Энергетическая установка эсминца

Из деаэратора обескислороженный конденсат, нагретый до ~ 100 ^оС, забирается бустерным насосом и подается на всасывание питательного насоса. С напора питательного насоса через регуляторы питания главных котлов питательная вода подается в экономайзеры и далее - в паровые коллекторы котлоагрегатов.

Пополнение утечек воды и пара в цикле производится из цистерны питательной воды через регулятор добавочного питания непосредственно в главный конденсатор. Работа РУК, регулятора уровня в деаэраторе и регулятора добавочного питания взаимосвязаны. Поддержание необходимого запаса питательной воды обеспечивается испарительной установкой. Для обеспечения парциальной работы эшелонов и повышения живучести установки, по конденсатно-питательной системе имеются перемычки, для подачи питательной воды и конденсата на другой эшелон КТЭУ.

Вспомогательный цикл КТЭУ

Подача пара на вспомогательные турбоприводы осуществляется в соответствии с разбивкой механизмов на группы. Турбоприводы 1-й группы сбрасывают отработавший пар в систему отработавшего пара. Давление в системе поддерживается автоматически в пределах 0,190,2 МПа. Излишки пара сбрасываются на главный конденсатор через «клапан излишков». На некоторых режимах работы КТЭУ (как правило, на полных ходах: автоматически отключаются из работы ТЦН и добавительная турбина ТНА) отработавшего пара от ВМ 1-й группы может не хватать для поддержания необходимого давления в системе отработавшего пара. В связи с этим появляется необходимость в добавке некоторого количества пара из магистрали слабоперегретого в магистраль отработавшего пара. Для этого в тепловую систему вводится клапан добавки (КД). Вместе с клапаном излишков, клапан добавки является регулятором давления в магистрали отработавшего пара. При превышении давления в магистрали отработавшего пара выше 0,21 МПа открывается предохранительный клапан системы отработавшего пара и стравливает пар в главный конденсатор.

Давление в деаэраторе поддерживается постоянным ~ 0,025 МПа своим собственным регулятором - дифференциальным регулятором давления в деаэраторе - ДРД.

Потребителями системы вспомогательного перегретого пара являются:

· Турбоприводы ВМ групп 1А и 2А (ТНА, ПКБТ, ТГ);

· Трубопровод слабоперегретого пара (добавка слабоперегретого пара в насыщенный пар);

· Редукционно-охлаждающие установки (РОУ);

Ввиду того, что главные котлы при работе допускают отбор насыщенного пара в количестве не более 5-6 т/ч (больший отбор насыщенного пара уменьшает его расход через пароперегреватель и может вызвать недопустимые температурные режимы трубной системы пароперегревателя), предусмотрены следующие мероприятия:

а) в насыщенный пар, отбираемый из котлов, вводится добавка перегретого пара (система слабоперегретого пара);

б) в состав машинно-котельной установки введены редукционно-охлаждающие установки, позволяющие получать пар пониженных параметров путем охлаждения перегретого пара и снижения его давления.

Потребителями системы слабоперегретого пара являются:

· Турбоприводы ВМ групп 1Б и 2Б (ТМН, ТНН, ТЦН);

· Масло- и нефтеподогреватели;

· Форсунки паровых котлов;

· Главный и вспомогательный эжекторы;

· Блок-эжектор и система уплотнений ТГ;

· Пароэжекторные холодильные машины;

· Испарительные установки;

· Системы паротушения пожаров в МКО;

· Хозяйственные нужды (системы парового отопления, камбуз);

· Обогрев приемных воздушных шахт ТНА, приемных устройств циркуляционной системы, топлива в цистернах;

· Системы промывки проточных частей компрессоров ТНА;

· Системы внутренней химической чистки котлов;

Потребителями системы отработавшего пара являются:

· Деаэратор;

· Система уплотнений ГТЗА.

В тепловой схеме установки предусмотрен сброс отработавшего пара вспомогательных механизмов как на главный конденсатор при работе ГЭУ, так и на вспомогательную конденсационную установку ТГ при стоянке корабля и работающей ВЭУ. Для повышения живучести установки магистрали перегретого, слабоперегретого и отработавшего пара имеют перемычки на другой эшелон. В целях обеспечения ввода установки в действие от пара вспомогательного котла, магистрали перегретого и слабоперегретого пара имеют сообщение с системой перегретого пара вспомогательной котельной установки.

Для сохранения рабочего тела в цикле конденсат от потребителей слабоперегретого пара принимается на следующие устройства:

· От ГЭЖ и ВЭЖ - на главный конденсатор через гидрозатворы и конденсатоотводчики;

· От охладителя выпара деаэратора - в деаэратор;

· От других теплообменных аппаратов, бытовых нужд, ПЭХМ - в цистерну грязных конденсатов - ЦГК.

Из ЦГК чистый конденсат поступает в главный конденсатор, грязный конденсат сливается в трюм.

1.7 Системы, обслуживающие работу КТЭУ

Паровые системы

В проектируемой энергетической установке используются следующие паровые системы:

· Главный паропровод - предназначен для подачи пара полных параметров от главных котлов к главным турбинам;

· Вспомогательный паропровод перегретого пара - для подвода перегретого пара полных параметров от главных котлов к наиболее мощным турбомеханизмам (группа А);

· Вспомогательный паропровод слабоперегретого пара - для подвода пара пониженных параметров к вспомогательным механизмам (группа Б) и теплообменным аппаратам;

· Паропровод отработавшего пара - для отвода отработавшего пара от турбомеханизмов противодавленческой группы (группа 1) на деаэратор или главный (на ходу) и вспомогательный (на стоянке) конденсаторы.

Паровые системы КТЭУ в целях резервирования, обеспечения работы установки на парциальных режимах, а также для обеспечения работы при получении боевых или аварийных повреждений, имеют перемычки между носовым и кормовым эшелонами по главному и вспомогательному пару, а также связь с трубопроводом перегретого пара вспомогательной котельной установки.

Все паропроводы и арматуру паровых систем, с целью минимизации тепловых потерь и обеспечения защиты обслуживающего персонала, покрывают несколькими слоями изоляции. Тепловая защита паропроводов перегретого пара представляет собой несколько слоев вермикулитовых плит, закрепляемых бандажами. Последний слой армируется проволочной сеткой, обмазывается ньювелем, оклеивается миткалью. Паропроводы слабоперегретого и отработавшего пара изолируются асбокартоном, обматываются асбестовым шнуром, армируются сеткой, обмазываются ньювелем и обтягиваются миткалью. Арматура и фланцы закрываются матрацами из асботкани. Все покрытия покрываются сверху несколькими слоями серебрина.

