Рис. Принципиальная схема эжектора


Скачать 144.33 Kb.
НазваниеРис. Принципиальная схема эжектора
Дата публикации14.07.2013
Размер144.33 Kb.
ТипДокументы
vb2.userdocs.ru > География > Документы
41 50 51 53 54 56

41 Воздухоотсасывающие устройства

  • предназначены для удаления паровоздушной смеси из конденсатора и циркуляционной системы и поддержания необходимого вакуума.

  • В паротурбинных установках применяют следующие типы воздухоотсасывающих устройств: пароструйные и водоструйные эжекторы и воздушные насосы.

  • Принципиальная схема эжектора изображена на рис. 6. Рабочее тело (пар — в пароструйном эжекторе, вода — в водоструйном) подается под давлением в приемную камеру, откуда через сопло (или несколько сопл) с большой скоростью направляется в камеру смешения, соединенную с паровым пространством конденсатора. Струя рабочего тела (пара или воды), обладая большой кинетической энергией, увлекает за собой паровоздушную смесь из камеры в суживающуюся часть канала переменного сечения и далее поступает в диффузор, в котором происходят торможение потока и преобразование кинетической энергии в потенциальную. Вследствие этого давление на выходе из диффузора превышает давление во внешней среде.



Рис. 6. Принципиальная схема эжектора;
1 — приемная камера; 2 — сопло; 3 — камера смешения; 4 суживающаяся часть канала; 5 — диффузор



Рис 7. Принципиальная схема двухступенчатого пароструйного эжектора:

I , IIпервая и вторая ступени эжектора;

1 — приемные камеры; 2 — сопло; 3 — диффузор; 4 — холодильник; 5 — вход паровоздушной смеси; б — выхлоп эжектора; 7 — подвоя рабочего пара; 8 — вход охлаждающей волы; 9 — сброс дренажа; 10 — отвод дренажа и конденсатор

Самое широкое распространение в паротурбинных установках получили пароструйные эжекторы, которые выполняются одно-, двух- и трехступенчатыми.

Двух- и трехступенчатые эжекторы создают более глубокое разрежение и применяются в качестве рабочих, обеспечивая устойчивую и надежную работу турбины при глубоком вакууме.

В последнее время все большее применение находят водоструйные эжекторы, рабочим телом в которых служит вода, отбираемая из напорного циркуляционного водовода в количестве 5—7 %. Водяные эжекторы могут создавать более глубокий вакуум, чем пароструйные. Однако отсасываемый пар и его теплота теряются.

http://t02.square7.ch/img/b9744p158-a1.jpg

50 Основные показатели стационарных газотурбинных установок отечественного и зарубежного производства. Классификация типовых конструктивных схем ГТУ. Совершенствование конструкции стационарных ГТУ. Прогресс в стационарном газотурбостроении.

Газотурбинные установки простейших схем получили наибольшее распространение на газопроводах прежде всего из-за простоты конструкции большой удельной мощности и достаточно высокой надежности в эксплуатации, несмотря на свой относительно низкий кпд.

За счет введения в схему ГТУ различного рода теплотехнических мероприятия (отвод теплоты при сжатии, подвод теплоты при расширении, регенерации) можно значительно улучшить основные показатели ГТУ: повысить кпд ГТУ? коэффициент полезной работы.. удельную мощность установки, уменьшить удельный расход рабочего тела. Отсюда и вытекает различные схемы ГТУ, в которых стремятся уменьшить работу сжатия, увеличить работу расширения, уменьшить (в частности, за счет регенерации) количество подводимого топлива в камере сгорания и все это, с целью повышения кпд и других показателей газотурбинной установки.

