Производственный отбор паровой турбины - диплом

Содержание

1. Назначение и описание проектируемой установки

1.1. Назначение турбины П 6 - 2,2/0,

1.2. Описание технологического процесса

1.3. Техническая характеристика паровой турбины П 6-2,2/0,

1.4. Недостатки и рекомендации по модернизации

1.5. Выбор конструкционных материалов

2. Технологический расчет

2.1. Исходные данные

2.2. Определение расхода пара на турбину

2.3. Расчет проточной части турбины

2.4. Тепловой расчет турбины

3. Механический расчет

3.1. Прочностной анализ двухвенечного рабочего колеса

ступени скорости

3.2. Расчет на прочность ленточного бандажа рабочих лопаток РС

3.3. Расчет рабочих лопаток регулирующей ступени на изгиб и растяжение при режиме первого полностью открытого клапана

3.4. Расчет хвостового крепления лопаток РС

3.5. Расчет хвоста

3.6. Расчет обода диска

3.7. Расчет критической частоты вращения ротора

3.8. Расчет шейки вала на скручивание при коротком замыкании

3.9. Расчет корпуса турбины в районе выхлопа

3.10. Расчет фланца и шпильки в районе регулирующей ступени

3.11. Расчет диафрагмы первой нерегулируемой ступени в режиме максимального пропуска пара

4. Технологический расчет насоса

4.1 . Исходные данные

4.2. Выбор диаметра трубопровода

4.3. Потери напора

4.4. Выбор насоса

5. Механический расчёт насоса

5.1. Исходные данные

5.2. Расчет вала на изгиб

5.3. Результаты расчета вала на критическую скорость вращения

6. 0. Технологический расчет ПНД

6.1. Тепловой расчет подогревателя низкого давления

6.2. Конструктивный расчет

6.3. Гидравлический расчет подогревателя низкого давления

6.4. Расчет на прочность элементов подогревателя

7.0. Экономическая часть

Спецификация

Введение

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

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

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

Паровая турбина и электрогенератор составляют турбоагрегат.

Паротурбинные электростанции, вырабатывающие один вид энергии - электрическую, оснащают турбинами конденсационного типа и называют конденсационными электростанциями (КЭС). [1]

Конденсационные паровые турбины служат для превращения максимально возможной части теплоты пара в механическую работу. Они работают с выпуском (выхлопом) отработавшего пара в конденсатор, в котором поддерживается вакуум (отсюда возникло наименование).

Стационарные турбины изготавливаются на одном валу с генераторами переменного тока. Такие агрегаты называют турбогенераторами. Тепловые электростанции, на которых установлены конденсационные турбины, называются конденсационными электрическими станциями (КЭС). Основной конечный продукт таких электростанций - электроэнергия.

Лишь небольшая часть тепловой энергии используется на собственные нужды электростанции и, иногда, для снабжения теплом близлежащего населённого пункта. Обычно это посёлок энергетиков. Доказано, что чем больше мощность турбогенератора, тем он экономичнее, и тем ниже стоимость 1 кВт установленной мощности. Поэтому на конденсационных электростанциях устанавливаются турбогенераторы повышенной мощности.

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

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

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

Назначение и описание проектируемой установки

1.1. Назначение турбины П 6 - 2,2/0,6.

Турбогенераторная установка предназначена для выработки электроэнергии для снабжения производственных подразделений ОАО «Нижнекамсктехуглерод».

1.2. Описание технологического процесса.

С главного паропровода перегретый пар с температурой 390÷440 0С и давлением 18÷22 кгс/см2 поступает в проточную часть турбины на колесо регулирующей ступени, где происходит равномерное распределение потока пара по сечению турбины. Затем, получая направление в сопловых аппаратах решёток статора турбины, пар поступает на лопатки рабочих колёс ротора. Поток пара создает давление на рабочих лопатках ротора и расширяясь последовательно по ступеням до давления 0,03÷0,04 кгс/см2 абс. поступает в конденсатор (поз.22/2 см. технологическую схему). Кинетическая энергия потока пара приводит во вращение ротор турбины, вращающий момент ротора турбины передаётся ротору генератора через жёсткую муфту. В генераторе (поз.20/2) происходит преобразование механической энергии вращения ротора в электрическую и её подача потребителям завода.

Отработанный в турбине пар поступает в конденсатор (поз.22/2) и пройдя сквозь межтрубное пространство, конденсируется за счёт теплообмена с циркуляционной водой, протекающей по трубкам. Неконденсируемая газовоздушная смесь отсасывается из конденсатора основным эжектором (поз.33/2). А конденсат, собираясь в конденсатосборнике, поступает на всас конденсатных насосов (поз.23/2). После конденсатных насосов часть конденсата с давлением 4÷5 кгс/см2 направляется в охладители основного эжектора (поз.33/2), и эжектора системы отсоса из уплотнений ( поз.35/2), а вторая часть конденсата направляется к регулятору уровня.