Системы продувания турбин, арматуры и паропроводов

Системы продувания предназначены для удаления конденсата, собирающегося в нижних частях корпусов турбин ГТЗА, ВМ, маневровом устройстве, арматуре и паропроводах.

Продувание производится:

· полостей турбин, перепускных труб свежего пара к группам сопел, ресиверов между ТВД и ТНД - в главный конденсатор;

· из первых ступеней уплотнения штоков БЗК, маневрового клапана и сопловых клапанов главных турбин - в камеру регулировочной ступени ТВД;

· из вторых ступеней уплотнения штоков БЗК, маневрового клапана и сопловых клапанов главных турбин - в деаэратор;

· из камер перед клапанами ПХ и ЗХ, за клапаном ПХ и перед сопловыми клапанами главных турбин; паропроводов свежего пара; арматуры, стопорных и быстрозапорных клапанов и сопловых коробок турбомеханизмов; пароперегревателей главных котлов - в магистраль продувания высокого давления;

· паропроводов отработавшего пара и корпусов турбин ВМ - в магистраль продувания низкого давления;

· дренажа грязного конденсата от маневрового устройства; пароперегревателей при разводке главных котлов до давления 0,2 МПа - в трюм; пароперегревателей при разводке главных котлов свыше давления 0,2 МПа - за борт.

Вспомогательные системы котельной установки

Состав, назначение и схемы вспомогательных систем котельной установки рассматриваются в специальной части дипломного проекта.

1.8 Вспомогательная энергетическая установка

Основным назначением вспомогательной энергетической установки является выработка всех видов энергии на стоянке корабля при неработающей ГЭУ. При выборе состава механизмов и аппаратов вспомогательной ЭУ, исходим из следующих условий и решаемых задач:

· обеспечение паром заданных параметров и в нужном количестве систем и устройств, работающих на стоянке корабля, без приема пара с берега;

· обеспечение выработки электроэнергии заданного качества на стоянке корабля при неработающей ГЭУ в количестве, необходимом для работы систем, устройств и комплексов корабля;

· обеспечение паром и электроэнергией вспомогательных механизмов и теплообменных аппаратов ГЭУ при вводе в действие главной энергетической установки до начала отбора пара из главных котлов;

В состав вспомогательной энергетической установки входят:

· Вспомогательный автоматизированный водотрубный котел с естественной циркуляцией КВВА 12/28;

· Водоподогреватель поверхностного типа - 1;

· Нефтеподогреватель - 1;

· Вспомогательные конденсационные установки - 2 (по числу ТГ);

· Конденсатные электронасосы - 2 (по числу ВКУ);

· Блок-эжекторы системы уплотнений ТГ и создания вакуума в ВКУ - 2;

· Питательные турбонасосы - 2 (основной и резервный);

· Дизельгенераторная установка с обслуживающими системами и механизмами;

1.9 Выбор начальных и конечных параметров пара

Начальные и конечные параметры пара выбираем исходя из потребной эффективной мощности главных турбин для обеспечения движения корабля со скоростью ~ 32 уз, потребной мощности турбоприводов вспомогательных механизмов.

Начальные и конечные параметры пара для главных и вспомогательных механизмов и располагаемые теплоперепады, срабатываемые в турбоприводах, сведены в таблицу 5:

Таблица 5. Параметры пара главных и вспомогательных турбомеханизмов

	Начальные параметры пара	Конечные параметры пара	Hа, кДж/кг
	Р0, МПа	T0, оС	РК, МПа
Система главного пара (полные параметры)	6,4	470	-	-
Система главного пара (пониженные параметры)	3,5	350	-	-
Система вспомогательного перегретого пара (полные параметры)	6,4	470	-	-
Система вспомогательного перегретого пара (пониженные параметры)	3,5	350	-	-
Система вспомогательного слабоперегретого пара	2,5	260	-	-
Система отработавшего пара	-	-	0,2	-
Главный конденсатор	-	-	0,002	-
Главные турбомеханизмы ГТЗА	6,1	470	0,002	1391,1
Турбомеханизмы группы 1А ТНА, ПКБТ	6,1	470	0,2	1152,3
Турбомеханизмы группы 1Б ТМН, ТНН	2,5	260	0,2	783,5
Турбомеханизмы группы 2А ТГ	6,1	470	0,002	1391,1
Турбомеханизмы группы 2Б ТЦН	2,5	260	0,002	1068,5

1.10 Регулирование и защита энергетической установки

Параметры регулирования и защиты КТЭУ.

Для надежной работы энергетической установки на стационарных и переменных режимах необходимо обеспечить регулирование и защиту основных параметров. Параметрами, подвергающимися регулированию и защите являются:

В котельной установке:

· регулирование уровня воды в паровых коллекторах главных котлов;

· регулирование заданного значения давления пара;

· регулирование давления топлива перед форсунками;

· регулирование температуры топлива перед форсунками;

· регулирование оптимального соотношения расходов топлива и воздуха, подаваемых в котел на любой нагрузке;

· регулирование давления рабочей воды САР котельной автоматики;

· защита по предельному давлению пара;

· защита по предельной частоте вращения ротора ТНА;

· защита по помпажу осевого компрессора ТНА;

· защита по падению давления в системе смазки ТНА;

· защита по срыву факела в топке котла.

В турбинной установке:

· регулирование заданного значения числа оборотов ГТЗА (линии вала);

· регулирование частоты вращения ТЦН;

· регулирование частоты вращения ТМН;

· регулирование уровня конденсата в главном конденсаторе;

· регулирование уровня воды в деаэраторе;

· регулирование давления в системе слабоперегретого пара;

· регулирование давления в системе отработавшего пара;

· регулирование давления в деаэраторе;

· регулирование давления в системе уплотнений турбин;

· регулирование давления и температуры пара за РОУ;

· регулирование температуры масла в системе смазки ГТЗА и ВМ;

· регулирование давления масла в системе РУЗ ГТЗА.

· защита по предельному числу оборотов ГТЗА;

· защита по превышению давления свежего пара выше допустимого значения;

· защита по падению давления в системе смазки ГТЗА;

· защита по повышению давления в главном конденсаторе;

· защита по сообщению муфты ВПУ, блокировка при включенном ВПУ.

Регулирование перечисленных параметров и защита элементов КТЭУ осуществляются как с помощью комплексных систем регулирования и защиты главных котлов и ГТЗА, так и с помощью отдельных локальных регуляторов и предохранительных устройств. Схемы систем регулирования и защиты главных котлов и ГТЗА, основные регуляторы и органы регулирования представлены в приложениях к дипломному проекту.

Системы автоматического регулирования и защиты главных котлов

Система регулирования горения

В проектируемой энергетической установке применена система регулирования горения типа РГ-1134, обеспечивающая автоматическое поддержание заданного давление пара путем регулирования подачи в котел топлива и воздуха в соотношении, обеспечивающем бездымное и экономичное сжигание топлива на всех спецификационных режимах.