Термодинамический анализ показал, что усложнение простейшей схемы ГТУ за счет введения промежуточного охлаждения или промежуточного подвода теплоты ведет к значительному повышению кпд и удельной эффективной работы ГТУ одновременно с увеличением соотношения давлений сжатия по условию достижения наибольшего Значения кпд установки.
Усложнение схем ГТУ введением разного рода теплотехнических мероприятий является, казалось бы, простейшим средством повышения кпд. Однако применяемые в настоящее время в ГТУ теплообменные аппараты имеют пока недостаточно высокие показатели и поэтому чрезвычайно громоздки. Кроме того, сложные схемы ГТУ требуют значительно большего времени на доводку и эксплуатационное освоение, что предопределило использование на газопроводах в основном ГТУ простейших технологических схем.
Важнейшим резервом повышения кпд ГТУ являются повышение температуры газов перед турбиной, увеличение соотношения давлений сжатия по компрессору и улучшение относительных значений кпд компрессора и турбины,
В ближайшем будущем будут освоены ГТУ длительного срока службы с начальной температурой газов перед турбиной 900-950°С и выше.
В оценке перспектив развития ГТУ прежде всего должны быть отмечены следующие положительные их особенности: высокий уровень удельной мощности, отнесенный к единице массы ГТУ, исключение снабжения водой, повышение мощности и улучшение показателей установки в зимних условиях, когда пропускная способность газопроводов возрастает, сравнительная простота обслуживания, малый расход смазки и т.д.

Успешная работа ГТУ дает основание предполагать, что на ближайшую перспективу(10-15 лет) стационарные установки с хорошими моторесурсами- (до 100000 ч) могут быть выполнены с удельной массой 5-8 кг/кВт. Одновременно может быть снижена и продолжительность пуска ГТУ.

51 Система защиты турбины

Система защиты срабатывает и дает команду на отключение турбины при недопустимых:

  • повышении частоты вращения ротора;

  • увеличении осевого сдвига ротора;

  • падении давления масла в линии смазки подшипников;

  • повышении давления (падении вакуума) в конденсаторе;

  • повышении вибрации подшипников турбоагрегата;

  • повышении температуры свежего пара или резком ее снижении;

  • повышении уровня воды в ПВД─

и некоторых других нарушениях режима работы турбоустановки, грозящих повредить оборудование и требующих экстренной остановки турбины, а во многих случаях отключения всего энергоблока.

^ 53 Циклы газотурбинных установок (ГТУ)

Газотурбинные установки относятся к числу двигателей внутреннего сгорания. Газ, получившийся в результате сгорания топлива в камере сгорания, направляется на турбину. Продукты сгорания, расширяясь в сопловом аппарате и на рабочих лопатках турбины, производят на колесе турбины механическую работу.

ГТУ по сравнению с поршневыми двигателями обладают целым рядом преимуществ:

1)     простота силовой установки;

2)     отсутствие поступательно движущихся частей, что позволяет повысить механический к.п.д.;

3)     получение больших чисел оборотов, что позволяет существенно снизить вес и габариты установки;

4)     осуществление цикла с полным расширением и тем самым большим термическим к.п.д.

Эти преимущества ГТУ способствовали ее распространению во многих отраслях техники и особенно в авиации.

В основе работы ГТУ лежат идеальные циклы, состоящие из простейших термодинамических процессов. Термодинамическое изучение этих циклов базируется на предположениях аналогичных тем, которые были сделаны в предыдущем разделе (циклы ДВС), а именно: циклы обратимы, подвод теплоты происходит без изменения химического состава рабочего тела цикла, отвод теплоты предполагается обратимым, гидравлические и тепловые потери отсутствуют, рабочее тело представляет собой идеальный газ с постоянной теплоемкостью.

К числе возможных идеальных циклов ГТУ относят:

а) цикл с подводом теплоты при постоянном давлении (р = const) - цикл Брайтона;

б) цикл с подводом теплоты при постоянном объеме (v = const);

в) цикл с регенерацией теплоты.

Во всех циклах ГТУ отвод теплоты при наличии полного расширения в турбине происходит при постоянном давлении.

Из-за сложной конструкции камеры сгорания цикл ГТУ с изохорным подводом теплоты применяется крайне редко даже несмотря на то, что имеет повышенный КПД по сравнению с циклом Брайтона. Из перечисленных циклов наибольшее применение получил цикл с подводом теплоты при р = const, поэтому далее подробно его рассмотрим.