Конденсат, направленный к регулятору уровня, автоматически распределяется по двум направлениям: часть конденсата, равная нагрузке на

конденсатор (поз.22/2), подогревается в ПНД (поз.37/2) и поступает в деаэратор (поз.6/1, 2,3), а разница между производительностью конденсатного насоса и нагрузкой на конденсатор, сбрасывается через линию рециркуляции в конденсатор (поз.22/2).

Для предотвращения пропариваний через переднее уплотнение турбины (поз.19/ 2), штоков стопорного и регулирующих клапанов, присосов через

заднее уплотнение турбины, часть пара с главного паропровода направляется на регулятор уплотнений, где дросселируется и подаётся в коллектор уплотнений. Отсос пара с уплотнений осуществляется эжектором уплотнений (поз.35/ 2).

Пусковой эжектор (поз.34/ 2) задействуется при пуски турбогенератора, когда необходимо создать первичный вакуум в конденсаторе.

Система маслоснабжения предназначена для обеспечения смазки и отвода тепла подшипников турбины и генератора и снабжения маслом гидродинамической системы регулирования и защиты.

В системе маслоснабжения условно можно выделить четыре, связанных между собой контура циркуляции масла:

Контур всаса главного масляного насоса (ГМН), расположенного на валу турбины, в котором масло из линии нагнетания ГМН подаётся к инжектору, где оно, выходя с большой скоростью 63 л/с из сопла, подсасывает масло из бака в диффузор в количестве, компенсирующем все сливы из системы в бак.

Контур смазочной системы, в котором масло проходит через инжектор, маслоохладители, (поз.28/1аб, 2аб, ), где охлаждается до температуры 40÷45 °С, регулируемый дроссель и масляный фильтр (поз.27/2) и с давлением не менее 0,7 кгс/см2 поступает на охлаждение и смазку подшипников.

Контур системы защиты, в котором масло с давлением не менее 0,8 кгс/см2 из линии нагнетания ГМН через автоматический затвор, гидравлическое реле давления в системе смазки и дистанционный выключатель турбины поступает к быстрозапорному устройству стопорного клапана, гидроприводу обратного клапаназахлопки и к реле закрытия регулирующих

клапанов.

Контур системы регулирования, в котором масло из линии нагнетания ГМН с давлением не менее 0,8 кгс/см2 поступает в блок регулирования и возвращается обратно на всас ГМН.

ПМН ( поз.24/2) задействуется при пусковых и остановочных операциях на турбине, когда необходимо поддерживать давление в системах регулирования и

защиты 8 кгс/см2 изб. и давление в системе смазки 0,7 кгс/см2 изб.

При падении давления в системе смазки до 0,25 кгс/см2 маслоснабжение начинает осуществляться от СМН (поз.25/2), или АМН (поз.26/2) с двигателем постоянного тока ( если по какой-то причине СМН не включился ). Включение СМН и АМН производится автоматически от воздействия датчика реле давления в системе смазки. ( РДС )

Забор масла для функционирования всех указанных контуров происходит из масляного бака ( поз.24/2) ёмкостью 3,6 м³ ; туда же осуществляется слив из контуров

Все протечки в системе маслоснабжения отводятся в дренажный маслобак ( поз.31/2) и перекачиваются в основной маслобак ( поз.30/2) при помощи перекачивающего насоса ( поз. 32/2), включение и отключение которого происходит автоматически от воздействия реле уровня.

Охлаждение конденсатора (поз.22/2), маслоохладителей турбины (поз.28/2аб) и воздухоохладителей генератора (поз.21/2) турбоустановки осуществляется оборотной водой.

Вода поступает со станции оборотного водоснабжения с температурой 20 0С и давлением 3÷4 кгс/см2. Основной поток воды направляется на охлаждение конденсатора, а часть потока воды через механический фильтр направляется на охлаждение маслоохладителей турбины и воздухоохладителей генератора. Пройдя вышеуказанные теплообменники циркуляционная вода по обратному трубопроводу поступает для охлаждения на градирню станции оборотного водоснабжения.

Для равномерного прогрева и остывания ротора турбина снабжена валоповоротным устройством, вращающим ротор турбины с частотой вращения 1/2 об/мин. Оно приводится во вращение от электродвигателя

мощностью 30 кВт.

Предусмотрено дистанционное управление валоповоротным устройством с местного щита.

1.3. Техническая характеристика паровой турбины П 62,2/0,6.

Паровая стационарная конденсационная турбина П 62,2/0,6 предназначена для непосредственного привода генератора мощностью 6 МВт.

Мощность на клеммах генератора:

номинальная - 6 МВт

максимальная - 6,6 МВт

Номинальная частота вращения ротора - 50 1/с (3000 об/мин)

Направление вращения ротора турбины - против часовой стрелки (смотреть со стороны турбины на генератор)

Номинальные параметры свежего пара:

абсолютное давление, МПа (кгс/см2) - 2,2 (22)

температура, °С - 425

Абсолютное давление пара за турбиной при номинальной мощности:

на теплофикационном режиме (при номинальных параметрах пара и расходе пара в регулируемый отбор, номинальных температуре и расходе охлаждающей воды с включенными ПВД, ПНД и чистых трубках конденсатора) - 4,22 кПа (0,0422 кгс/см2);

На конденсационном режиме (при номинальных параметрах свежего пара, номинальных температуре и расходе охлаждающей воды, с включенными ПВД, ПНД и чистых трубках конденсатора) - 5,2 кПа (0,052 кгс/см2).