Система РГ-1134 состоит из блока регуляторов горения главных котлов, а также ряда элементов, расположенных вне блока, и включает в себя:

· регулятор давления пара - 1 на два котла одного эшелона;

· регулятор давления топлива перед блоками золотников - 1 на два котла одного эшелона;

· устройства для регулирования подачи топлива и воздуха;

· вспомогательные устройства, обеспечивающие надежное функционирование системы в переходных режимах.

Измерительное устройство РДП контролирует давление перед ГСК котлов и воздействует на топливные регулирующие золотники. Соответствие расхода топлива каждому положению регулирующего топливного золотника обеспечивается поддержанием постоянного перепада давления на нем с помощью регулятора перепада давления на РТЗ. Давление топлива перед блоком регуляторов поддерживается в соответствии с заданной нагрузкой котла регулятором давления топлива РДТ путем слива части топлива в расходную топливную цистерну.

Сервопривод РДП одновременно с поворотом РТЗ изменяет настройку регуляторов расхода воздуха - РРВ, давления топлива - РДТ и ограничителя дымления - ОД, а также включает посредством сервоприводов топочных устройств форсунки котлов.

РРВ поддерживает определенный для каждой нагрузки котла перепад на газовом импульсе. Объектом регулирования является сервопривод сопловых клапанов добавительной паровой турбины ТНА (на малых нагрузках) или воздушная заслонка, перепускающая излишки воздуха после компрессора ТНА помимо котла в дымовую трубу. Таким образом обеспечивается оптимальное соотношение количества топлива и воздуха, подаваемых в котел на любой нагрузке.

Для обеспечения бездымного сжигания топлива при изменении нагрузки, в системе установлены ограничитель дымления и сигнализатор положения сопловых клапанов ГТЗА. Ограничитель дымления вступает в работу, выдавая через РРВ сигнал на разгон ротора ТНА, если расход воздуха в котел (перепад на газовом импульсе) меньше заданного (как правило при наборе нагрузки).

Сигнализатор движения сопловых клапанов ГТЗА (СДСК) выдает сигнал на разгон ротора ТНА при перемещении задатчика регулятора частоты вращения ГТЗА (т.е. в самом начале маневра). Электрический сигнал формируется тахогенератором СДСК, усиливается, трансформируется в электрогидравлическом преобразователе в гидравлический и через ОД поступает на РРВ.

В системе имеются клапаны управления противопомпажным устройством ТНА, с помощью которых автоматически производится открытие-закрытие противопомпажной заслонки ТНА.

Регулирование необходимой для распыла мазута вязкости осуществляется регулятором температуры - РТТ, измеряющим температуру топлива на выходе из нефтеподогревателя и воздействующим на клапан подачи греющего пара на нефтеподогреватель.

Котлоагрегат оборудован 6 форсуночными устройствами - по три с каждого фронта. Форсунки 1 и 2 постоянно включены, остальные подключаются в зависимости от заданной нагрузки с помощью гидравлических сервоприводов топочных устройств, воздействующих на привод лопаток воздухонаправляющих устройств и топливные клапаны.

Система регулирования питания

Поддержание заданного уровня воды в паровом коллекторе котла осуществляется с помощью двухимпульсного регулятора питания типа ДРП-80. В измерительном устройстве суммируются сигналы разности уровней в конденсационном сосуде и паровом коллекторе котла и сигнал по изменению расхода пара. Суммарный сигнал через усилительное реле передается на сервопривод питательного клапана. Постоянный перепад давления на питательном клапане поддерживается за счет изменения частоты вращения ПКБТ регулятором перепада давления, воздействующим на клапан подачи пара в турбопривод ПКБТ. Предусмотрена возможность дистанционного управления питанием каждого котла с пульта управления при помощи крана дистанционного управления.

Для обеспечения дистанционного контроля за уровнем воды в котлах эшелона предусмотрена установка датчиков дистанционного указателя уровня - ДУУМ-ЭГ. Для обеспечения более надежного контроля за уровнем воды на каждом котле установлено по два датчика, а в ПДУ - по два показывающих прибора.

Система защиты котлоагрегатов

Система защиты обеспечивает быстрый вывод котлоагрегата из действия по следующим параметрам:

· по предельной частоте вращения ротора ТНА;

· по падению давления в системе смазки ТНА;

· по помпажу компрессора ТНА;

· по погасанию (срыву) факела в топке котла;

· по аварийному сигналу из системы РУЗ ГТЗА;

· по ручному воздействию оператора для экстренной остановки котла;

Кроме того предусмотрена защита котлоагрегата без вывода его из действия по предельному давлению пара, превышающему рабочее давление на 5%, с помощью открытия предохранительных клапанов и стравливания избыточного давления пара.

В состав системы защиты каждого котлоагрегата входят:

· командный блок, расположенный на ТНА и предназначенный для выдачи сигнала на остановку котлоагрегата;

· заслонка перепуска воздуха, предназначенная для снятия нагрузки с ТНА;

· водяной трехходовой кран, подающий воду к сервомотору быстрозапорного переключающего клапана;

· быстрозапорный переключающий клапан, преобразующий гидравлический сигнал на остановку котлоагрегата (рабочая вода САР) в сигнал, рабочей средой которого является пар;

· главный стопорный клапан, предназначенный для быстрого отключения котла по перегретому пару;

· вспомогательный стопорный клапан насыщенного пара, предназначенный для быстрого отключения котла по насыщенному пару;

· быстрозапорный клапан ТНА, предназначенный для быстрого прекращения подачи пара на добавительную турбину ТНА;

· быстрозапорный топливный клапан, предназначенный для быстрого отключения котла по топливу;

· переключающий клапан насыщенного пара, предназначенный для управления закрытием стопорного клапана насыщенного пара;

· клапан блокировки ТНА по маслу, предназначенный для остановки котлоагрегата при падении давления масла в системе смазки ТНА и предотвращения пуска ТНА без смазки.

Система защиты воздействует на быстрозапорное устройство котла (БЗУ), состоящее из переключающего клапана, главного стопорного клапана, быстрозапорного топливного клапана, быстрозапорного клапана ТНА, имеющих быстродействующие сервомоторы и обеспечивающие практически мгновенное отключение котла по топливу и пару.

Помимо защиты собственно котлов предусмотрены отдельные системы защиты наиболее ответственных турбомеханизмов: ПКБТ и ТНА.

Защиту ТНА осуществляет командный блок, вызывающий срабатывание БЗК ТНА и БЗУ котла по аварийным сигналам ТНА. Рабочей средой командного блока является воздух давлением 0,3 МПа, подаваемый через очиститель и редукционные клапаны от воздушных баллонов.