 

Схема и цикл ГТУ с подводом теплоты при p=const

(цикл Брайтона)

 

Обратимый цикл ГТУ при p=const называется циклом Брайтона. Схема ГТУ представлена на рис. 10. Компрессор (ВК) , приводимый в движение газовой турбиной (ГТ), подает сжатый воздух в камеру сгорания (КС), в которую впрыскивается жидкое топливо, подаваемое насосом (ТН), находящимся на валу турбины. Продукты сгорания расширяются на рабочих лопатках турбины и выбрасываются в атмосферу.

 

http://ttech.pstu.ac.ru/teplot/tt/study/active/lection/td/t8/dvs_gtu.files/image123.gif

Рис. 10. Схема ГТУ (ВК – воздушный компрессор,

ТН – топливный насос, КС – камера сгорания,

ГТ – газовая турбина, ЭГ – электрогенератор)

Изобразим цикл на рабочей и тепловой диаграмме (рис.11).

Характеристиками этого цикла являются:

степень повышения давления воздухаhttp://ttech.pstu.ac.ru/teplot/tt/study/active/lection/td/t8/dvs_gtu.files/image125.gif (или степень сжатия http://ttech.pstu.ac.ru/teplot/tt/study/active/lection/td/t8/dvs_gtu.files/image007.gif)

степень предварительного расширения http://ttech.pstu.ac.ru/teplot/tt/study/active/lection/td/t8/dvs_gtu.files/image127.gif.

При расчете цикла определяют параметры в характерных точках. Как правило, исходными данными являются параметры в точке 1:http://ttech.pstu.ac.ru/teplot/tt/study/active/lection/td/t8/dvs_gtu.files/image129.gif.

 

http://ttech.pstu.ac.ru/teplot/tt/study/active/lection/td/t8/dvs_gtu.files/image131.gif

Рис. 11. Цикл Брайтона. Рабочая (p-v) и тепловая (T-s) диаграммы.

(1-2 – адиабатное сжатие в компрессоре,

2-3 – изобарный подвод теплоты в камере сгорания,

3-4 – адиабатное расширение продуктов сгорания на лопатках газовой турбины,

4-1 – изобарный отвод теплоты от продуктов сгорания в атмосферу)

^ Расчет параметров в характерных точках цикла

Процесс 1-2:

Из уравнения адиабаты в видеhttp://ttech.pstu.ac.ru/teplot/tt/study/active/lection/td/t8/dvs_gtu.files/image133.gif определяем http://ttech.pstu.ac.ru/teplot/tt/study/active/lection/td/t8/dvs_gtu.files/image135.gif,

в виде T1v1k-1=T2v2k-1 определяем http://ttech.pstu.ac.ru/teplot/tt/study/active/lection/td/t8/dvs_gtu.files/image137.gif

Процесс 2-3:

http://ttech.pstu.ac.ru/teplot/tt/study/active/lection/td/t8/dvs_gtu.files/image139.gif

http://ttech.pstu.ac.ru/teplot/tt/study/active/lection/td/t8/dvs_gtu.files/image141.gif

Процесс 4-1:

http://ttech.pstu.ac.ru/teplot/tt/study/active/lection/td/t8/dvs_gtu.files/image143.gif http://ttech.pstu.ac.ru/teplot/tt/study/active/lection/td/t8/dvs_gtu.files/image145.gif http://ttech.pstu.ac.ru/teplot/tt/study/active/lection/td/t8/dvs_gtu.files/image147.gif

 

Энергетические характеристики цикла

Количество подведенной за цикл теплоты:

http://ttech.pstu.ac.ru/teplot/tt/study/active/lection/td/t8/dvs_gtu.files/image149.gif

Количество отведенной за цикл теплоты:

http://ttech.pstu.ac.ru/teplot/tt/study/active/lection/td/t8/dvs_gtu.files/image151.gif

Цикловая работа:

http://ttech.pstu.ac.ru/teplot/tt/study/active/lection/td/t8/dvs_gtu.files/image153.gif

Тогда термический КПД этого цикла:

http://ttech.pstu.ac.ru/teplot/tt/study/active/lection/td/t8/dvs_gtu.files/image155.gif