Удельный расход пара на теплофикационном режиме работы при номинальных значениях основных параметров - 7,43 кг/ кВт-ч

Удельный расход теплоты на конденсационном режиме при номинальных значениях основных параметров - 12523 кДж/кВтч, 2991 ккал/ кВт-ч

Расход свежего пара с номинальными параметрами через стопорный клапан при номинальных значениях основных параметров, номинальной мощности,

Номинальных температуре и расходе охлаждающей воды:

на конденсационном режиме, т/ч - 24,6

на теплофикационном режиме (расход пара

в отбор номинальный15 т/ч) - 39.6

Пределы регулирования абсолютного давления пара производственного отбора с помощью регулятора давления - 0,50,7 МПа (5,07,0 кгс/см2), которым будут соответствовать пределы изменения температуры пара от 270 до 350°С.

Допускается длительная, без ограничения времени, работа турбины при следующих изменениях параметров свежего пара:

абсолютного давления свежего пара, МПа (кгс/см2) - 1,8 - 2,2 (от 18 до 22)

температуры свежего пара, 0С - 390-440

Расчетное абсолютное давление пара в камере регулирующей ступени турбины при номинальных значениях основных параметров и номинальной мощности:

на теплофикационном режиме (при номинальных параметрах пара и расходе пара в регулируемый отбор, номинальных температуре и расходе охлаждающей воды) - 1,54 МПа (15,4 кгс/см2);

на конденсационном режиме (при номинальных параметрах свежего пара, номинальных температуре и расходе охлаждающей воды) - 1,36 МПа (13,6 кгс/см2).

Спроектированная турбина имеет 19 ступеней (см. лист 1 графической части). Предусмотрен один производственный отбор. Проточная часть турбины состоит из одной двухвенечной регулирующей ступени и восемнадцати одновенечных ступеней. Турбомашина разделена на две части ЧНД и ЧВД камерой регулируемого отбора.

ЧВД включает в себя клапанное парораспределение, выполненное в виде пяти односедельных регулирующих клапанов с диффузорными седлами с рычажным приводом, и проточную часть, состоящую из одной регулирующей

двухвенечной ступени (см. лист 3 графической части) и семи активных ступеней. Регулирующая ступень состоит из сварного сегмента сопл с парциальным подводом пара (см. лист 2 графической части ), двухвенечного рабочего колеса и направляющего аппарата. Остальные семь ступеней состоят из стальных диафрагм сварной конструкции с полным подво-

дом пара и одновенечного колеса.

ЧНД состоит из парораспределения, выполненного в виде стальной осевой плоской разгруженной поворотной диафрагмы с гидравлическим приводом (см. лист 2 графической части ) и десяти активных одновенечных ступеней, пять из которых имеют парциальный подвод пара. Все ступени состоят из стальных диафрагм сварного типа и одновенечного колеса.

Одновенечные диски активных ступеней автофретированы и посажены на вал с натягом. Рабочий лопаточный аппарат, за исключением последней ступени (см. лист 4 графической части ), выполняется с профилем постоянного сечения и имеет бандаж.

Корпус турбины литой и состоит из нижней части и двух верхних частей, которые стягиваются при помощи шпилек. Клапанная коробка приваривается к верхней части корпуса.

Передняя часть турбины опирается свободно двумя лапами на корпус переднего подшипника и фиксируется двумя дистанционными болтами (см. лист 1 графической части ), которые удерживают лапы от вертикального перемещения. Корпус машины фиксируется относительно корпуса переднего подшипника вертикальными шпонками, расположенными снизу корпуса подшипника и двумя шпонками под лапами корпуса, которые подвижно фиксируют корпус турбины с подшипником и обеспечивают их центровку при расширении корпуса турбины в радиальном направлении.

Корпус заднего подшипника выполняется заодно со сварной выхлопной частью турбины и служит одновременно корпусом переднего подшипника генератора и соединительной муфты, которая при помощи зубчатого зацепления соединена с валоповоротным устройством, также размещенным на корпусе заднего подшипника.

Блок регулирования парораспределения ЧВД размещен на корпусе переднего подшипника. Поворотная диафрагма приводится в движение двумя рычагами, каждый из которых имеет отдельный гидропривод, который монтируется непосредственно на нижнюю часть турбомашины при помощи фланцевого соединения.

1.4. Недостатки и рекомендации по модернизации.

На ОАО «Нижнекамсктехуглерод» за последние 3 года увеличился выпуск продукции с 104 тыс. тонн в год до 115 тыс.тонн. Это связано с модернизацией оборудования в рамках инвестпрограммы. Старое оборудование заменяют на более современное. Новое оборудование более мощное, потребляет больше электроэнергии. В период с 2010года по 2013год увеличилось потребление электроэнергии на собственные нужды с 8 МВт/ч до 9.2 МВт/ч.

