВт [35]. Рассчитаем срок окупаемости проекта по модернизации

энергоблока:

год08,35683420)2,17230,194(

610)34,992,395(

годQS

демКзКТ

На основе результатов расчета показателей экономической

эффективности можно сделать следующий вывод: выгодно инвестирование

средств в модернизацию энергоблока №1 Няганьской ГРЭС, так как проект

окупится приблизительно за 3,1 года. Это является приемлемым

показателем так как срок окупаемости не превышает 5 лет.

8.2 SWOT-анализ модернизации энергоблока №1 Няганьской ГРЭС

Оценка стратегического положения и перспектив организации, а также

формулировка стратегии часто осуществляется на основе SWOT–анализа.

Суть его состоит в том, что во внешней среде организации выявляются

факторы, представляющие с одной стороны возможности, а с другой угрозы

для ее развития. Одновременно оцениваются слабые и сильные стороны ее

внутреннего потенциала, прежде всего в функциональных областях

организации – производство, управление финансами, маркетинг, НИОКР.

Затем происходит их попарное сопоставление с помощью SWOT – матрицы

Рассмотрим два варианта:

вариант 1 - существующее положение энергоблока №1 Няганьской ГРЭС с

газовой турбиной SGT5-4000F мощностью 300 МВт и паровой турбиной SST5-

3000 мощностью 100 МВт компании «Simens»;


Лист

101

140104.65.2016.723.14 ПЗ

вариант 2 - установка двух газовых турбин ГТЭ-160 мощностью 160 МВт и

паровой турбины ПТ-80-130 мощностью 100 МВт компании ОАО «Силовые

машины».

Таблица 8.3 - Вариант 1 (энергоблока №1 Няганьской ГРЭС до

модернизации)

S: Сильные стороны W: Слабые стороны

1. Репутация компании.

2. Многолетний опыт работы.

3. Квалифицированный персонал.

1. Колебания валютного курса.

2. Длительный срок заказа.

3. Высокие транспортные

расходы.

4. Высокие затраты на ремонт

О: внешние благоприятные возможности Т: внешние угрозы предприятию

1. Расширение энергоресурсов

1. Постоянная востребованность энергии

1. Экономические санкции

Таблица 8.4 – Вариант 2 (энергоблока №1 Няганьской ГРЭС после

модернизации)

S: Сильные стороны W: Слабые стороны

1. Налаженные связи с партнерами. 2. Фиксированная стоимость проекта 3. Быстрый отклик производителя 4. Отсутствие необходимости переобучения 5. Короткие сроки поставки 6. Сохранение рабочих мест

1. Низкая топливная эффективность. 2. Низкий уровень автоматизации.

О: внешние благоприятные

возможности

Т: внешние угрозы предприятию

1. Расширение энергоресурсов 1. Конкуренция 2. Постоянная востребованность энергии

3. Расширение энергоресурсов


Лист

102

140104.65.2016.723.14 ПЗ

4. Доступность запчастей для обслуживания и ремонта

Вывод: Из SWOT - анализа можно сделать вывод, что энергоблок №1

Няганьской ГРЭС после модернизации будет выгоден, так как внешних

благоприятных возможностей больше, а слабые стороны уменьшаются.

Поэтому дальнейшие расчеты будут производиться только для этого

варианта.

Оценка движущих и сдерживающих сил и ресурсов

разработки систем управления

Аналитическим инструментом определения движущих и сдерживающих

сил изменения является модель К. Левина «Анализ поля сил».Вопрос

удерживается в равновесии в результате взаимодействия двух

противоположных наборов сил - тех, которые стремятся способствовать

изменениям (движущие силы), и тех, которые пытаются сохранить статус-кво

(сдерживающие силы)» Таким образом, до начала изменений силовое поле

находится в равновесии сил, благоприятствующих изменениям и

противостоящим им.Для любых перемен существующий статус кво, или

равновесие должно быть нарушено, либо путем добавления

благоприятствующих изменениям условий или же путем сокращения

противостоящих сил.

Схематично анализ поля сил для модернизации энергоблока

представим на рисунке 8.1.

Завершить модернизацию энергоблока №1 Няганьской ГРЭС к 25 ноября 2017

Нал

ичи

е ф

ин

ансо

вых

сред

ств

Сн

иж

ени

е се

бес

тои

мо

сти

энер

гии

Над

ежн

ый

по

став

щи

к

об

ор

удо

ван

ия

Час

тичн

ое

фи

нан

сир

ова

ни

е

пр

оек

та а

дм

ин

ист

рац

ией

Со

вер

шен

ство

ван

ие

пр

ои

зво

дст

вен

ны

х те

хно

ло

гий

Движущие силы


Лист

103

140104.65.2016.723.14 ПЗ

Рисунок 1 Поле сил К. Левина

Рисунок 8.1 – Поле сил

Вывод: Модернизация энергоблока №1 Няганьской ГРЭС позволит

сократить затраты города на поставку российского оборудования, вместо

иностранного, так же позволит создать больше рабочих мест. Поле сил

изменений системы показывает, что при реализации проекта по

модернизации энергоблока №1 преобладают движущие силы, а это означает,

что поставленная цель выполнима.

Планирование целей проекта в дереве целей

Дерево целей представляет собой структурную модель, показывающую

связь целей подразделения в иерархии управления.

Построено дерево целей проекта модернизации энергоблока №1

Няганьской ГРЭС.

Ост

ано

вка

раб

оты

энер

гоб

лока

на

пе

ри

од

мо

нта

жн

ых

раб

от

Нед

ост

ато

чно

ква

ли

фи

-

ци

ро

ван

ны

й п

ерсо

нал

Сдерживающие силы


Лист

104

140104.65.2016.723.14 ПЗ

Рис.8.2 - Дерево целей проекта

Миссия

Долговременное существование Няганьской ГРЭС»

с модернизацией энергоблоков

Цель проекта

Завершить модернизацию энергоблока №1 Няганьской ГРЭС к 25ноября 2017 г.

1 Цель проектного отдела:к

25июля 2016 г. разработать

проект монтажа турбинного

цеха

3 Цель турбинного цеха: к

25октября 2016 г. обучить

эксплуатационный персонал

правильной эксплуатации

нового оборудования

и с подрядными

организациями

3.1 Начальник

цеха: к15 ноября 2016 г.