Защита ПКБТ осуществляется по повышению давления пара в системе отработавшего пара, по превышению частоты вращения турбопривода свыше допустимой, по падению давления в системе смазки ПКБТ, по падению давления за питательным насосом. Аварийные сигналы защиты работающего ПКБТ воздействуют на пуск второго ПКБТ, находящегося в резерве.

Схема системы защиты котлоагрегата изображена в приложении к дипломному проекту.

Система рабочей воды автоматики котельной установки

Система котельной автоматики выполнена гидравлической. В качестве рабочей жидкости используется питательная вода. Отбор воды осуществляется из цистерны рабочей воды САР котельной автоматики. К регуляторам рабочая вода подводится давлением 0,8+0,2 МПа. От регуляторов слив производится обратно в цистерну.

В состав системы входит следующее оборудование:

· насосы САР котельной автоматики - по два на 1 эшелон;

· фильтры рабочей воды САР - по 1 в каждом эшелоне;

· регулятор давления рабочей воды САР - по 1 в каждом эшелоне.

Нормально в работе находится один насос САР котельной автоматики. Второй насос является резервным и включается автоматически при остановке основного насоса. При выходе из строя обоих насосов САР, предусмотрено автоматическое подключение и подача питательной воды в систему рабочей воды автоматики от первой ступени питательного насоса ПКБТ.

Система регулирования, управления и защиты ГТЗА (РУЗ ГТЗА)

Система РУЗ ГТЗА обеспечивает:

· Управление ГТЗА во всем диапазоне рабочих режимов, включая пуск, остановку и маневрирование; При этом предусмотрены три режима управления:

1. автоматическое управление (дистанционное задание и автоматическое поддержание заданной частоты вращения с помощью регулятора частоты вращения (РЧВ);

2. дистанционное управление (дистанционное задание и поддержание заданного положения клапанов ПХ или ЗХ при отключенном сигнале от датчика частоты вращения);

3. ручное управление (аварийный режим) клапанами ПХ и ЗХ с помощью маховиков на местном посту управления;

· Автоматическое предотвращение провалов и забросов давления свежего пара в переходных процессах;

· Аварийную защиту ГТЗА на всех режимах работы, кроме режима заднего хода на ручном управлении.

Кроме того, система РУЗ обеспечивает выдачу импульсов в автономные системы управления:

· Турбомасляным насосом ТМН - на всех режимах управления (от импеллера ТВД);

· Турбоциркуляционным насосом ТЦН - на автоматическом и дистанционном управлении (от золотников сервопривода сопловых клапанов и пускового золотника);

· в систему регулирования и защиты главных котлов.

Система РУЗ ГТЗА выполнена гидравлической с использованием в качестве рабочей жидкости турбинного масла, используемого в системе смазки ГТЗА.

Система РУЗ состоит из следующих подсистем:

· системы регулирования частоты вращения (РЧВ) с дистанционным заданием;

· ограничивающих регуляторов высокого (РВД) и минимального (РМД) давления свежего пара;

· системы аварийной защиты ГТЗА;

· системы маслоснабжения.

Система РЧВ

Система РЧВ включает в себя следующее оборудование:

· Органы управления ГТЗА с сервоприводами сопловых клапанов ПХ и клапана ЗХ;

· Блок регулирования;

· Импульсный насос.

Управление ГТЗА осуществляется подачей необходимого расхода пара на турбину с помощью сопловых регулирующих клапанов или регулирующего клапана турбины ЗХ. Одновременно с третьим сопловым клапаном производится открытие байпасных клапанов, обеспечивающих перепуск части пара из камеры регулировочной ступени в обвод группы ступеней малого хода. В закрытом положении клапаны удерживаются пружинами. Управление сопловыми и байпасными клапанами производится с помощью сервопривода через рычажно-зубчатую передачу профильными кулачками, расположенными на общем кулачковом валу. Необходимая последовательность открытия и закрытия сопловых и байпасных клапанов обеспечивается углом установки соответствующих кулачков, а требуемая расходная характеристика, т.е. зависимость расхода пара от угла поворота кулачкового вала - профилем кулачков.

Перемещение КЗХ осуществляется непосредственно от сервопривода КЗХ

Датчиком системы РЧВ является шестеренчатый импульсный насос, приводимый во вращение от редуктора. Импульс от датчика частоты вращения поступает к блокам контрпара и регулирования.

Блок контрпара - предназначен для организации подачи пара в турбину противоположного вращения в следующих случаях:

· При превышении фактической частоты вращения над заданной;

· При повышении давления свежего пара выше 6,25 МПа;

· При падении давления в системе смазки до 0,09 - 0,1 МПа на режиме автоматического управления.

Блок регулирования - предназначен для усиления и преобразования импульса от датчика частоты вращения и организации режимов автоматического и дистанционного управления.

На режиме автоматического управления обеспечивается возможность подачи контрпара в ГТЗА при значительном превышении фактической частоты вращения над заданной и экстренной остановки ГТЗА при падении давления масла в системе смазки.

Система регулирования давления пара

Система регулирования давления пара предназначена для предотвращения провалов и забросов давления пара в переходных режимах с помощью регуляторов высокого и минимального давления. На стационарных режимах работы давление свежего пара поддерживается системой регулирования главных котлов.

В регуляторе минимального давления (РМД) используется 2 уставки давления. Уставка на низкие параметры пара осуществляется с помощью установочного винта. Перестройка РМД на высокие параметры пара осуществляется изменением натяжения установочной пружины сервомотором, управляемым от электрического импульса котельного РДП.

В случае повышения давления пара в паровой коробке выше допустимой величины, РВД выдает сигнал на блок контрпара, открывающий на переднем ходу КЗХ, вследствие чего снижается заброс давления пара и частота вращения сохраняется близкой к заданной.

Система защиты

Система защиты обеспечивает:

1. Закрытие быстрозапорного клапана (БЗК) и клапана заднего хода (КЗХ) с прекращением подачи пара к турбинам ПХ и ЗХ на любом из трех предусмотренных режимов управления в следующих ситуациях:

· По команде оператора;

· При повышении частоты вращения роторов ТВД или ТНД на 8-12% сверх номинальной;

· При падении давления масла в системе смазки до 0,09 - 0,1 МПа при отключенном регуляторе частоты вращения;

· При повышении давления в ГК до давления 0,02 МПа (электрический импульс);

· При повышении давления в камере за регулировочной ступенью более 3,2 МПа;

· При сообщении муфты ВПУ ГТЗА.

Кроме того, предусмотрена электроблокировка системы защиты (невозможность пуска ГТЗА) при включенной муфте ВПУ и положении задатчика частоты вращения вне зоны «Стоп».