Запишем уравнение адиабаты в следующей форме:

http://ttech.pstu.ac.ru/teplot/tt/study/active/lection/td/t8/dvs_gtu.files/image157.gif

Отсюда степень повышения давления в компрессоре равна http://ttech.pstu.ac.ru/teplot/tt/study/active/lection/td/t8/dvs_gtu.files/image159.gif, а степень сжатия http://ttech.pstu.ac.ru/teplot/tt/study/active/lection/td/t8/dvs_gtu.files/image161.gif

Тогда http://ttech.pstu.ac.ru/teplot/tt/study/active/lection/td/t8/dvs_gtu.files/image163.gif

Из формулы следует, что термический КПД ГТУ при данном рабочем теле и постоянном значении k зависит только от степени повышения давления в компрессоре, причем с ростом pk термический КПД цикла растет.

^ 54 СИСТЕМЫ МАСЛОСНАБЖЕНИЯ ТУРБИН

В течение длительного времени в системах регулирования турбин в качестве рабочей жидкости использовалось исключительно минеральное масло нефтяного происхождения, что давало возможность объединить маслоснабжение систем регулирования, защиты и смазки агрегата.

Минеральное масло обладает ценными качествами: хорошей смазочной способностью, оно не агрессивно и практически несжимаемо.

^ Рис. 17. Принципиальная схема маслоснабження турбины с главным масляным насосом объемного типа:

1 — главный масляный насос; 2 — редукторная передача; 3 — масляный бак; 4 — система регулирования; 5 -— редукционный клапан; 6 — предохранительный клапан; 7 — маслосбрасывающий клапан; 8 — маслоохладитель; 9 — пусковой масляный насос высокого давления; 10 — аварийный масляный насос низкого давления; 11 — обратный клапан; 12 — масло к подшипникам



p0114

^ Рис. 18. Принципиальная схема маслоснабжения турбины с главным масляным насосом центробежного типа:

1 — главный масляный насос; 2 — инжектор первой ступени; 3 — масляный бак; 4 — система регулирования; 5 — инжектор второй ступени; 6 — обратные клапаны; 7 — маслоохладитель; 8 — пусковой масляный насос высокого давления; 9— аварийный масляный насос низкого давления; 10 — масло к подшипникам



Задачей системы смазки паровой турбины является надежная подача необходимого количества масла к подшипникам для того, чтобы:

1.отвести теплоту, выделяющуюся при трении, а также передаваемую от горячих частей турбины;

2.предотвратить износ поверхностей трения;

3.уменьшить потери мощности на трение в подшипниках;

Высокая надежность маслоснабжения в турбинах с докритическими параметрами пара в значительной мере обеспечивалась приводом главного масляного насоса от вала турбины.

Переход на независимый привод насосов смазки от электродвигателей стал возможным благодаря достаточно высокой надежности питания собственных нужд на современных мощных электростанциях.

Снятие главного масляного насоса с вала турбины и переход к автономным насосам с электроприводом были ускорены применением различных жидкостей в системах регулирования (воды или огнестойкого синтетического масла) и смазки (минерального масла).

Задача резервирования маслоснабжения подшипников кардинально решается применением противоаварийных емкостей — бачков, встроенных в крышки подшипников агрегата (рис. 19). Масло от насоса поступает в бачок, откуда по двум трубкам подводится к вкладышу подшипника. По одной из них масло подается при нормальной работе, когда бачок находится под давлением.При прекращении подачи масла от основных и аварийных насосов давление в бачке снижается до атмосферного и масло поступает в подшипник по другой трубке самотеком. Одновременно защита по падению давления в системе смазки отключает генератор от сети.

^ Рис. 19. Подвод масла к опорному подшипнику через противоаварийную емкость:

1 — подача из напорного коллектора; 2 — подвод масла при нормальной работе; 3 — аварийный подвод масла; 4 — воздушник; 5 — дозирующая шайба



Применение минерального (нефтяного) масла таит в себе значительную потенциальную опасность возникновения пожара в турбоустановке. Это обусловлено тем, что температура самовоспламенения минерального масла (около 370 °С) значительно ниже температуры свежего пара и пара после промежуточного перегрева (540 °С).