выдать должностные

инструкции

3.2Мастер: Следить

за правильностью работы

оборудования. Обучить

машинистов эксплуатации

оборудования к 20 декабря

2016.

3.3 Оператор

котельной: Обучиться

правильной эксплуатации

оборудования к 22 декабря

2016 г.

2 Цель подрядной

организации: к 25декабря

2016 г. произвести

строительные и монтажные

работы на площадке установки

турбины

2.1Ремонтный

персонал: к 20 августа 2016

г. произвести демонтаж

здания турбинного

отделения

2.2 Ремонтный персонал: к

1 сентября 2016 г.

подготовить площадку к

последующему монтажу

оборудования 2.3 Ремонтный персонал: к

1 декабря 2016 г.

произвести монтаж нового

оборудования

2.4 Ремонтный

персонал: к 5 ноября 2016 г.

произвести монтаж здания

турбинного отделения

2.5 Ремонтный

персонал: к 20 декабря 2016

г. произвести

пусконаладочные работы

1.1 Главный

энергетик: к 15 июля

2016 г. разработать

требуемые режимы

работы турбин

1.2 Инженер: к

25 июля

2016 г. выбрать

необходимое

вспомогательное

оборудование для турбин

1.3 Инженер: к 1

августа 2016 разработать

проект замены

оборудования

1.4 Главный

инженер: к 15 августа 2016 г. согласовать проектную документацию с надзорными органами

1.5 Главный

инженер: к 25 августа

2016 г. регламентировать

и распределить перечень

работ по модернизации

турбоагрегата


Лист

105

140104.65.2016.723.14 ПЗ

Планирование мероприятий по реализации проекта (график Ганта)

График Ганта позволяет визуально оценить последовательность задач, их

относительную длительность и протяженность проекта в целом, сравнить

планируемый и реальный ход выполнения задач, детально

проанализировать реальный ход выполнения задач. На графике

отображаются интервалы времени, в течение которых задача выполнялась.

Таблица 8.5 - График Ганта по реализации целей

Этапы работы Испол-

нитель

Продолжительность этапа, недели

июль август сентябрь октябрь ноябрь декабрь

1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4

1.1.1

Разработать

требуемые режимы

работы турбин

к 15 июля 2016 г..

Гл.

энергетик

1.1.2 Выбрать

необходимое

вспомогательное

оборудование для

турбин к 25 июля 2016

г.

Инженер

1.1.3 Разработать

проект замены

оборудования к

1августа 2016 г.

Инженер

1.1.4 Согласовать

проектную

документацию с

надзорными органами

к 15 августа 2016г.

Гл.

инженер

1.1.5

Регламентировать и

распределить

Гл.

инженер


Лист

106

140104.65.2016.723.14 ПЗ

перечень работ по

модернизации

турбоагрегата к 25

августа 2016 г.

1.2.1 Произвести

демонтаж здания


к 20 августа 2016 г.

Ремонтный

персонал

1.2.2 Подготовить

площадку к

последующему

монтажу

оборудования к

1сентября 2016 г.

Ремонтный

персонал

Этапы работы Испол-

нитель

Продолжительность этапа, недели

июль август сентябрь октябрь ноябрь декабрь

1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4


монтаж нового

оборудования к 1

декабря 2016 г.

Ремонтный

персонал


монтаж здания


к 5 ноября 2016 г.

Ремонтный

персонал


пусконаладочные

работы к 20 декабря

2016 г.

Ремонтный

персонал

1.3.1 Выдать

должностные

инструкции к 15

ноября 2016 г.

Начальник

цеха

1.3.2 Следить за

правильностью работы

оборудования.

Обучить машинистов

эксплуатации


Мастер


Лист

107

140104.65.2016.723.14 ПЗ


1.3.3 Обучиться

правильной

эксплуатации



Оператор

цеха

9 БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

Няганская ГРЭС - самый крупный проект инвестиционной программы

ОАО «Фортум» и одна из самых крупных тепловых электростанций в мире,

работающих на широтах севернее 62˚С. Няганская ГРЭС имеет три

энергоблока. Установленная электрическая мощность станции — 1302,04

МВт.

Для уменьшения себестоимости выработанной продукции была

проведена модернизация энергоблока № 1 Няганской ГРЭС.

В состав энергоблока № 1 входит:

котёл-утилизатор ОАО ИЦ «ЭМАльянс-БСК-КУ», с выходными

параметрами: давлением 12,5 МПа, температурой — 560°С;

парогазовая установка фирмы «Siemens» номинальной мощностью

420,9 МВт, основное топливо турбины- природный газ.

Техническое руководство персоналом цехов и подразделений возлагается

на главного инженера.

Оперативное руководство дежурным персоналом осуществляется

начальником смены станции (НСС), находящимся в непосредственном

подчинении заместителя главного инженера по эксплуатации.

Непосредственное управление работой трёх энергоблоков осуществляется

с блочного щита управления (ЩУ), на котором находятся АРМ машиниста

энергоблока.

Персонал КТЦ:

Начальник смены станции;

Машинист энергоблока (МЭБ);

Машинист обходчик по газотурбинному, котельному и

вспомогательному оборудованию;


Лист

108

140104.65.2016.723.14 ПЗ

Дежурный инженер по обслуживанию оборудования АСУТП и

КИПиА.

Контроль и управление теплотехническим оборудованием котельной

осуществляется с помощью автоматизированной системы управления

технологическим процессом (АСУ ТП).

По технической реализации АСУ ТП имеет функционально и

территориально распределенную структуру и обеспечивает

централизованное управление всем оборудованием из помещения щита

управления оборудованием, а также управление оборудованием по месту (где

это необходимо).Опасные и вредные производственные факторы рабочей

среды и трудового процесса (ОиВФ и ТП) делятся на физические,

химические, биологические и психофизические. В ГОСТ 12.0.003-80

«Опасные и вредные производственные факторы» приводится

классификация ОиВФ и ТП.