В связи с этим возникла проблема нехватки пара для производства электроэнергии, т.к. коты утилизаторы ПКК75/45 №1,2. в которых производиться пар работают на отходящем газе который получается как побочный продукт при производстве технического углерода.

Коллективом РСС энергоцеха было выдвинуто предложение модернизировать узел производственного отбора паровой турбины П 62,2/0,6. Производственный отбор турбин служит для подачи отработанного пара с промежуточных ступеней турбины с определенными параметрами потребителю.

Но т.к. потребление пара заводом незначительное(В основном на пропарку железнодорожных цистерн на учаске слива сырья, пароспутники трубопроводов в зимнее время) он не был задействован. Нужды завода обеспечивает РОУ1( редукционно -охлаждающая установка), на котором пар с коллектора высокого давления с котлоагрегатов №1,2; с параметрами Р=22 кгс/см2 и температурой t=440 0С редуцируется до Р=1,01,5кгс/см2 и температурой t=180200 0С. Потребление крайне не стабильное.

Нагрев же химобессоленой воды из химцеха для питания котлов в подогревателях ПХОВ1,2; ПНД-1; ПВД 1,2,3; ДБ-1,2,3; производится паром с РОУ3 на котором пар с коллектора высокого давления с котлоагрегатов №1,2; с параметрами Р=22 кгс/см2 и температурой t=440 0С редуцируется до Р=5,0 кгс/см2 и температурой t=230250 0С.

Модернизация заключается в том что трубопровод производственного отбора завели на выход РОУ3, в результате пар к котлов не идет на РОУ3, а поступает на голову турбины и отработав после 7-й ступени ЧВД не конденсируется в дальнейшем в конденсаторе турбины , а с параметрами Р=5,0 кгс/см2 и температурой t=230250 0С идет на подогрев химобессоленой воды и питательной воды котлов в регенеративных подогревателях ПХОВ1,2; ПНД-1; ПВД 1,2,3; ДБ-1,2,3;.

В результате модернизации КПД установки в целом увеличилось на 6,2%, отпала надобность подавать питательную воду на впыск РОУ3, разгрузился конденсатор турбины (т.к. уменьшилось поступление пара с последних ступеней турбины и стало меньше паровоздушной смеси увеличилось разрежение в конденсаторе), и стабилизировалась работа регенеративных подогревателей т.к. колебание давления пара производственного отбора составляет не более 0,1 МПа.

1.5. Выбор конструкционных материалов.

Для современных турбинных установок, характеризующихся высокой температурой пара, первым требованием к металлу является надлежащее сопротивление коррозии. Только после удовлетворения этого требования можно делать выбор металла на базе механической прочности.

Газовая коррозия — химическая коррозия металлов в окисляющих газах при высоких температурах. В паротурбинных установках при высоких температурах процессы окисления могут происходить не только за счет свободного кислорода, но и за счет Водяного пара.

Скорость и степень развития окисления стали зависят от температуры, скорости и давления пара, времени, химического состава стали, состава и физических свойств образующейся окалины.

Для жаростойкости стали исключительное влияние оказывают свойства покрывающей металл окисной пленки. Пленка окислов, образующихся на металле, может служить защитным слоем, если внутри нее нет легкоплавких окислов или окислов, способных отдать свой кислород составным элементам сплава, а благодаря плотному прилеганию к металлу, газонепроницаема и является жаростойкой.

Основными элементами, способствующими образованию защитных пленок, являются хром, кремний и алюминий. Из них наибольшее значение имеет хром, окислы которого более близки к окислам железа, никеля, кобальта.

В современных сложнолегированных сплавах на железной, никелевой и кобальтовой основах содержание хрома колеблется в пределах 12—25%. Хромистые и хромомолибденовые стали с 5—6% хрома по сопротивляемости окалинообразованию могут применяться до 600—650° С; до такой температуры могут использоваться и нержавеющие стали на базе 12% хрома.

Углеродистые стали достаточно стойки против окисления при температурах лишь до 535° С, выше которой начинается интенсивное их окисление и образование окалины.

Мало- и среднелегированные жаропрочные перлитные стали

(молибденовые, хромомолибденовые, молибденованадиевые, хромо- молибденованадиевые) по своей жаростойкости в воздушной и паровых средах мало чем отличаются от углеродистых сталей. Коррозионная стойкость этих сталей при высоких температурах определяется содержанием хрома и кремния, которая тем выше, чем больше содержание легирующих элементов, допустимое по соображениям жаропрочности.

Молибден — наиболее важный составной элемент перлитных сталей — не оказывает влияния на жаростойкость в воздушной среде, но сопротивление окислению в паровой среде несколько повышается.

Высоколегированные аустенитные стали по жаростойкости могут применяться до температуры 750° С, а некоторые из них и до более высоких температур.