Длительный опыт эксплуатации показал, что наиболее радикальным путем предотвращения загорания масла на электростанциях является замена минерального турбинного масла негорючими жидкостями — водой или синтетическим огнестойким маслом.

Отечественное синтетическое огнестойкое масло, разработанное ВТИ и получившее наименование ОМТИ (ранее иввиоль) (огнестойкое масло теплотехнического института), по многим физико-химическим свойствам близко к минеральному турбинному маслу, но некоторые их свойства существенно различаются, (плотность ρомти=1,15 г/см3, теплоёмкость в 1,2 раза меньше) что должно учитываться при проектировании и эксплуатации систем регулирования и смазки. Температура самовоспламенения ОМТИ около 720 °С.

Стоимость ОМТИ в несколько раз выше, чем стоимость минерального масла, хотя при сравнении затрат следует учитывать более длительный срок службы огнестойкого масла. Длительная опытно-промышленная эксплуатация системы смазки одной из турбин К-300-240 ЛМЗ (а затем на нескольких турбинах K-800-240) с использованием ОМТИ показала принципиальную возможность замены минерального масла на огнестойкое не только в системе регулирования, но и в системе смазки. Применение огнестойкого масла в системе смазки является новым серьезным шагом в повышении пожарной безопасности турбоустановки. Сдерживающими факторами являются относительно высокая стоимость ОМТИ и необходимость резкого расширения его производства.

^ 56 Цикл ГТУ с регенерацией теплоты

Регенерация теплоты - подогрев воздуха после компрессора выхлопными газами - возможна при условии, что http://ttech.pstu.ac.ru/teplot/tt/study/active/lection/td/t8/dvs_gtu.files/image165.gif.. Для этого в схему установки необходимо ввести дополнительное устройство – теплообменник. Схема и тепловая диаграмма ГТУ с регенерацией теплоты представлены на рис. 12, 13. Воздух из компрессора направляется в теплообменник, где он получает теплоту от газов, вышедших из турбины. После подогрева воздух направляется в камеру сгорания, где для достижения определенной температуры он должен получить меньшее количество теплоты сгорания топлива.

http://ttech.pstu.ac.ru/teplot/tt/study/active/lection/td/t8/dvs_gtu.files/image167.gif

Рис. 12. Схема ГТУ с регенерацией теплоты (ТО – теплообменник)

 

http://ttech.pstu.ac.ru/teplot/tt/study/active/lection/td/t8/dvs_gtu.files/image169.gif

Рис. 13. Тепловая диаграмма ГТУ с регенерацией теплоты

 

В процессе 4-5 продукты сгорания охлаждаются в теплообменнике и эта теплота передается воздуху в процессе 2-6. Количество теплоты регенерации рассчитывается по формуле:

http://ttech.pstu.ac.ru/teplot/tt/study/active/lection/td/t8/dvs_gtu.files/image171.gif.

При полной регенерации (идеальном теплообменнике) воздух можно нагреть до температуры ^ T6, равной температуре T4, а продукты сгорания охладить до температуры T5, равной температуре воздуха T2.

Работа цикла остается прежней, а количество подведенной теплоты уменьшается; теперь теплота qp1 подводится в камере сгорания только в процессе 6-3.

Термический КПД цикла в этом случае равен:

http://ttech.pstu.ac.ru/teplot/tt/study/active/lection/td/t8/dvs_gtu.files/image173.gif

В реальных условиях теплота регенерации передается не полностью, так как теплообменники не идеальные. Нагрев воздуха осуществляется до точки 6', а продукты сгорания охлаждаются до точки 5′. В этом случае термический КПД должен учитывать степень регенерации, определяемую как отношение количества теплоты, переданного воздуху, к тому количеству теплоты, которое могло бы быть передано при охлаждении газов до температуры воздуха:

http://ttech.pstu.ac.ru/teplot/tt/study/active/lection/td/t8/dvs_gtu.files/image175.gif.