9.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов

В зоне обслуживания турбин имеют место:

Физические факторы:

Параметры микроклимата: температура, влажность, скорость движения

воздуха, тепловое излучение от горячих поверхностей

Повышенный уровень постоянного шума

Повышенный уровень вибрации

Инфразвук

Освещение

Химические факторы:

Турбинное масло в зоне высоких температур

Факторы трудового процесса:

Тяжесть труда – характеристика трудового процесса, отражающая

преимущественно нагрузки на опорно-двигательный аппарат и

функциональные системы организма.

Напряженность труда – нагрузка преимущественно на центральную

нервную систему, органы чувств, эмоциональную сферу работника.

Травмоопасные факторы:

Возможность поражения теплоносителем с высокой температурой.

Тепловое излучение от горячих поверхностей паропроводов и паровых

турбин;


Лист

109

140104.65.2016.723.14 ПЗ

Острые кромки, заусенцы и шероховатость на поверхностях заготовок,

инструментов и оборудования;

Повышенное давление теплоносителя

Разностное расположение оборудования

Движущиеся и вращающиеся части механизмов могут вызвать

механическое повреждение тела человека при попадании частей тела в

поле действия этих частей механизмов

Возможность поражения электрическим током.

Аварийно возможные ситуации:

Утечка топлива

Пожар

Разрыв трубопровода вследствие повышения давления, образования

свищей.

Аварии вследствие разрушения, повреждения и выхода из строя

оборудования;

Халатности обслуживающего персонала;

9.2 Нормирование факторов рабочей среды и трудового процесса.

Организация мероприятий защиты

Воздух рабочей зоны.

Воздух рабочей зоны оценивается по метеорологическим и атмосферным

условиям на рабочих местах, а именно параметрами микроклимата

(температуры воздуха, относительной влажности, скорости движения

воздуха, теплового облучения) и составом воздуха, которые определяются

спецификой производственной среды.

ГОСТ 12.1.005-88 ССБТ. «Общие санитарно-гигиенически требования к

воздуху рабочей зоны (с Изменением N 1)».

Стандарт устанавливает общие санитарно-гигиенические требования к

показателям микроклимата и допустимому содержанию вредных веществ в

воздухе рабочей зоны. Требования к допустимому содержанию вредных

веществ в воздухе рабочей зоны распространяются на рабочие места

независимо от их расположения (в производственных помещениях, в горных

выработках, на открытых площадках, транспортных средствах и т.п.).[5]

Микроклимат.

СанПиН 2.2.4.548-96 «Гигиенические требования к микроклимату

производственных помещений».


Лист

110

140104.65.2016.723.14 ПЗ

Настоящие Санитарные правила распространяются на показатели

микроклимата на рабочих местах всех видов производственных помещений и

являются обязательными для всех предприятий и организаций. Ссылки на

обязательность соблюдения требований настоящих санитарных правил

должны быть включены в нормативно-технические документы: стандарты,

строительные нормы и правила, технические условия и иные нормативные и

технические документы, регламентирующие эксплуатационные

характеристики производственных объектов, технологического, инженерного

и санитарно-технического оборудования, обусловливающих обеспечение

гигиенических нормативов микроклимата.

Показатели микроклимата:

температура воздуха;

температура поверхностей;

относительная влажность воздуха;

скорость движения воздуха;

интенсивность теплового облучения.

Работа машиниста энергоблока по энергозатратам организма относится к

категории Iб.

К категории Iб относятся работы с интенсивностью энерготрат 121-150

ккал/ч (140-174 Вт), производимые сидя, стоя или связанные с ходьбой и

сопровождающиеся некоторым физическим напряжением (ряд профессий в

полиграфической промышленности, на предприятиях связи, контролеры,

мастера в различных видах производства и т.п.).[19]

Таблица 9.1 Оптимальные величины показателей микроклимата на рабочих

местах производственных помещений

Пер

иод

год

а

Кат

егори

и р

абот

Температура, 0С Оптимальная

влажность, % Скорость воздуха

Оп

тим

альн

ая

Допустимая

Пост

оян

ное

раб

оч

ее

мес

то

Врем

енн

ое

раб

оч

ее

мес

то

Оп

тим

альн

а

я

Доп

уст

им

ая,

не

более

Оп

тим

альн

а

я

Доп

уст

им

ая,

не

более

Холод

ны

й

Легкая,

Iб

21-23

20-24

17-25

40-60

75

0,1

0,2

Теп

лы

й

Легкая,

Iб

22-24

21-25

21-30

40-60

60

0,2

0,1-0,3


Лист

111

140104.65.2016.723.14 ПЗ

В соответствии с ГОСТ 12.1.005-88 ССБТ «Общие санитарно-

гигиенические требования к воздуху рабочей зоны» установлены ПДК:

оксида углерода (CO): класс опасности – 4 ПДК – 20 мг/м3;

оксида азота (NO): класс опасности – 3 ПДК – 5 мг/м3;

диоксида азота (NO2): класс опасности – 3 ПДК – 2 мг/м3;

метан (СН4): класс опасности – 4 ПДК – 7000 мг/м3;

Для защиты обслуживающего персонала от воздействия тепловой энергии

тепловыделения должны быть устранены или уменьшены. Турбинный цех

является источником избыточных выделений тепла. Температура горячих

поверхностей в целях безопасности человека не должна превышать 45 °С.

Для защиты обслуживающего персонала от воздействия тепловой энергии

можно выделить следующие мероприятия:

Все тепловыделения уменьшить путем использования тепловой

изоляции. В данном случае применяем минеральную вату;

Уплотнить арматуру, для этого необходим правильный расчет всего

оборудования на прочность;

Осуществлять автоматический контроль за оптимальной

температурой;

Рационализация режимов труда и отдыха. Это достигается

сокращением продолжительности рабочей смены, ведением

дополнительных перерывов, созданием условий для эффективного

отдыха в помещениях с нормальными метеорологическими

условиями;

Использование средств индивидуальной защиты: спецодежды,

спецобуви, средств защиты рук и головных уборов.

Система вентиляции обеспечивает обмен воздуха в производственных,

служебных и бытовых помещениях здания главного корпуса для удаления

избытков теплоты, влаги, вредных и других веществ с целью обеспечения

допустимых метеорологических условий и чистоты воздуха, необходимых

для нормальной работы персонала и оборудования. Вентиляция здания

главного корпуса состоит из приточных, вытяжных, приточных естественных

и вытяжных естественных систем вентиляции.