Межкристаллит пая коррозия аустенит- ных сталей. Высоколегированные аустенитные стали — хромоникелевые, хромоникелевольфрамовые, хромоникельмолиб деновые и др. — применяются в турбостроении при температурах выше 580° С. Они обладают высокой жаропрочностью, но некоторые из них обнаруживают склонность к особому виду коррозионного разрушения, развивающемуся главным образом по границам зерен металла. Этот вид коррозии носит название межкристаллит ной или интеркристаллитной коррозии и присущ, например, хромистым сталям марок 0ХМ18Н9, 1Х18Н9, 2Х18Н9.

Межкристаллитная коррозия, разрушая границы зерен, быстро разрушает металл, вследствие чего считается наиболее опасным видом коррозии турбинных материалов.

Причины межкристаллитной коррозии связаны с распадом пересыщенного углеродом твердого раствора у (аустенита), так как растворимость углерода в аустените в перечисленных выше сталях мала и поэтому углерод в них неустойчив.

При нагревании стали до температуры 500° С и выше из твердого раствора у выделяются карбиды, богатые хромом типа СгС6.

Вначале по границам зерен выделяются мелкодисперсные карбиды. Далее происходит укрупнение и коагуляция карбидов, выпавших по границам зерен. Это явление вызывает обеднение близлежащих участков металла хромом и углеродом и, следовательно, способствует образованию феррита, в результате чего вдоль границ зерен аустенита создаются узкие прослойки или зоны бедного хромом твердого раствора, которые обладают резко сниженной коррозионной стойкостью.

Растворимость никеля в аустените больше, чем в феррите, вследствие чего эти участки беднеют также и в отношении никеля. В итоге по границам зерен создается большая разнородность структурных элементов (аустенита, феррита, карбидов), между которыми существует разность потенциалов, которая при наличии электролита приводит к образованию гальванических пар.

Разрушение менее стойких обедненных хромом прослоек, располагающихся по границам зерен, происходит под действием гальванических пар. Благодаря высокой степени начального размельчения карбидов образуется особенно большое количество гальванических пар, разрушающих карбиды.

Межкристаллитная коррозия, постепенно распространяясь в глубь металла, ослабляет связь между его зернами, а затем приводит даже к полной изоляции их друг от друга.

Пораженный межкристаллитной коррозией металл теряет присущую ему монолитность, прочность и упругость, при этом также изменяются электропроводность и звук, издаваемый образцом металла при падении на каменную плиту. Типичный звонкий металлический звук, издаваемый образцом при падении, сменяется глухим звуком, подобным падающей деревянной пластине.

Межкристаллитная коррозия сталей представляет серьезную опасность для их службы при температурах 500° С и выше в условиях воздействия достаточно агрессивных коррозионных сред. Это обстоятельство усугубляется еще тем, что межкристаллитная коррозия может привести к внезапному разрушению детали, не проявляясь заметно до самого момента разрушения. В

аустенитных сталях после сварки может развиваться межкристаллитная коррозия, особенно в зонах шва, где при сварке температура достигала 550—750" С.

Для предотвращения межкристаллитной коррозии в состав аустенитных сталей вводятся титан, ниобий, тантал, которые являются более сильными карбидообразующими, чем хром. Указанные элементы соединяются в карбиды с выделяющимся углеродом, а хром остается в твердом растворе. Введение в аустенитную сталь титана в количестве 5—6 раз, а ниобия в 10—12 раз превышающем содержание в стали углерода, значительно снижает, а в ряде случаев ликвидирует полностью склонность к межкристаллитной коррозии. Например, сталь 1Х18Н9Т (ЭЯ1Т) содержит С < 0,12%; Si < 0,8%; Мп < 2,0%; Сг = 17520%; № = 8-5-11%; Ti = = (% С — 0,03) X 5 до 0,8% (проект ГОСТ 5632—61).

Таким образом, снижение содержания углерода также является фактором, понижающим склонность аустенитных сталей к межкристаллитной коррозии.

Одной из основных деталей статора турбины является ее корпус, или цилиндр. В корпусе размещены пароподводящие и паро отводящие каналы, закреплены сопловые аппараты, диафрагмы, устанавливаемые непосредственно в цилиндр или в обоймы; имеются также патрубки для отборов пара. Выпускной патрубок в мощных конденсационных турбинах представляет собой сложную конструкцию.

Таким образом, корпус имеет сложную форму с меняющимися по длине сечениями и фланцы с горизонтальными или вертикальными разъемами. По ходу пара на корпус действует разность температур и давлений пара, которые при изменении режимов работы турбины также резко изменяются.

Основными действующими силами на корпус являются избыточное давление пара, представляющее разность давления пара внутри него и снаружи (атмосферы) или разность между наружным давлением атмосферы и давлением пара ниже атмосферного— вакуума в выходных частях конденсационных турбин.

Разность температур стенок и фланцев турбинных корпусов, создаваемая в различных сечениях и на разных расстояниях от поверхностей, омываемых паром, так же, как и резкие колебания температур при пусках, остановках или изменениях режимов, в корпусах турбин вызывают действия температурных напряжений. Кроме того, действующими силами корпуса являются его масса вместе с массой изоляции, клапанов труб и прочих деталей, размещенных внутри него.