Величина степени регенерации определяется качеством и площадью рабочих поверхностей теплообменника (регенератора). С учетом степени регенерации теплота регенерации равна

http://ttech.pstu.ac.ru/teplot/tt/study/active/lection/td/t8/dvs_gtu.files/image177.gif

Термический КПД цикла с учетом степени регенерации:

http://ttech.pstu.ac.ru/teplot/tt/study/active/lection/td/t8/dvs_gtu.files/image179.gif

В настоящее время регенерация теплоты в основном находит применение в стационарных установках из-за большого веса и габаритов регенератора.

 ^ Схема и цикл ГТУ с регенерацией теплоты

 Основная идея - снижение расхода топлива за счёт сокращения потерь теплоты с уходящими газами.

Основные потери в газотурбинной установке - это потери теплоты с уходящими газами, которые составляют 60…70 %, а иногда и более процентов от подводимой с топливом энергии. В простой ГТУ газы, покидающие турбину, имеют высокую температуру 400...450 °С. Поэтому экономичность ГТУ существенно повысится, если применить регенерацию теплоты, т.е. использовать часть уходящей теплоты для подготовки сжатого воздуха, поступающего в камеру сгорания.

Схема ГТУ с регенерацией теплоты показана на рис. 3.1.

Воздух после компрессора 1 пропускался через регенератор 2, который представляет собой теплообменный аппарат поверхностного типа. Туда же в регенератор 2 после газовой турбины 4 направляются отработавшее газы, которые отдают часть своего тепла воздуху и затем удаляющая в атмосферу. В регенераторе температура воздуха повышается на 180…250°С, так что необходимое количество топлива, расходуемое на подогрев воздуха в камере

Похожие:

Рис. Принципиальная схема эжектора iconПринципиальная схема подготовки подпиточной и сетевой воды с вакуумным деаэратором
Тэц, который подразумевает: расчет тепла нагрузок на отопление сетевой и потпиточной воды, добавочной воды в тэц. После расчёта схемы...
Рис. Принципиальная схема эжектора iconПудинг «Элизабет»
Смешайте в ковше «От шефа™» (2,8 л) рис с молоком, оставьте на 5-10 минут, чтобы рис хорошо пропитался
Рис. Принципиальная схема эжектора icon«Основы конституционного строя»-заполнить в таблице 3-ю графу
«Судебная власть»- схема «Полномочия судов рф» и схема «Стадии законодательного процесса»
Рис. Принципиальная схема эжектора iconСамостоятельная работа №3 Тема. Назначение и применение, люлечные...
...
Рис. Принципиальная схема эжектора iconРис по-карибски Ингредиенты
Добавьте в рис стручковой перец, чеснок и перец чили и украсьте зеленым луком. Посолите и поперчите
Рис. Принципиальная схема эжектора iconТворчі задачі до державного іспиту з дисципліни «управління персоналом» Творча задача №1
На рис. 1 наведено ієрархію комунікацій між членами колективу всередині організації, а у табл. 1 — відповідні характеристики, що...
Рис. Принципиальная схема эжектора iconСтоимость: 103 рубля На 4 персоны Подготовка
Рис промойте под холодной водой и поместите в рисоварку «Восточная сказка», залив 200 мл воды. Готовьте в течение 4 минут в микроволновой...
Рис. Принципиальная схема эжектора iconСоединительная схема программы балансирующей зарядки литий-полимерной...
Цикл зарядка/разрядка и разрядка/зарядка никель-кадмиевой/никель-металлогидридной батареи 25
Рис. Принципиальная схема эжектора iconРис. Класифікація методів обґрунтування управлінських рішень
У сучасній літературі з теорії прийняття рішень існують різні підходи щодо класифікації методів обґрунтування управлінських рішень....
Рис. Принципиальная схема эжектора iconНачиная с версии «Autocad 2009» изменился интерфейс программы (см...
Если только не рассматривать тот случай, когда пользователь не работал в программах с классическим интерфейсом. Данный вид рабочего...
Вы можете разместить ссылку на наш сайт:
Школьные материалы


При копировании материала укажите ссылку © 2014
контакты
vb2.userdocs.ru
Главная страница