Система приточной вентиляции обеспечивает подачу и обработку

(фильтрацию, охлаждение, нагрев) атмосферного воздуха в обслуживаемые

помещения. Подача воздуха обеспечивается приточными вентиляторами.

Забираемый с улицы воздух фильтруется. После фильтра расположен

калорифер, предназначенный для подогрева наружного воздуха в диапазоне

от - 34ºС до + 13ºС.[19]

Световая среда.


Лист

112

140104.65.2016.723.14 ПЗ

Освещение главного корпуса и прилегающей территории находится в

соответствии с действующими нормами. Все производственные,

вспомогательные и бытовые помещения, проходы, проезды и некоторые

другие участки территории предприятия должны освещаться.

Гигиенические требования по освещению в производственном

помещении:

должна быть обеспечена равномерность и устойчивость уровня

освещенности в помещение во избежание частой переадаптации и

утомления органов зрения.

уровень освещенности должен быть достаточным и соответствовать

гигиеническим нормам;

В помещениях, где постоянно пребывает персонал, предусмотрено

применение газоразрядных ламп, наружное освещение основных дорог на

территории КТЦ осуществляется с помощью неоновых ламп. В кабельных и

теплофикационных тоннелях при установке светильников на высоте менее

2,5 м применяется освещение напряжением не выше 42 В, согласно технике

безопасности.

От освещения зависит утомление работающего, производительность

труда, его безопасность. Недостаток или отсутствие освещения приводит к

уменьшению работоспособности, сонливости, потере зрения и к

травмированию персонала.

Для освещения оборудования в ночное время, а также в местах, которые

по технологическим причинам не освещаются естественным освещением,

запланировано искусственное освещение.

При установлении нормы освещенности необходимо учитывать: размер

объекта различения (установлено восемь разрядов от 1 до VIII), контраст

объекта с фоном и характер фона.

На основании этих данных по таблицам СНиП 23-05-95* определяется

норма освещенности VIII - общее наблюдение за ходом производственного

процесса: периодическое при периодическом пребывании людей в

помещении.

Для освещения производственных помещений используются светильники,

представляющие собой совокупность источника и арматуры. Назначением

арматуры является перераспределение светового потока, защита работающих

от ослепленности, а источника от загрязнения. Основными характеристиками

арматуры являются: кривая распределения силы света, защитный угол и

коэффициент полезного действия. В зависимости от светового потока,

излучаемого светильником в нижнюю полусферу, различают светильники:

прямого света (п), у которых световой поток, направленный в нижнюю

сферу, составляет более 80%; преимущественно прямого света (Н) 60-80%;


Лист

113

140104.65.2016.723.14 ПЗ

рассеянного света (Р) 40-60%; преимущественно отраженного света (В) 20-

40%; отраженного света (О) менее 20 %.

Требования к освещению помещений промышленных предприятий (КЕО,

нормируемая освещенность, допустимые сочетания показателей

ослеплённости и коэффициента пульсации освещенности) согласно СНиП

23-05-95* «Естественное и искусственное освещение (с Изменением N

1)».[23]

Таблица 9.2 Требования к освещению помещений промышленных предприятий

Виброаккустические факторы.

В КТЦ установлено много оборудования, эксплуатация которого

сопровождается вибрацией. Источником вибрации являются: турбина,

генератор, насосы, компрессоры, вентиляторы с приводом от

электродвигателя и прочее оборудование, совершающее движение.

Нормативной документацией, характеризующей виброаккустические

факторы, является ГОСТ 12.1.012-90 ССБТ «Вибрационная безопасность.

Общие требования», СН 2.2.4/2.1.8.566-96 «Производственная вибрация,

вибрация в помещениях жилых и общественных зданий».[6]

Шум ухудшает точность выполнения работ, затрудняет прием и

восприятие информации, способствует быстрой утомляемости, что ведет к

снижению производительности труда.

Длительное воздействие вибрации приводит к различным нарушениям

здоровья человека. Вибрация оказывает неблагоприятное воздействие на

нервную систему человека, наступают изменения в сердечно-сосудистой

системе, вестибулярном аппарате, нарушается обмен веществ, в особых

случаях разрыв тканей, сотрясение мозга. Наиболее опасны вибрации с

Характеристи

ка зрительной

работы

Наи

мен

ьш

ий

или

экви

вал

ен

тны

й р

азм

ер о

бъ

екта

раз

ли

чен

ия,

мм

Раз

ряд

зр

ите

льн

ой

раб

оты

Р

По

д р

азр

яд

зр

ите

льн

ой

раб

оты

Искусственное освещение

Естествен

ное

освещение

Совмещенное

освещение

Освещенность, лк

Р

ПК%

КЕО, ен %

Вер

хн

ее

Б

око

во

е

Вер

хн

ее

Б

око

во

е

Ко

мб

ин

ир

ов

анн

ое

осв

ещен

ие

Об

щее

осв

ещен

ие

Высокой

точности

св. 0,3 до

0,5 III - 400 200

40 10-

15 - - 3,0 1,2

Наблюдение

за ходом

производстве

нного

процесса

- VIII б нет 75 - - 1 0,3 0,7 0,2


Лист

114

140104.65.2016.723.14 ПЗ

частотами колебаний человеческого тела, они могут вызвать резонансные

явления в организме. Собственные частоты колебаний тела в положении

лежа составляют 3–6 Гц, стоя — 5–12 Гц, грудной клетки — 5– 8 Гц.

В соответствии с ГОСТ 12.1.003-83 ССБТ. «Шум. Общие требования

безопасности».