2. Частичное ограничение закрытия ходовых клапанов по импульсу от одного и полное их закрытие по импульсу от двух автоматических дросселей на режимах дистанционного и автоматического управления;

3. Остановку ГТЗА с помощью подачи контрпара в турбину противоположного вращения при падении давления масла в системе смазки до 0,09 - 0,1 МПа на режиме автоматического управления. На ручном управлении клапан ЗХ при срабатывании защиты автоматически не закрывается.

Система защиты ГТЗА включает в себя следующее оборудование:

· импеллеры ТВД и ТНД;

· автоматические дроссели;

· блок защиты БЗ;

· быстрозапорный клапан БЗК.

Датчиками системы защиты являются импеллеры ТВД и ТНД. Блок защиты предназначен для подготовки ГТЗА к пуску и для его остановки в перечисленных выше ситуациях.

Автоматические дроссели связаны с системами защиты главных котлов. При срабатывании САЗ одного котла (один дроссель), происходит частичное перекрытие клапанов ПХ или ЗХ, при срабатывании САЗ обоих котлов - полное закрытие клапанов ПХ и ЗХ.

Аварийные сигналы поступают на соответствующий золотник блока защиты. При срабатывании блока защиты по любому импульсу закрывается БЗК, прекращая доступ пара к сопловым клапанам ПХ. Для обеспечения ускорения остановки ГТЗА блок защиты выдает сигнал на блок контрпара для подачи пара в турбину противоположного вращения до полной остановки ГТЗА.

Система маслоснабжения РУЗ ГТЗА

Маслоснабжение системы РУЗ ГТЗА осуществляется от автономной системы одним из двух электронасосов винтового типа. При этом неработающий насос является резервным по отношению к работающему.

С целью исключения резких колебаний давления в системе, на напоре насосов установлена пневмоцистерна, поддерживающая давление на напоре насосов 1,0 МПа.

Система выполнена трехколлекторной:

· силовой коллектор (Р = 1,0 МПа);

· коллектор слива (Р = 0,18 - 0,2 МПа);

· коллектор слива (Р = 0,02 МПа);

Воздух в пневмоцистерну подается из корабельной системы сжатого воздуха через редукционный клапан.

При выходе из строя насосов системы РУЗ ГТЗА предусмотрена подача масла автоматически с напора основных масляных насосов системы смазки ГТЗА и вспомогательных механизмов.

Схема системы РУЗ ГТЗА и маслоснабжения системы РУЗ ГТЗА изображена в приложении к дипломному проекту.

Другие регуляторы КТЭУ

Помимо регуляторов, входящих в состав систем регулирования, управления и защиты главных котлов и ГТЗА, в составе КТЭУ используются следующие локальные регуляторы:

· регулятор уровня в главном конденсаторе (РУК) - по 1 на каждый эшелон. Импульсом служит разность между фактическим уровнем конденсата в главном конденсаторе и эталонным уровнем в уравнительном сосуде. Объектом регулирования является сдвоенный клапан на напоре конденсатного насоса и рециркуляции конденсата;

· регулятор уровня в деаэраторе - по 1 на каждый эшелон. Импульсом служит уровень воды в деаэраторе (регулятор поплавкового типа), объектом регулирования - клапан дополнительной подпитки главного конденсатора;

· регулятор давления в системе слабоперегретого пара - по 1 на каждый эшелон. Импульсом служит давление в системе слабоперегретого пара за регулятором. Объектом регулирования - дроссельный регулирующий клапан, изменяющий расход пара в систему;

· регулятор давления в системе отработавшего пара - по 1 на каждый эшелон. Импульсом служит давление в системе отработавшего пара. Объектом регулирования является сдвоенный клапан сброса пара на главный конденсатор и подачи пара из системы слабоперегретого пара (клапаны излишков и добавки);

· регулятор давления в деаэраторе - по 1 на каждый эшелон. Импульсом служит давление пара в деаэраторе. Объектом регулирования является дроссельный регулирующий клапан подачи отработавшего пара в деаэратор;

· регулятор давления в системе уплотнений турбин - по 1 на каждый эшелон. Импульсом служит разность между давлением воздуха в МКО и давлением в уравнительном коллекторе системы уплотнений. Объектом регулирования является распределительный клапан, подающий пар в коллектор системы уплотнений из системы отработавшего пара или сбрасывающий пар из коллектора в главный конденсатор;

· регулятор температуры масла - по 1 на каждый эшелон. Импульсом служит давление в термобаллоне, установленном в масляном трубопроводе за маслоохладителем. Объектом регулирования является клапан забортной охлаждающей воды на выходе из маслоохладителя;

· регуляторы РОУ - обеспечивающие поддержание необходимой температуры и давления пара для каждого конкретного потребителя (системы бытовых нужд, обогрев топлива в цистернах, обогрев шахт ТНА и т.д.).

Основные регуляторы и органы управления систем регулирования, управления и защиты ГТЗА и главных котлов каждого эшелона скомпонованы в единый пульт управления машинно-котельной установкой, находящийся в посту дистанционного управления (ПДУ) в каждом МКО.

Каждый ПДУ включает в себя:

· пульт дистанционного управления ГТЗА;

· щит ГТЗА;

· пульт управления регуляторов горения главных котлов;

· щит главных котлов;

· щит ТНА;

· щит ПКБТ.

Всего на корабле расположены два ПДУ (каждый в выгородке своего МКО) и пост энергетики и живучести - ПЭЖ, откуда осуществляется общее руководство и контроль за работой всей энергетической установки, контроль за исполнением заданных ходовых режимов. Задание режимов движения и контроль за их исполнением производится из ГКП, ЗКП или ходовой рубки корабля.

1.11 Расчет элемента энергетической установки

Тепловой расчет маслоохладителя.

Целью расчета маслоохладителя является определение площади поверхности охлаждения и массогабаритных показателей при заданных расходах охлаждаемой и охлаждающей среды и их температурах на входе в маслоохладитель и выходе из маслоохладителя.

Исходные данные для расчета:

· охлаждаемая среда - масло турбинное Тп-46;

· охлаждающая среда - забортная вода;

· расход охлаждаемой среды - 55,5 кг/с;

· температура масла на входе в МО - 55 ^оС;

· температура масла на выходе из МО - 38 ^оС;

· давление масла в МО - 0,6 МПа;

· расход охлаждающей среды - 97,2 кг/с;

· температура забортной воды на входе - 25 ^оС;

· давление забортной воды - 0,3 МПа.