Таким образом, конструкция корпуса определяется многими факторами, главными из которых являются назначение и тип турбины, режимные условия работы, начальные и конечные параметры пара, промежуточные перегревы пара, размеры проточной части, возможности технологии его изготовления и т. д. В зависимости от параметров пара существует условное деление на корпусы сверхвысокого, высокого, среднего и низкого давления .

В данной паровой турбине корпус изготовлен из нержавеющей высохромистой стали 15ХМ .

Цельнокованые роторы нашли широкое применение в современных активных турбинах с повышенными параметрами пара для работы в области температур выше 350400° С. Для активных турбин, работающих в области высоких температур пара, конструкция цельнокованых роторов является единственно приемлемой. В цельнокованых роторах диски с валом вытачиваются из одной целой поковки, поэтому ослабление дисков из-за релаксации напряжений при эксплуатации турбин на переменных тепловых режимах исключается.

Цельнокованые роторы изготовляются из крупных поковок (несколько десятков тонн), при этом должна быть обеспечена однородность металла и симметричное распределение его структуры относительно оси вала. Даже незначительная разница коэффициентов линейного расширения в зависимости от состояния структуры может привести к заметной разнице в расширении волокон на противоположных сторонах ротора, что может явиться причиной прогиба и разбалансировки ротора при его прогреве.

Проверка термической стабильности ротора производится до его облопачивания. Для этого ротор помещают в электропечь и при вращении его 2 об/мин индикаторами отмечают возникновение даже незначительного эксцентрицитета, который может появиться при изгибе в результате термического расширения.

Если ротор предназначен для работы в резко отличающихся по его длине температурных условиях, то испытание термической стабильности ротора проводят в электропечи, имеющей отдельные отсеки с различными температурами.

В цельнокованых роторах обычно делается центральное сверление для исследования его поверхности с помощью оптического прибора.

Применение цельнокованых роторов ограничивается диаметром дисков до 1 м, превышение этого размера резко осложняет получение высококачественных поковок.

. Материал для поковки ротора выбирается исходя из условий работы первых ступеней при высоких параметрах пара, хотя последующие ступени могли бы быть изготовлены из слаболегированных сталей.

Таким образом, на изготовление цельнокованых роторов расходуется чрезмерное количество дорогостоящей легированной стали. К тому же при обработке такого ротора большой процент металла (объем металла между дисками) поковки идет в стружку для получения требуемой конфигурации дисков.

В цельнокованом роторе отсутствуют ступицы дисков, поэтому длина проточной части его будет определяться только шириной диафрагм и шириной полотна дисков, а не их ступицами, что иногда приводит к сокращению длины цельнокованого ротора по сравнению с ротором, имеющим наборные диски.

Отсутствие ступиц дисков уменьшает диаметры диафрагменных уплотнений, что, в свою очередь, снижает протечки пара через них и повышает к. п. д. проточной части турбины.

Существенным недостатком цельнокованых роторов является

необходимость замены всего ротора в случае невозможности исправления неправильно изготовленного или поврежденного при эксплуатации хотя бы одного из дисков рабочих колес. Ротор турбины П 6- 2,2/0,6 изготовлен из стали 20Х3МВФ ГОСТ 105088.

Диски паровых турбин являются наиболее напряженными деталями после рабочих лопаток. Разрушение диска представляет серьезную аварию, влекущую за собой аварию всей турбины.

Материал рабочих дисков, барабанов и цельнокованых роторов должен удовлетворять следующим основным условиям:

1) иметь высокие и стабильные механические свойства при температурах, в которых работает данная деталь;

2) чистоты, однородности состава и отсутствия внутренних пороков металла;

3) минимальных величин внутренних напряжений;

4) хорошей механической обрабатываемости.

Диски подвержены коррозионному воздействию паровой среды, которое сравнительно невелико в связй 6о значительной толщиной дисков и сравнительно медленным развитием коррозии. Поэтому для изготовления дисков применяются стали, слабо сопротивляющиеся коррозии.

Каждый диск изготовляется индивидуальной ковкой путем осадки металла для достижения высокого качества поковок. Ось поковок диска должна примерно совпадать с осью слитка, и втулочное отверстие его прошивается при ковке. Поковки дисков подвергаются термической обработке по режимам, установленным для каждого диска в зависимости от химического состава его металла, размеров поковок и требуемых механических свойств.

Чтобы улучшить прокаливаемость и повысить однородность структуры поковок дисков, термическую обработку их производят после предварительной механической обработки с минимально необходимыми припусками чистовых размеров. При определении этих припусков следует учитывать возможность коробления (поводки) при термической обработке.

Для поковок из углеродистой стали типичная структура металла — перлит в ферритной сетке. Для дисков из легированных сталей структура после термообработки — сорбит, а в ряде поковок наблюдается сорбит с ориентацией по мартенситу.