Таблица 9.3 Допустимые уровни звукового давления на рабочих местах,

оснащенных ПЭВМ [3]

Вид трудовой

деятельности

Уровни звукового давления, дБ, в активных полосах со

среднегеометрическими частотами, Гц

Уровни

звука и

эквивален

тные

уровни

звука,

дБА

Работа,

требующая

сосредоточенн

ости, работа с

повышенными

требованиями к

процессам

наблюдения и

дистанционног

о управления

производствен

ными циклами

31,5 63 125 250 500 1000 2000 4000 8000

103 91 83 77 73 70 68 66 64 75

Таблица 9.4 Уровни шума для различных видов трудовой деятельности с учетом

степени напряженности труда

Вид трудовой деятельности Уровни звука и эквивалентные уровни

звука, дБА

Умственная работа, по точному графику

с инструкцией (операторская), точная

категория зрительных работ

65

Физическая работа, связанная с

точностью, сосредоточенностью или

периодическим слуховым контролем

80

Инфразвук предусматривает собой механические колебания упругой

среды, имеющие одинаковую с шумом физическую природу, частотой до

20Гц.

В производственных условий инфразвук образуется главным образом от

Вибрации работающих тихоходных машин и механизмов, детали которых


Лист

115

140104.65.2016.723.14 ПЗ

совершают вращательные движения. Особо неблагоприятно воздействует на

человека инфразвук частотой 2- 15 Гц.

В соответствии с СН 2274-80 «Гигиенические нормы инфразвука на

рабочих местах» уровень инфразвукового давления не должен превышать

100 дБ.

При проектировании технологических процессов и производственных

зданий и сооружений должны быть:

выбраны машины с наименьшей вибрацией;

зафиксированы рабочие места (зоны), на которых работающие могут

подвергаться воздействию вибрации;

определены требования вибробезопасности по санитарным нормам с

учетом временных ограничений воздействия вибрации, заложенных в

технологический процесс и зафиксированных в проектной

документации;

разработаны схемы размещения машин с учетом создания

минимальных уровней вибрации на рабочих местах;

произведена и указана в проектно-технологической документации

оценка ожидаемой вибрационной нагрузки на оператора;

выбраны строительные решения оснований и перекрытий,

обеспечивающие выполнение требований вибрационной безопасности

труда;

выбраны и рассчитаны необходимые средства виброзащиты для

машин или рабочих мест, обеспечивающие вместе со строительными

решениями выполнение требований вибробезопасности труда.[20]

Вибробезопасность труда на предприятиях должна обеспечиваться:

соблюдением правил и условий эксплуатации машин и введением

технологических процессов, использованием машин только в

соответствии с их назначением, предусмотренным НД;

поддержанием технического состояния машин, параметров

технологических процессов и элементов производственной среды на

уровне, предусмотренном НД, своевременным проведением

планового и предупредительного ремонта машин;

совершенствованием режимов работы машин и элементов

производственной среды, исключением контакта работающих с

вибрирующими поверхностями за пределами рабочего места или зоны

введением ограждений, предупреждающих знаков, использованием

предупреждающих надписей, окраски, сигнализации, блокировки и

т.п.;

улучшением условий труда (в т.ч. снижением или исключением


Лист

116

140104.65.2016.723.14 ПЗ

действия сопутствующих неблагоприятных факторов);

применением средств индивидуальной защиты от вибрации;

введением и соблюдением режимов труда и отдыха, в наибольшей

мере снижающих неблагоприятное воздействие вибрации на человека;

контролем вибрационных характеристик машин и вибрационной

нагрузки на оператора, соблюдением требований вибробезопасности и

выполнением предусмотренных для условий эксплуатации

мероприятий.[21]

9.3 Безопасность производственных процессов и оборудования.

На основании Приказа Минтруда от 17 августа 2015 г. N 551н. «Об

утверждении правил по охране труда при эксплуатации тепловых

энергоустановок».

Правила по охране труда при эксплуатации тепловых энергоустановок

устанавливают государственные нормативные требования охраны труда при

эксплуатации тепловых энергоустановок.

Правила обязательны для исполнения работодателями - юридическими

лицами независимо от их организационно-правовых форм и физическими

лицами (за исключением работодателей - физических лиц, не являющихся

индивидуальными предпринимателями), осуществляющими эксплуатацию

тепловых энергоустановок, в том числе работающих под давлением.

Ответственность за выполнение Правил возлагается на работодателя. На

основе Правил и требований технической документации организации-

изготовителя тепловых энергоустановок работодателем разрабатываются

инструкции по охране труда, которые утверждаются локальным

нормативным актом работодателя с учетом мнения соответствующего

профсоюзного органа либо иного уполномоченного работниками,

осуществляющими эксплуатацию тепловых энергоустановок

представительного органа

В случае применения методов работ, материалов, технологической

оснастки и оборудования, выполнения работ, требования к безопасному

применению и выполнению которых не предусмотрены Правилами, следует

руководствоваться требованиями соответствующих нормативных правовых

актов, содержащих государственные нормативные требования охраны труда.

Работодатели вправе устанавливать дополнительные требования

безопасности при выполнении работ, связанных с эксплуатацией тепловых

энергоустановок, улучшающие условия труда работников.[14]

Электробезопасность.


Лист

117

140104.65.2016.723.14 ПЗ

Область применения Правил по охране труда при эксплуатации

электроустановок согласно Приказу Минтруда России от 24.07.2013 № 328н.

«Об утверждении правил по охране труда при эксплуатации

электроустановок».

Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок (далее -

Правила) распространяются на работников из числа

электротехнического, электротехнологического и

неэлектротехнического персонала, а также на работодателей

(физических и юридических лиц, независимо от форм собственности и

организационно-правовых форм), занятых техническим

обслуживанием электроустановок, проводящих в них оперативные

переключения, организующих и выполняющих строительные,

монтажные, наладочные, ремонтные работы, испытания и измерения.

Обязанности по обеспечению безопасных условий и охраны труда

возлагаются на работодателя. Работодатель в зависимости от

специфики своей деятельности вправе устанавливать дополнительные

требования безопасности, не противоречащие Правилам. Требования

охраны труда должны содержаться в соответствующих инструкциях по

охране труда, доводиться до работника в виде распоряжений, указаний,

инструктажа.

Машины, аппараты, линии и вспомогательное оборудование (вместе с

сооружениями и помещениями, в которых они установлены),

предназначенные для производства, преобразования, трансформации,

передачи, распределения электрической энергии и преобразования ее в

другой вид энергии (далее - электроустановки) должны находиться в

технически исправном состоянии, обеспечивающем безопасные

условия труда.