Таблица 6. Расчет маслоохладителя

№ п/п	Наименование	Обозначение	Ед. изм.	Расчетная формула или источник	Числовое значение
1	Расход масла через ТОА (маслоохладитель)	Gм	кг/с	Задано	55,5
2	Расход охлаждающей забортной воды через МО	Gз. в	кг/с	Задано	97,2
3	Температура масла на входе в МО	tмвх	є С	Задано	55
4	Температура масла на выходе из МО	tмвх	є С	Задано	38
5	Температура забортной воды на входе в МО	t з. ввх	є С	Задано	25
6	Давление масла в МО	Pм	МПа	Задано	0,6
7	Давление забортной воды в МО	P з. в	МПа	Задано	0,3
8	Средняя температура масла в МО	tмср	є С	0,5 (tмвх + tмвых)	46,5
9	Количество отводимого забортной водой тепла	Q з. в	Дж	Cм Gм (tмвх - tмвых)	2003994
10	Теплоемкость масла	Cм	Дж/кг.К	при t = 46,5є по [5] табл. 4.5	2124
11	Температура забортной воды на выходе из МО	t з. ввых	є С	принимаем	42
12	Средняя температура забортной воды	t з. вср	є С	0,5 (t з. ввх +t з. ввых)	34
13	Теплоемкость забортной воды	C з. в	Дж/кг.К	при t з. вср = 34є	4177
14	Плотность забортной воды	p з. в	кг/м3	при t з. вср = 34є С	754,14
15	Истинный объемный расход жидкости через входной патрубок охлаждающей магистрали	Q ист	м3/с	Cзв /? зв / при t з. ввх = 25є С ?з. ввх =985,7 кг/м3	0,0986
16	Массовый расход забортной воды в МО	G з ввых	кг/с	p з. в. Q иствх при p з. в = 754,14	74,36
17	Температура забортной воды на выходе из МО	t ист. з. в	є С	t з. ввх + Qзв /(Cзв Gзв)	40,6
18	Погрешность первоначально выбранной нами tз.ввых по сравнению с полученной			Не более 5%	3,3
19	Средняя температура заб. воды в МО	tз.вср	є С	0,5 (tз.в + tз.в)	32,8
20	Скорость охлаждающей жидкости в трубках	uз.в	м/с	Принимаем по [5] таблица 2.2	1,0
21	Наружный диаметр трубок	dнар	м	Принимаем конструктивно	0,016
22	Внутренний диаметр	dвн	м		0,014
23	Толщина стенки		м		0,001
24	Кинематическая вязкость заб. воды	з.в	м2/с	Принимаем по [6]	0,80131. 10-6
25	Число Рейнольдса для заб. воды	Reз.в		(Uзвdвн)/?? м	17470
26	Коэффициент теплопроводности		Вт/м. К	По [5] таблица 4.2 при Б=1000	0,588
27	Коэффициент теплопроводности стенки	ст	Вт/м. К	Принимаем по [5]	47
28	Число Рейнольдcа для масла	Reм		(Uм?)/?? м	1913,87
29	Кинематическая вязкость масла	м	м2/с	по [5] таблица 4.5	209. 10-6
30	Скорость масла в межтрубном пространстве	Uм	м/с	Принимаем по [5] таблица 2.2	1,0
31	Расстояние между образующими в трубном пучке		м	S - dнар	0,044
32	Шаг установки трубной решетки в системе Коридорной	S	м	Принимаем конструктивно	0,060
33	Коэффициент теплопроводности масла	м	Вт/м. К	по [5] таблица 4.5	0,130
34	Угол набегания потока	г	є	Принимаем конструктивно e = f(a)	90
35	Поправка учитывающая угол между трубой и потоком	ец		(S/dм)0,15	1,0
36	Поправка на шаг	еs		при tз.вср=32,8 єC	1,219
37	Коэффициенты Re необходимые для расчета коэффициента теплоотдачи	Reз.в0,8 Reм0,63		Tзвср=32,8 tмср=46,5	2476,48 116,84
38	Коэффициенты Pr необходимые для расчета коэффициента теплоотдачи	Prз.в0,25 Prз.в0,43 Prм0,36		tз.вср=32,8 єC tз.вср=32,8 єC tмср=46,5 єC	1,540 2,101 17,76
39	Искомая величина теплового потока	q	Вт/м2	по графику 1	28000
40	Искомая величина температуры заб. Воды	tз.в	є C	по графику 1	38,0
41	Коэффициент теплоотдачи заб. воды	бз.в	Вт/м2. К	из таблицы 1.8.2	4710,20
42	Коэффициент теплоотдачи масла	бм	Вт/м2. К	из таблицы 1.8.2	3811,93
43	Коэффициент теплопередачи	K	Вт/м2. К	1/((1/aзв)+(--1/--aм)+(--d/--l ст))	560,72
44	Средний логарифмический температурный набор	?t	є C	((t з. ввх + t з. ввых) - (t з. ввх + t з. ввых))/(2,3 lg(t мвх - t з. ввых) - (t мвых + t з. ввх))	13,7
45	Число ходов охлаждающей жидкости	Z		принимаем по [5]	2
46	Коэффициент заполнения трубной решетки	Ю		принимаем по [5]	0,6
47	Площадь поверхности охлаждения МО	F1	м2	Q/k ?t	375,60
48	Площадь поверхности охлаждения МО с учетом засорения	F	м2	1,1. F1	413,76
49	Количество охлаждающих трубок	nтр	штук	(4Gз. вZ)/?? d2 вн Uз. в pз. в	2038
50	Внутренний диаметр корпуса	Dвн	м	1,05S(nтр) Ѕ /?	1,296
51	Длина трубок между трубными досками	L	м	F/(d внn тр)	4,510
52	Сечение для прохода масла между перегородками	fм	м	G.m/p m U m	0,097
53	Плотность масла	pм	кг/м3	при t=46,5 єC	861,60
54	Площадь сегмента над перегородками	f	м2	t m/((1-0,95) (dнар/S)	0,247
55	Коэффициент сечения	в		(4 f)/p 2	1,742
56	Центральный угол сегмента	ц		по графику [2]	120
57	Хорда сегмента	S	м	D. sin (4/2)	1,125
58	Ширина усредненного сечения для прохода масла	b	м	((? D2)/4) - f)/ S3) 6f	0,947
59	Расстояние между перегородками	?	м	f m/b (1- d н/S)	0,512
60	Число ходов масла	Zм		L/?	8,8
61	Принимаем число ходов	Zм			9
62	Относительный диаметр	Dотн	м	D/?	2,54
63	Число рядов трубок перпендикулярных потоку масла	m	штук	(f mрZ mS)/b	388

Выразим через коэффициент сечения . И построим график зависимости от по графику №1.