Остаточные напряжения должны быть минимальными, так как, суммируясь с рабочими напряжениями, они могут привести к недопустимым величинам, вызывающим разрушение детали.

Техническими условиями для дисков рабочих колес допускаются остаточные напряжения не более 39,2 Мн/м2 (4 кГ/мм?) при чистовом диаметре диска D = 600—1000 мм и 49 Мн/м2 (5 кГ/мм2) при D > 1000 мм,

Наличие трещин и флокенов в поковках дисков не допускается. Флокены представляют собой пористости, выявляющиеся на обработанной поверхности металла в виде очень тонких извилистых трещин, а на изломах образцов или изделий — в виде резко выделяющихся серебристых пятен округлой формы и кристаллического строения. Размеры флокенов различны длина от долей миллиметра до 20 мм и более. Флокены поражают кованые изделия из сталей различного состава и почти не встречаются в литой стали. В зонах поковок с малой степенью укова флокены встречаются чаще, чем в плотных хорошо прокованных участках. Например, в поковках дисков флокены чаще встречаются в массивных, менее укованных ступицах, чем в полотне или ободе.

Флокены представляют очень опасное явление, так как в них, подобно острым прорезям в толще металла, имеющим значительную протяженность, концентрируются напряжения, снижающие пластические и прочностные характеристики сталей, а при знакопеременных нагрузках они могут развиваться в трещины усталости.

При обнаружении на поверхности поковки хотя бы одного флокена можно утверждать, что в теле поковки их имеется много. В этом случае проверяются на флокены все поковки данной плавки, откованные и термически обработанные по одинаковому с образцом технологическому процессу.

Одной из многих гипотез образования флокенов является весьма распространенная водородная теория, которая объясняет, что водород, растворившийся в жидкой стали, при определенных условиях выделяется в микропоры, всегда имеющиеся в стали, и может создать весьма значительные напряжения в металле, приводящие к его местным разрывам — флокенам.

Для выявления флокенов применяются различные методы:

1. Макротравление шлифованной поверхности 15%ным персульфатом аммония в воде в течение 10 мин, а затем протравливание раствором азотной кислоты в течение 5—10 мин.

2. Магнитно-керосиновая проба.

3. Закалка образца, отрезанного от поковки, и излом его при изгибе. В изломе флокены обнаруживаются в виде блестящих белых пятен.

4. Ультразвуковая дефектоскопия, позволяющая выявить флокены на поверхности и в теле поковки.

Удалить флокены вырубкой, зачисткой или каким-либо другим подобным методом нельзя.

В поковках дисков рабочих колес турбин не допускаются остатки околоусадочной рыхлости, крупные единичные неметаллические включения или значительные скопления мелких включений.

Единичные дефекты, такие же трещины, плены, волосовины и др., удаляются зачисткой или пологой вырубкой при условии, если их глубина не превышает 2/3 припуска на механическую обработку.

Каждый из дисков проходит серную пробу на внутренней поверхности ступицы и ее торцов. Рекомендуется также снимать отпечатки с части полотна с целью обнаружения сегрегационных «усов».

Обычно для поковок дисков сталь выплавляется в кислых мартеновских или основных электропечах. Для слабонагруженных дисков допускается выплавка углеродистой стали в основных мартеновских печах.

По механическим свойствам стали, применяемые для дисков до температуры 480° С, делятся на шесть категорий в зависимости от напряжений,возникающих при эксплуатации.

Химический состав сталей для поковок дисков устанавливается по усмотрению завода-изготовителя по согласованию с заводом-заказчиком.

Рекомендуемые марки сталей :34ХН1М, 34ХН2М, 34XH3M.

Для изготовления диафрагменной лопатки предоставлена высокохромистая жаропрочная сталь мартенситноферритного класса 12Х13 (ГОСТ 18968–73). Подбор данной стали осуществлен из условий эксплуатации изделия. Лопатки являются наиболее нагруженными деталями паровых турбин.

Лопатки паровых турбин подразделяются на направляющие (диафрагменные), закрепленные в статоре и рабочие – на роторе. На диафрагменные лопатки в основном действуют только аэродинамические силы, которые являются не стационарными, а переменными. Воздействующая среда, которая направляется диафрагменными лопатками, достигает температуры 400 0С.

При этом имеет место неравномерный нагрев лопаток. Из-за взаимного воздействия приложенных сил материал лопатки испытывает меняющиеся по значению, но всегда высокие напряжения, что приводит к возникновению вибрации усталости материала.

Поверхности лопаток подвержены химическому воздействию среды. Химическая агрессивность водяного пара на материал лопаток особенно сильно проявляется с повышением начальной температуры, что приводит к постепенному разрушению материала, вызванного его эрозией. Поверхности лопаток (как на роторе, так и в диафрагме) последних ступеней паровых турбин при этом разъедаются со стороны входной кромки частицами воды влажного пара.

Поэтому для лопаток применяют высококачественные материалы. От таких материалов требуют прочности при высокой температуре, высокой пластичности, сопротивления ползучести, коррозионной стойкости, высокой усталостной прочности, высокого декремента затухания.

Требования, предъявляемые к материалу гребней лабиринтовых уплотнений, вытекают из условий их работы в паровой среде при различных температурах в зависимости от места их установки в турбине и от начальных и конечных параметров пара.

Для уплотнительных гребней, запрессованных в сегменты, и сегментов с выточенными гребнями применяются цветные металлы и их сплавы, устойчивые для работы в условиях длительного воздействия коррозии в среде перегретого и влажного пара потому, что гребни, имея малую толщину, должны обладать надлежащей прочностью, сохраняют свои размеры, чем обеспечивают хорошую работоспособность лабиринтовых уплотнений.

Прочность и пластичность этих сплавов должны соответствовать рабочим температурам, при которых тонкие гребни уплотнений сохраняли бы свою форму и размеры в эксплуатации, не ломаясь и не прогибаясь под действием потока пара.

Особое значение имеют свойства материала уплотнений, определяющие его поведение в аварийных условиях работы. Наиболее тяжелым аварийным состоянием уплотнения является местное трение поверхностей ротора (вала, втулок, бандажей рабочих лопаток) при изгибе его вала.

Таким образом, третьим основным требованием к металлу уплотнения является возможно минимальная его склонность к нагреванию и повреждению выпуклой стороны изогнутого вала врезающимися в него уплотнительными гребнями без налипания их металла на вал ротора. Таким образом, из сказанного следует, что металл уплотнительных гребней в случае их трения о вал должен обладать свойством возможно быстрого износа.

В последнее время поведение уплотнительных гребней при аварийных режимах исследуются в ХПИ, ЦКТИ и др., однако обоснований по выбору материалов для изготовления гребней еще недостаточно. Нерешенным вопросом пока остается материал для гребней, работающих при температурах пара выше 500° С. Обычно при этих температурах применяют аустенитную сталь ЭЯ1Т (1Х18Н9Т).

Из условий работы опорных подшипников следует, что их материал должен быть достаточно мягким и пластичным, обладать хорошими антифрикционными качествами (износоустойчивостью, прирабатываемостью вкладыша к шейке вала, малыми коэффициентами полужидкостного и сухого трения, противостоять наволакиванию сплава заливки на поверхность шейки вала). В то же время антифрикционные сплавы подшипников должны быть достаточно прочными и твердыми для того, чтобы выдержать нагрузку, создаваемую ротором. Для получения качественной заливки вкладыша сплав должен обладать легкоплавкостью, высокой жидкотекучестью и прочным сцеплением с металлом вкладыша.

В отечественном турбостроении для заливки опорных подшипников применяется высокооловянистый баббит Б83. Иногда из-за экономии дефицитного баббита Б83 для заливки только верхних половин вкладышей применяют баббит Б16.

Баббит Б83 представляет собой сплав на основе олова Sn с добавками сурьмы Sb и меди Си, а баббит Б16 — сплав на основе свинца РЬ. Основная мягкая масса баббита Б83, характеризуемая высокой пластичностью и вязкостью, является раствором сурьмы и небольшого количества меди в олове. Он очень близок по свойствам к олову, но тверже и прочнее его.

Баббит Б83 представляет собой сплав на основе олова Sn с добавками сурьмы Sb и меди Си, а баббит Б16 — сплав на основе свинца РЬ. Основная мягкая масса баббита Б83, характеризуемая высокой пластичностью и вязкостью, является раствором сурьмы и небольшого количества меди в олове. Он очень близок по свойствам к олову, но тверже и прочнее его.

Медь с оловом образует твердые кристаллы большого удельного веса в виде звездочек и иголочек.

Технологический расчет

2.1. Исходные данные.

N=6000 кВт – электрическая мощность турбогенератора;

p0=2,2 МПа – давление пара на входе в турбину;

t0=435 С0 – температура пара на входе в турбину;

pп=0,45 МПа – давление, требуемое потребителем;

Gп=4,2 кг/с – расход пара на нужды промышленного отбора;

Pк=4,5 кПа – давление пара на выходе из турбины.

Механический расчёт насоса

5.1 Исходные данные.

Тип насоса - центробежный

Производительность Q = 70 м3/час

Напор H = 75 м

КПД η = 70%

Частота вращения n = 3000 об/мин

Мощность N = 60,0 кВт

Тип уплотнения - сальниковое

Перекачиваемая среда - вода

Насос изготовлен из стали 40Х ГОСТ 217667;

Вал изготовлен из стали 40Х ГОСТ 105088.

Рабочее колесо изготовлено из стали 40ХЛ ГОСТ 97788.

Для изготовления насоса используется сталь марки 40Х. Сталь обладает повышенными прочностными свойствами, в термообработанном состоянии отличаются высокой пластичностью. Стали технологичны в обработке. Хорошо деформируются в горячем и холодном состоянии. Штампуемость хорошая. Стали хорошо свариваются всеми видами сварки. Стали характеризуются высокой коррозионной стойкостью во многих агрессивных средах.