Электроустановки должны быть укомплектованы испытанными,

готовыми к использованию защитными средствами и изделиями

медицинского назначения для оказания первой помощи работникам в

соответствии с действующими правилами и нормами.

В организациях должен осуществляться контроль за соблюдением

Правил, требований инструкций по охране труда, контроль за

проведением инструктажей. Ответственность за состояние охраны

труда в организации несет работодатель, который вправе передать свои

права и функции по этому вопросу руководящему работнику

организации, наделенному в установленном порядке

административными функциями (главный инженер, вице-президент,

технический директор, заместитель директора), руководителю


Лист

118

140104.65.2016.723.14 ПЗ

филиала, руководителю представительства организации (далее -

обособленное подразделение) распорядительным документом.

Лица, виновные в нарушении требований Правил, привлекаются к

ответственности в установленном порядке.[15]

Не допускается выдача и выполнение распоряжений и заданий,

противоречащих требованиям, содержащимся в указанных документах.

Факторами опасного и вредного воздействия на человека, связанными с

использованием электрической энергии, являются:

протекание электрического тока через организм человека;

воздействие электростатического поля;

Требования к работникам, допускаемым к выполнению работ в

электроустановках:

Работники обязаны проходить обучение безопасным методам и

приемам выполнения работ в электроустановках.

Работники, занятые на тяжелых работах и на работах с вредными и

(или) опасными условиями труда (в том числе на подземных работах),

должны проходить обязательные предварительные (при поступлении

на работу) и периодические (для лиц в возрасте до 21 года - ежегодные)

медицинские осмотры (обследования) для определения пригодности

этих работников для выполнения поручаемой работы и

предупреждения профессиональных заболеваний.

Работники должны проходить обучение по оказанию первой помощи

пострадавшему на производстве до допуска к самостоятельной работе.

Электротехнический персонал должен быть обучен приемам

освобождения пострадавшего от действия электрического тока с

учетом специфики обслуживаемых (эксплуатируемых)

электроустановок.

Работники, относящиеся к электротехническому персоналу, а также

электротехнологический персонал должны пройти проверку знаний

Правил и других нормативно-технических документов (правил и

инструкций по устройству электроустановок, по технической

эксплуатации электроустановок, а также применения защитных

средств) в пределах требований, предъявляемых к соответствующей

должности или профессии, и иметь соответствующую группу по

электробезопасности.

Работник обязан соблюдать требования Правил, инструкций по охране

труда, указания, полученные при целевом инструктаже. Работнику,

прошедшему проверку знаний по охране труда при эксплуатации

электроустановок, выдается удостоверение о проверке знаний норм


Лист

119

140104.65.2016.723.14 ПЗ

труда и правил работы в электроустановках, форма которого

предусмотрена приложениями N N 2, 3 к Правилам.

Работники, обладающие правом проведения специальных работ,

должны иметь об этом запись в удостоверении о проверке знаний

правил работы в электроустановках

Стажировка, дублирование проводятся под контролем опытного

работника, назначенного организационно-распорядительным

документом (далее - ОРД). Допуск к самостоятельной работе должен

быть оформлен ОРД организации или обособленного подразделения.

Работник, в случае если он не имеет права принять меры по

устранению нарушений требований Правил, представляющих

опасность для людей, неисправностей электроустановок, машин,

механизмов, приспособлений, инструмента, средств защиты, обязан

сообщить об этом своему непосредственному руководителю.[7]

Пожаровзрывобезопасность.

Согласно нормативной документации: ГОСТ 12.1.004-91 ССБТ

«Пожарная безопасность. Общие требования», НПБ 105-03 «Определение

категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и

пожарной опасности».

Пожарная безопасность объекта должна обеспечиваться системами

предотвращения пожара и противопожарной защиты, в том числе

организационно-техническими мероприятиями.

Системы пожарной безопасности должны характеризоваться уровнем

обеспечения пожарной безопасности людей и материальных ценностей, а

также экономическими критериями эффективности этих систем для

материальных ценностей, с учетом всех стадий (научная разработка,

проектирование, строительство, эксплуатация) жизненного цикла объектов и

выполнять одну из следующих задач:

исключать возникновение пожара;

обеспечивать пожарную безопасность людей;

обеспечивать пожарную безопасность материальных ценностей;

обеспечивать пожарную безопасность людей и материальных

ценностей одновременно.

Пожарную опасность зданий, помещений и оборудования определяют:

топливный газ в оборудовании, размещённом в помещениях газового

модуля, пристроенных к машинному отделению главного корпуса, в

блок-контейнерах дожимных компрессорных станций (далее ДКС) №1

и №2;


Лист

120

140104.65.2016.723.14 ПЗ

топливный газ, сжигаемый в качестве топлива в ГТУ;

турбинные масла в системах смазки и регулирования ГТУ, в маслобаке

ГТУ;

масло в таре, складируемое в бочках в здании склада масла;

электротехнические помещения главного корпуса, а так же кабели и

микросхемы в электрическом оборудовании в этих помещениях.

К опасным факторам пожара относится:

пламя и искры, возникающие при горении: топливного газа,

турбинного масла, изоляции кабелей в двойных полах и т.д.;

повышенная температура окружающей среды, возникшая вследствие

реализации первого ОФП;

тепловой поток от пожара;

токсичные продукты горения;

снижение видимости в дыму.[4]

Пожаровзрывобезопасность может быть обеспечена мерами пожарной

профилактики и активной пожарной защиты. Пожарная профилактика

включает комплекс мероприятий, направленных на предупреждение пожара

или уменьшение его последствий. Активная пожарная защита – меры,

обеспечивающие борьбу с пожарами или взрывоопасной ситуацией.

Мероприятия по пожарной профилактике разделяются на:

организационные;

технические;

режимные;

эксплуатационные

Система предотвращения пожара направлена на исключение возможности

возникновения пожара и представляет собой систему мер по

предотвращению образования горючей среды и предотвращение образования

в горючей среде источников зажигания.

максимальная автоматизация работы энергоблоков ГТУ, с

применением устройств защиты производственного оборудования в

соответствии с требованиями «Правил безопасности систем

газораспределения и газопотребления»

максимально возможное применение в конструкции зданий негорючих

материалов

ограничение возможности распространения пожара

применение огнепреграждающих устройств в системах вентиляции, а

так же устройство аварийного отключения систем вентиляции в случае

пожара


Лист

121

140104.65.2016.723.14 ПЗ

поддержание безопасной концентрации среды с установкой

газоанализаторов в помещениях газовых модулей, в машинном

отделении энергоблоков ГТУ.

Для тушения пожара предусмотрены следующие системы:

система дренчерной автоматической установки пожаротушения

(дренчерная АУП);

система автоматической установки газового пожаротушения (АУГП);

автоматическая установка пожарной сигнализации (АУПС);

система оповещения и управления эвакуацией людей при пожаре

(СОУЭ);

местные пожарные щиты, укомплектованные пожарным инвентарем;

углекислотные огнетушители для тушения возгорания

электрооборудования.[10]

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Россия умеет производить все основные узлы ПГУ – паровые турбины,

котлы, турбогенераторы, а вот современная газовая турбина пока не дается.

Хотя еще в 70-е годы наша страна была лидером в этом направлении, когда

впервые в мире были освоены суперсверхкритические параметры пара.

В целом, в результате реализации Стратегии предполагается, что доля

проектов энергоблоков с использованием зарубежного основного

энергетического оборудования должна составить к 2020 г. – не более 30 %, к

2025 г. – не более 10 %. Считается, что иначе может возникнуть опасная

зависимость стабильности работы единой энергосистемы России от поставок

зарубежных комплектующих. В процессе эксплуатации энергетического

оборудования регулярно требуется замена ряда узлов и деталей, работающих

в условиях высоких температур и давлений.

В данном выпускном квалификационном проекте была проведена

модернизация энергоблока №1 Няганской ГРЭС за счёт замены основного

оборудования. Была проведена замена газовой турбины SGT5-4000F

компании «Siemens», на две газотурбинные установки ГТЭ-160 компании

ОАО «Силовые машины» и паровой турбины SST5-3000 компании «Siemens»

на паровую турбину ПТ 80/100-130/13 компании ОАО «Силовые машины»

Основными целями проекта являются снижение себестоимости

электроэнергии за счёт снижения затрат на обслуживание и ремонт

оборудования из-за сложившейся экономической обстановке в стране. А

также сокращение сроков поставки запасных частей и соответственно

стоимости тоже, снижение зависимости от иностранного производителя.


Лист

122

140104.65.2016.723.14 ПЗ

Согласно экономическому обоснованию проекта мы выяснили, что

модернизация энергоблока №1 Няганской ГРЭС является рентабельным

проектом. Это показывает SWOT-анализ, поле сил и получившийся срок

окупаемости проекта, который составил: 3,08 года. А также было построено

дерево целей проекта.

Также в данном выпускном квалификационном проекте был проведён

анализ опасных и вредных производственных факторов, нормирование

факторов рабочей среды и трудового процесса. Безопасность

производственных процессов и оборудования. Организация мероприятий

защиты.

Возможно, в скором времени в России появится больше производителей

отечественного энергетического оборудования и не будет долгосрочных

поставок оборудования из-за рубежа. И соответственно для этого

понадобится больше ремонтного персонала, что позволит создать больше

рабочих мест.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Федеральный закон РФ от 23.11.2009. № 261-ФЗ. Об энергосбережении и

о повышении энергетической эффективности, и о внесении изменений в

отдельные законодательные акты Российской Федерации / Российская

газета от 27.11.2009. – Федеральный выпуск №5050 (226).

2. Федеральный закон РФ от 4.05.1999. №96ФЗ. Об охране атмосферного

воздуха / Российская газета от 13.05.1999. – М.:Федеральный выпуск

№91.

3. ГОСТ 12.1.003-83 ССБТ Шум. Общие требования безопасности. М.:

ИПК Издательство стандартов, 2002.

4. ГОСТ 12.1.004-91 ССБТ Пожарная безопасность. Общие требования.

М.: ИПК Издательство стандартов, 2000.

5. ГОСТ 12.1.005-88 ССБТ Общие санитарно-гигиенически требования к

воздуху рабочей зоны (с Изменением №1). М.: ИПК Издательство

стандартов, 2008г.

6. ГОСТ 12.1.012-90 ССБТ Вибрационная безопасность. Общие требования.


7. ГОСТ 12.1.019-79 ССБТ И – 1.01.86 Электробезопасность. Общие

требования и номенклатура видов защит. М.: ИПК Издательство

стандартов, 2001.

8. ГОСТ 12.1.029-80 Средства и методы защиты от шума. Классификация.


9. ГОСТ 12.4.124-83 ССБТ Средства защиты от статического электричества.


10. НПБ 105-03 Определение категорий помещений, зданий и наружных

установок по взрывопожарной и пожарной опасности. СПб.:

Издательство «ДЕАН», 2003.


Лист

123

140104.65.2016.723.14 ПЗ

11. ПБ 10-З 82-00 Правила устройства и безопасной эксплуатации

грузоподъемных кранов. М.: НТЦ «Промышленная безопасность»,

2009.

12. ПБ 12-529-03 Правила безопасности систем газораспределения и

газопотребления. М.: Издательство ИНФРА-М, 2011.

13. Правила технической эксплуатации тепловых энергоустановок. – М.:

Омега-Л, 2008.

14. РД 153-34.1-30.106-00 Правила технической эксплуатации газового

хозяйства газотурбинных и парогазовых установок тепловых

электростанций. М.: НТЦ «Промышленная безопасность», 2001.

15. СанПиН 2.2.2/2.4.1340-03* Гигиенические требования к персональным

электронно-вычислительным машинам и организации работ. СПб.:

Издательство ЦОТПБСППО, 2010.

16. СанПиН 2.2.4.548-96 Гигиенические требования к микроклимату

производственных помещений. М.: Информационно-

издательский центр Минздрава России, 1997.

17. СН 2.2.4/2.1.8.566-96 Производственная вибрация, вибрация в

помещениях жилых и общественных зданий. М.: Информационно-

издательский центр Минздрава России, 1997.

18. СН 2274-80 Гигиенические нормы инфразвука на рабочих местах. М.:

Информационно-издательский центр Минздрава России, 1997.