График №1 для нахождения центрального угла сегмента

Расчет теплового потока в маслоохладителе:

Мы знаем, что температура на внутренней и наружной стенках трубы лежит в пределах от 32,8 ^оС до 46,5 ^оС. Поэтому задавшись шагом изменения температуры в 2 ^оС в промежутке от 33 ^оС до 47 ^оС, составим таблицу со следующими изменяющимися параметрами:

· температурой забортной воды у внутренней стенки трубки;

· температурой масла у внешней стенки трубки;

· температурный напор со стороны внутренней части стенки к забортной воде;

· температурный напор со стороны масла к внешней части стенки трубки;

· Pr забортной воды у стенки, как функция от температуры забортной воды у стенки;

· Pr масла у стенки, как функция от температуры масла у стенки;

· Коэффициент теплоотдачи забортной воды, рассчитывается по формуле:

· Коэффициент теплоотдачи масла, рассчитывается по формуле:

· Тепловой поток от стенки трубы к забортной воде рассчитывается по формуле:

· Тепловой поток от масла к стенке трубы:

· Температура масла у внешней стенки трубы, как функция от температуры забортной воды у внутренней стенки трубы, рассчитывается по формуле:

Искомую температуру стенки со стороны забортной воды найдем из построенной графической зависимости теплового потока со стороны масла к стенке трубы и со стороны стенки к забортной воде (Таблица 7).

Таблица 7. Расчет теплового потока в маслоохладителе

tз.вcm (0C)	tз.вcm-tз.вср(0C)	Prз.вcm	бз.в (Вт/м2·К)	qзв(Вт/м2)	tmcm(0C)	tз.вcm-tз.вср(0C)	Prз.вcm	?m(Вт/м2*k)	qm(Вт/м2)
33	0,2	5,394	4573,33	914,66	33,02	13,48	6900,05	3415,10	46035,55
35	2,2	5,123	4632,91	10192,39	35,22	11,28	6000,72	3536,55	39892,16
37	4,2	4,852	4696,59	19725,70	37,42	9,08	5120,20	3679,97	33414,16
39	6,2	4,581	4764,35	29538,88	39,63	6,87	3880,00	3943,89	27097,56
41	8,2	4,310	4837,41	39666,80	41,84	4,66	3560,00	4029,67	18778,29
43	10,2	4,178	4875,31	49728,19	44,06	2,44	3270,00	4116,00	10043,05
45	12,2	4,046	4914,50	59956,93	46,34	0,16	2960,00	4219,80	970,55

1.12 Обеспечение живучести энергетической установки

Живучесть является одним из основных свойств, присущих энергетической установке боевого корабля. Живучестью ЭУ называется способность ее элементов противостоять боевым и аварийным повреждениям, восстанавливая в возможной степени свою функциональность.

Повышение живучести ЭУ корабля обеспечивается следующими конструктивными мероприятиями:

1. Резервированием основных механизмов:

а) полным дублированием основных механизмов: ТМН-ЭМН; ПКБТ-ПКБТ; ТНН-ЭНН; насосы САР котельной автоматики; насосы РУЗ ГТЗА;

б) неполным дублированием основных механизмов: 2 ТГ - 1 ДГ;

в) делением мощности основных механизмов: 4 главных котла, 2 ГТЗА, 2ТГ;

г) вспомогательным резервированием: ТМН-ЭМПН; насосы САР котельной автоматики - питательный насос; насосы РУЗ ГТЗА - ТМН;

2. Дублированием наиболее важных систем и трубопроводов;

3. Использованием перемычек между эшелонами по всем средам;

4. Размещением ВЭУ и ЭЭС вне МКО;

5. Размещением ДГ и ТГ в отдельных выгородках;

6. Расположением ГРЩ перпендикулярно ДП корабля (уменьшается вероятность выхода из строя при боевых поражениях);

7. Применением однотипных и взаимозаменяемых механизмов и устройств;

8. Рассредоточением запасов топлива, питательной воды, турбинного масла;

9. Применением систем защиты, позволяющих отключать поврежденные участки системы и технические средства.

2. Высоконапорный котел КВГ-3. Расчет показателей надежности естественной циркуляции ВНК

высоконапорный котел эсминец корабль

2.1 Требования, предъявляемые к корабельным паровым котлам

Специфика назначения корабельного парового котла и условий его эксплуатации выдвигает требования, для удовлетворения которых он должен обладать следующими свойствами:

· Высокой надежностью;

· Повышенной живучестью;

· Высокой маневренностью;

· Достаточной экономичностью;

· Минимальными массогабаритными показателями;

· Скрытностью действия.

Надежность - является важнейшим требованием, предъявляемым к корабельным паровым котлам. Основными критериями надежности являются долговечность, безотказность, ремонтопригодность и сохраняемость.

Маневренность - обеспечивается снижением аккумулирующих компонентов, величины которых в основном зависят от масс элементов корпуса котла и рабочих тел. В меньшей мере, но достаточно существенно, на маневренные показатели влияет концентрация легирующих элементов в стали корпуса котла. Причем с ее повышением допустимая скорость прогрева при наборе нагрузки уменьшается. Значительное снижение массы удается обеспечить за счет применения турбонаддува (повышения теплонапряженности топочного объема и снижения габаритов топки).

Несмотря на то, что котлы с ЕЦ обладают свойствами саморегулирования, управление вручную высокоманевренным котлом становится затруднительным, а в переходных режимах - невозможным. В связи с этим возникает необходимость более широкой и совершенной автоматизации управления котлоагрегатом.

Нормы маневренности для корабельных паровых котлов:

a. Время приготовления и разводки котла из состояния мокрого хранения при температуре в МКО +20 ^оС не должно превышать 40 минут;

b. Время разводки с момента зажигания первой форсунки до выхода на полные параметры пара не должно превышать 25 минут;

c. Время сброса нагрузки с максимальной до минимальной - 1 минута.

Массогабаритные показатели. Стремление как можно лучше использовать объемы корабельных помещений обуславливает необходимость уменьшения массогабаритных показателей оборудования. Существенное уменьшение массогабаритных показателей корабельных котлов достигается применением турбокомпрессорного наддува.

Скрытность действия. Совершенствование средств обнаружения кораблей предъявляет жесткие требования к уровню скрытности. К корабельным паровым котлам предъявляются следующие требования:

· Бездымное сгорание топлива - обеспечивается точной настройкой котельной автоматики на всех режимах и грамотной эксплуатацией топочных устройств;

· Интенсивность теплового излучения продуктов сгорания зависит от их температуры, которая на срезе дымовой трубы не должна превышать 100 ^оС. Добиться этого можно применением газоохладителей перед выбросом продуктов сгорания в атмосферу.

2.2 Основные характеристики и показатели котла КВГ-3

Котел КВГ-3: высоконапорный, автоматизированный, главный, водотрубный, с естественной циркуляцией, с двухфронтовым отоплением, с вертикальным двухколлекторным пароперегревателем, с горизонтальным некипящим экономайзером.

Для подачи воздуха в топку котла используется осевой турбокомпрессор, приводимый в действие от газовой турбины и добавительной паровой турбины.