19. СН 36974 Указания по расчету рассеивания в атмосфере вредных

веществ, содержащихся в выбросах предприятий. / Белгород:

Издательство БелГУ, 2000.

20. СНиП 23-05-95* Естественное и искусственное освещение (с Изменением

№1). М.: Издательство ГУП ЦПП, 2001.

21. Алабугин, А.А. Экономико-управленческая часть дипломного проекта:

учебное пособие / А.А. Алабугин, Р.А. Алабугина. – Челябинск:

Издательский центр ЮУрГУ, 2011, 46с.

22. Андрюшин, А.В. Управление и инноватика в теплоэнергетике: учебное

пособие / А.В. Андрюшин, В.Р. Сабанин, Н.Н.Смирнов. –

М.:Издательский дом МЭИ, 2016, 392с.

23. Бродов, Ю.М. Справочник по теплообменным аппаратам паротурбинных

установок: справочник / Ю.М. Бродов, К.Э.Аронсон, А.Ю.Рябчиков, М.А.

Ниренштейн; под общ. Редакциец Ю.М. Бродова. – М.: Издательский дом

МЭИ, 2016, 480с.

24. Данилов, О.Л. Энергосбережение в теплоэнергетике и теплотехнологиях:

учебник для вузов / О.Л. Данилов, А.Б. Гаряев, И.В. Яковлев, А.В.

Клименко; под редакцией А.В. Клименко. – М.:Издательский дом МЭИ,

2010, 424с.

25. Жуков, В.В. Электрическая часть электростанций с газотурбинными и

парогазовыми установками: учебное пособие / В.В. Жуков.-

М.:Издательский дом МЭИ, 2015, 519с.


Лист

124

140104.65.2016.723.14 ПЗ

26. Клаассен, К.Б. Основы измерений. Датчики и электронные приборы: 3-е

издание, перевод с английского / К.Б. Клаассен. – М.: ИД Интеллект,

2008.

27. Костюк, А.Г. Паровые и газовые турбины для электростанций: учебник /

А.Г. Костюк, В.В. Фролов, А.Е. Булкин, А.Д. Трухний; под ред. А.Г.

Костюка. – М.: Издательский дом МЭИ, 2016, 557с.

28. Плетнев, Г.П. Автоматизация технологических процессов и производств в

теплоэнергетике: учебник / Г.П. Плетнев. – М.: Издательский дом МЭИ,

2016, 352с.

29. Сазанов, Б.В. Промышленные теплоэнергетические установки и системы:

учебное пособие для вузов / Б.В. Сазанов, В.И. Ситас. – М.:Издательский

дом МЭИ, 2014, 275с.

30. Сахин, В.В. Устройство и действие энергетических установок. Книга 1.

Поршневые машины. Паровые турбины: учебное пособие / В.В. Сахнин. –

М.:издательство БГТУ "Военмех" им. Д.Ф. Устинова, 2015, 172с.

31. Сахин, В.В. Устройство и действие энергетических установок. Книга 2.

Газовые турбины. Теплообменные аппараты: учебное пособие / В.В.

Сахин. – М.: издательство БГТУ "Военмех" им. Д.Ф. Устинова, 2015,

133с.

32. Титков, В.В. Физические основы расчета тепловых процессов в

электроэнергетическом оборудовании: учебное пособие / В.В. Титков. –

М.:Издательство СПб ГПУ (Санкт-Петербургский государственный

политехнический университет), 2011, 172с.

33. Торопов, Е.В. Возобновляемые источники энергии: учебное пособие /

Е.В. Торопов, А.И. Грибанов. – Челябинск: ЮУрГУ, 2008г.

34. Трухний, А.Д. Основы современной энергетики. Том 1. Современная

теплоэнергетика: учебное пособие для вузов / А.Д. Трухний, О.А.

Поваров, М.А. Изюмов, С.П. Малышенко. – М.: Издательство МЭИ,

2011г., 331с.

35. Цанев, С.В. Газотурбинные энергетические установки: учебное пособие /

С.В. Цанев, В.Д. Буров, А.С. Земцов, А.С. Осыка; под редакцией С.В.

Цанева Издательство МЭИ, 2011, 428с.

36. Цанев, С.В. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых

электростанций: учебное пособие для вузов по направлению

«Теплоэнергетика» / С.В. Цанев, В.Д. Буров, А.Н. Ремезов. – М.:

Издательский дом МЭИ, 2009.

37. Няганская ГРЭС - http://www.rosteplo.ru/w/%D0%9D% D1%8F%D0%B3%

D0%B0%D0%BD%D1%81%D0%BA%D0%B0%D1%8F_%D0%93%D0%A

0%D0%AD%D0%A1

38. Официальный сайт ОАО «Фортум» http://www.fortum.ru/

39. Приказ Минтруда от 17 августа 2015 г. №551н. Об утверждении правил

по охране труда при эксплуатации тепловых энергоустановок.

Зарегистрирован в Минюсте РФ 05.10.2015 №39138 -

http://docs.cntd.ru/document/420296449


Лист

125

140104.65.2016.723.14 ПЗ

40. Приказу Минтруда России от 24.07.2013 №328н. Об утверждении правил

по охране труда при эксплуатации электроустановок. Зарегистрирован в

Минюсте 12 декабря 2013, № 30593 -


41. Распоряжение Правительства РФ от 13.11.2009 №1715-р. Об

Энергетической стратегии России на период до 2030 года -


42. Сайт компании «Siemens» http://www.energy.siemens.com/ru/ru/fossil-

power-generation/gas-turbines/

43. Сайт ОАО «Силовые машины» http://www.power-m.ru/

44. Тариф на воду http://energovopros.ru/vodosnabjenie/voda_tarif/

45. Тарифы на газ и электроэнергию http://energybase.ru/tariff/njagan/

2016?TariffSearch[type_id]=electricity

46. Технические характеристики газовой турбины ГТ-160

http://energybase.ru /equipment/gt-160

http://www.energy.siemens.com/ru/ru/fossil-power-generation/gas-turbines/

http://www.energy.siemens.com/ru/ru/fossil-power-generation/gas-turbines/

http://energybase.ru/

140104.65.2016.723.14 ПЗ

Documents