Таблица 8. Основные характеристики котла КВГ- 3 на 100% нагрузке

Паропроизводительность полная	DК	т/ч	100
Паропроизводительность по насыщенному пару	DНАС	т/ч	5
Давление пара в паровом коллекторе:	PК	МПа	6,4
Давление перегретого пара за ГСК	PК	МПа	6,1
Температура перегретого пара за ГСК	tПЕ	оС	470 ± 10
КПД котла		%	82
Расход топлива	GТЛ	кг/ч	8660
Давление топлива перед форсунками	РТЛ	МПа	1,8
Расход воздуха на горение	GВ	кг/с	38,0
Расход газов на ТНА	GГ	кг/с	40,1
Температура газов за котлом (перед ТНА)	ТГ	оС	520
Расход пара на распыл топлива при давлении 0,2 МПа		кг/ч	90,0
Сопротивление ВГТ от патрубка подвода воздуха от ТНА до патрубка отвода газов к ТНА	РВГТ	кПа	33,0
Температура воздуха на входе в котел	ТВ	оС	163
Давление воздуха на входе в котел	РВ	МПа	0,19
Масса сухого котла		т	37,5
Масса котла, заполненного водой до среднего уровня (включая экономайзер)		т	40,8

Указанные выше параметры обеспечиваются при температуре питательной воды - 100 ^оС; давлении питательной воды на входе в котел - 6,8 МПа; температуре наружного воздуха + 32°С.

Для работы котла КВГ-3 используются мазуты флотские Ф5 и Ф12 по ГОСТ 10585 - 75 с вязкостью перед форсунками 2 ч 2,5 ^оВУ (12 - 16 мм²/с). Допускается сжигание других марок топлива, характеристики которых близки к указанным.

Предельная температура подогрева мазута Ф12, как наиболее тяжелого из применяемых для котла КВГ-3, должна быть - 363 К (90°С).

Котел должен эксплуатироваться с применением докотловой обработки воды с помощью обессоливания со следующими показателями качества питательной воды:

· содержание ионов хлора Cl- - до 10 мг/л;

· фосфатное число по РО₄³ - 10 ч 20 мг/л.

Таблица 9. Показатели долговечности котла КВГ-3

Срок службы до списания	20 ч 25 лет
Ресурс котла до списания	80 000 ч
Срок службы котла до среднего заводского ремонта	10 лет
Ресурс котла до среднего заводского ремонта	20 000 ч 25 000 ч
Ресурс футеровки топки котла до полной замены	4000 ч
Продолжительность непрерывной работы котла между плановыми техническими обслуживаниями, связанными с необходимостью вывода его из действия	3000 ч
Вероятность безотказного функционирования котла в течении заданного периода непрерывной работы должна быть не менее:	0,96 с коэффициентом доверия 0,95

Таблица 10. Маневренные характеристики котла

Время растопки котла при наличии пара на судне из холодного состояния с момента зажигания форсунки должно быть не более:

Подобные документы

• Расчет автоматизированной судовой электроэнергетической системы

  Анализ показателей судна и его энергетической системы, обоснование и расчет состава главной установки. Комплектация судовой электростанции, характеристика основных элементов, обоснование, расчет и выбор главных двигателей; рекомендации по эксплуатации.
  
  курсовая работа [44,9 K], добавлен 07.05.2011
  

• Проектирование парового котла барабанного типа с естественной циркуляцией

  Паропроизводительность котла барабанного типа с естественной циркуляцией. Температура и давление перегретого пара. Башенная и полубашенная компоновки котла. Сжигание топлива во взвешенном состоянии. Выбор температуры воздуха и тепловой схемы котла.
  
  курсовая работа [812,2 K], добавлен 16.04.2012
  

• Расчет многоступенчатой выпарной установки поверхностного типа

  Расчет трехступенчатой выпарной установки поверхностного типа с естественной циркуляцией. Выпаривание каустической соды. Преимущества и недостатки аппаратов с естественной циркуляцией, области их применения. Программа для расчёта коэффициента теплоотдачи.
  
  курсовая работа [379,5 K], добавлен 01.11.2014
  

• Энергетическая установка ледокола

  Выбор энергетической установки для ледокола. Тепловой расчёт турбины. Назначение и область применения муфты: передача крутящего момента от реверс-редукторной установки к валопроводу. Обоснование выбранной конструкции. Жесткостные характеристики муфты.
  
  дипломная работа [1,7 M], добавлен 16.07.2015
  

• Оценка энергоресурсных характеристик и показателей надежности перспективной космической термоэмиссионной ядерной энергетической установки

  Структура и состав ядерной энергетической установки. Схемы коммутации и распределения в активных зонах. Требования надежности. Виды и критерии отказов ядерной энергетической установки и ее составных частей. Имитационная модель функционирования ЯЭУ-25.
  
  отчет по практике [1,0 M], добавлен 22.01.2013
  

• Расчет котельной установки

  Выбор типа котла. Энтальпия продуктов сгорания и воздуха. Тепловой баланс котла. Тепловой расчет топки и радиационных поверхностей нагрева котла. Расчет конвективных поверхностей нагрева котла. Расчет тягодутьевой установки. Расчет дутьевого вентилятора.
  
  курсовая работа [542,4 K], добавлен 07.11.2014
  

• Повышение энергетической эффективности судовой энергетической установки

  Роль судов в транспортном процессе. Технический уровень оборудования судовой энергетической установки, анализ мероприятий, направленных на повышение ее энергетической эффективности. Модернизация основной и вспомогательной энергетических установок.
  
  дипломная работа [3,7 M], добавлен 11.09.2011
  

• Перевод на природный газ котла ДКВР 20/13 котельной Речицкого пивзавода

  Основы проектирования котельных. Выбор производительности и типа котельной. Выбор числа и типов котлов и их компоновка. Тепловой расчет котельного агрегата. Определение количества воздуха, необходимого для горения, состава и количества дымовых газов.
  
  дипломная работа [310,5 K], добавлен 31.07.2010
  

• Расчёт тепловых процессов топки котла

  Основы проектирования котельных, выбор их производительности и типа. Тепловой расчет агрегата, определение количества воздуха, необходимого для горения, состава и количества дымовых газов. Конструктивный расчет экономайзера, проверка теплового баланса.
  
  дипломная работа [339,0 K], добавлен 13.12.2011
  

• Проверочный расчет котельного агрегата типа БГМ-35

  Расчет горения топлива. Тепловой баланс котла. Расчет теплообмена в топке. Расчет теплообмена в воздухоподогревателе. Определение температур уходящих газов. Расход пара, воздуха и дымовых газов. Оценка показателей экономичности и надежности котла.
  
  курсовая работа [4,7 M], добавлен 10.01.2013
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам