Проект главного корпуса, зданий и сооружений на площадке Костромской ГРЭС

ПВД №6: ПВ-900-380-18

ПВД №7: ПВ-1200-380-42

ПВД №8: ПВ-900-380-66

Выбор бака деаэратора питательной воды.

Деаэрационная колонка питательной воды: ДСП-1000.

Запас питательной воды в баке деаэратора должен обеспечивать работу блочной установки в течение 3,5 минут.

Максимальный расход питательной воды:

Минимальная полезная вместительность деаэрационного бака:

Выбираем деаэрационный бак : V = 100 м3.

Выбор оборудования конденсационной установки:

Конденсатор входит в оборудование, комплектующее турбину: 300-КЦС-3. Конденсатные насосы выбираются по условию максимального расхода пара в конденсатор, по необходимому напору и по температуре конденсата. Конденсатные насосы работают без резерва (резерв осуществляется недогрузкой одного из 2-х КЭНов).

Общая подача рабочих конденсатных насосов:

Напор насосов I ступени:

-гидравлическое сопротивление трубопроводов и арматуры;

-необходимый подпор на всасывающей стороне 2-ой ступени.

Напор насосов II ступени:

k-коэффициент запаса на непредвиденные расходы;

-геометрическая высота подъема конденсата;

-сумма потерь напора в трубопроводах и регенеративных подогревателях низкого давления.

Выбираем:

- в качестве насосов I ступени:

КСВ-500-85(Q=500м3/ч, H=85 м вод.ст.

- в качестве насосов II ступени:

КСВ-500-220(Q=500м3/ч, H=220 м вод.ст. в количестве 2-х штук в каждой ступени.

Выбор оборудования питательной установки:

Выбор питательных насосов.

Количество и производительность насосов должны соответствовать нормам: подача определяется максимальным расходом питательной воды на котел с запасом 5%; при установке на блок 1-го 100% ТПН должен устанавливаться резервный насос с электроприводом и гидромуфтой 30-50% подачей; для обеспечения безкавитационной работы предусматривается предвключенный или бустерный насос.

Выбор главного питательного насоса:

=25,5 МПа - номинальное давление котлоагрегата;

=5,5 МПа - гидравлическое сопротивление котлоагрегата;

=2,55 МПа - запас давления на открытие предохранительных клапанов;

суммарное гидравлическое сопротивление нагнетательного тракта (- сопротивление клапана питания котла);

- геодезический напор; (Hн = 65 м вод.ст. = 0,646 т/ч при

= 1,5 МПа - на выходе из бустерного насоса;

Выбираем главный питательный насос: СВПТ-340-1000(Q=1040 м3/ч, H=340 м вод.ст.). Резервный питательный электронасос (D=Dпв/2=1045,21/2=522,6 т/ч). СВПЭ-320-550(Q=550 м3/ч, H=320 м вод.ст.)

Выбор предвключенного питательного насоса:

= 1,5 МПа;

Бустерные насосы устанавливаются в количестве 3 штук (2 шт. по 50% производительности рабочие, 1 шт. резервный 50% производительности).

Выбираем бустерные насосы:

12 ПД-8 (Q=650 м3/ч, H=158 м вод.ст.).



4. ОПИСАНИЕ ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

4.1 Регенеративный вращающийся воздухоподогреватель РВП_98

РВП_98 представляет собой непрерывно действующий противоточный теплообменный аппарат, служащий для подогрева воздуха теплом уходящих газов. Процесс теплообмена в РВП производится чередованием нагревания и охлаждения вращающегося ротора с пакетами металлической набивки в газовом и воздушном потоках. РВВ_98 состоит из следующих основных узлов:

- ротор;

- корпус с крышками;

- металлоконструкции опор и опорных устройств;

- приводные устройства;

- нагревательные пакеты;

- уплотнительные устройства;

- промывочные устройства.

Ротор состоит из ступицы, цилиндрической обечайки и приваренными к ним радиальными перегородками, которыми он разделен на 24 сектора. Каждый сектор концентрично разделен перегородками на 6 отсеков, в которых установлены нагревательные пакеты. По высоте в каждый отсек устанавливаются по три пакета: нижний - холодный - высотой 600 мм, горячие высотой 1000 и 1200 мм. На обечайке ротора приварены фланцы толщиной 50 мм, служащие уплотнительными поверхностями периферийных уплотнений. В средней части ротора установлен цевочный обод, состоящий из 12 секторов с 360 цевками. При работе газы проходят по 11 секторам, воздух по 11 секторам и 2 сектора перекрываются уплотнительными плитами.

Два приводных устройства одинакового типа получают вращение от электродвигателей мощностью 20 кВт и служат для вращения ротора РВВ со скоростью 2 об/мин.

Уплотнительные устройства РВВ служат для разделения газового и воздушного потоков и включают:

- радиальные уплотнения, в которые входит плита радиального уплотнения, полосы на радиальных перегородках ротора и механизма подъема с системой рычагов. Каждая верхняя плита имеет свой привод сервомотор типа РМБ с электроприводом. Нижние радиальные плиты регулируются ремонтным персоналом вручную по мере необходимости и по графику;

- периферийные уплотнения предназначены для устранения присосов воздуха из внешней среды в газовую часть в виде колодок, закрепленных на верхней и нижней крышках и прижатых к фланцам ротора;

- аксиальные уплотнения служат для разделения газовой и воздушной частей между ротором и корпусом РВП. Плиты аксиальных уплотнений имеют возможность перемещения в горизонтальном направлении при помощи прижимных устройств и в вертикальном направлении с помощью рычажных устройств.

Для удаления отложений с пакетов набивки РВП имеются установки термоволновой очистки, и при выводе в ремонт предусмотрена схема отмывки РВВ подогретой водой. Ввод воды осуществляется по пяти коллекторам сверху ротора. На случай возможного загорания отложений в РВП выполнена схема водотушения: от пожарных водоводов - в воздушную часть от коллектора отмывки РВП - в газовую часть. На РВП-98 установлены приводы типа



4.2 Дымосос ДО - 31,5

Установлены осевые дымососы ДО_31,5 ГМ-III Барнаульского котельного завода с электродвигателями ДАЗО_1910-12. Дымососы предназначены для удаления дымовых газов из топок котлоагрегатов и представляют собой двухступенчатую осевую машину, состоящую из всасывающего кармана, корпуса со спрямляющим аппаратом, двух направляющих аппаратов с общим приводом, ходовой части, двух рабочих колес, диффузора, опор.

Привод дымососа осуществляется электродвигателем типа ДАЗО_1910-12 -напряжением 6 кВ, Iном=216 А, мощностью 1700 кВт.

Торможение ротора дымососа при аварийном останове и его фиксации при проведении ремонтных работ или отключении маслостанции производится колодочным тормозом с ручным приводом. Рабочее колесо сварной конструкции состоит из ступицы, обечайки двух дисков. На наружной стороне обечайки приварены 18 крученых стальных лопаток.

Диффузор служит для превращения части динамического напора газов в статический и установлен за спрямляющим аппаратом. Диффузор имеет два лаза: один - для доступа в проточную часть, другой - в трубу диффузора для доступа к четвертому опорному подшипнику фланцевому креплению диффузора. Спрямляющий аппарат выравнивает закрученный поток после второго рабочего колеса.

Опоры дымососа выполнены в виде специальных подставок на фундаменте. Конструкция крепления дымососа к подставкам обеспечивает тепловые расширения корпуса вдоль оси машины поперечными опорами первой и третьей частей корпуса, а поперек оси шпонками продольного упора, расположенного под лапами третьей части корпуса. Лапы диффузора свободно опираются на заливаемые в фундамент металлические плиты.

Осевой дымосос имеет ряд недостатков: низкий напор отдельных ступеней, наличие неустойчивой зоны характеристики и возможности попадания в помпажный режим, относительная конструктивная сложность, большие габаритные размеры и значительный шум при работе.

Корпус дымососа и газоходы покрыты теплозвуковой изоляцией.

4.3 Дутьевые вентиляторы

Котлоагрегат ТГМП_314 оборудован двумя дутьевыми вентиляторами типа ВД_28,6 Барнаульского котельного завода. Вентиляторы центробежные, одностороннего всасывания, консольные с загнутыми назад профилированными лопатками.

Вентиляторы двух скоростные с регулированием производительности осевым направляющим аппаратом. ДВ состоит из жесткого кожуха, рабочего колеса, ходовой части и направляющего аппарата.

Привод вентиляторов осуществляется электродвигателями типа ДАЗО_1918-10 с двумя выносными подшипниками скольжения. Смазка подшипников в масляных ваннах смазывающими кольцами. Температура подшипников замеряется термометрами сопротивления и регистрируется вместе с температурами подшипников дымососов.

4.4 Дымососы рециркуляции газов

Для регулирования температуры вторичного пара на котлоагрегатах ТГМП_314 установлены дымососы рециркуляции газов типа ГД_200_500У_Т.

ДРГ допускают работу при температуре газов до 4000С и состоят из улитки, рабочего колеса, ходовой части и направляющего аппарата.

На валу ходовой части насажана малая крыльчатка, служащая для охлаждения вала и препятствующая теплопередаче по валу к подшипникам ходовой части. Эффективное охлаждение вала происходит только во время работы, поэтому при останове ДРГ он должен быть надежно отключен по газам для снижения температуры газов в улитке.

4.5 Конденсационная установка

Конденсационная установка предназначена для создания и поддержания вакуума, для сбора и откачки конденсата через блочную обессоливающую установку и регенеративную установку низкого давления в деаэраторе 10 ата. В состав конденсаторной установки входят конденсатор, два основных водоструйных эжектора ВТИ, два подъемных насоса эжекторов 32-Д-19, три насоса БОУ КСВ - 475 - 85/3, три конденсатных насоса 16 КСВ - 11Х9.

Поверхность охлаждения конденсатора - 15400 м2. Диаметр трубок 281 мм, длина трубок 9000 мм, количество трубок 19600 шт. Расчетное количество охлаждающей воды при t=12 С составляет 3600 м3/ч.

4.6 Деаэраторная установка

Деаэраторная установка предназначена для удаления из питательной воды коррозийно-активных газов: кислорода, углекислоты, вызывающих коррозию металлов трубопроводов, поверхностей нагрева котла и ПВД, а также для создания рабочего резерва питательной воды в баках - аккумуляторах и подогрева питательной воды.

Принцип действия термического деаэратора основан на законах растворимости газов в жидкости: количество растворенного в жидкости газа уменьшается при повышении температуры и понижении парциального давления газа в пространстве над жидкостью. Для создания режима деаэрации необходимы следующие условия:

а) равенство температуры воды температуре насыщения при данном давлении пара;

б) минимальное возможное парциальное давление удаляемых газов, создаваемое вентиляцией колонки деаэратора паром и непрерывным отводом части парогазовой смеси из колонки деаэратора;

в) создание возможно большей поверхности контактирования воды с паром;

г) обеспечение необходимого времени контактирования воды с паром.

Процесс деаэрации происходит следующим образом: деаэрируемая вода поступает в верхнюю часть колонки на водораспределительное устройство, из которого сливается на слой насадки из омегообразных элементов в деаэраторах пленочного типа или на горизонтально расположенные сита в деаэраторах струйного типа. Стекая сверху тонкой пленкой или тонкими струйками навстречу греющему пару, поступающему в нижнюю часть колонки, питательная вода нагревается до температуры насыщения, и из нее выделяются растворимые газы. Не конденсирующие газы увлекаются паром в верхнюю часть колонки и отводятся в РБ ПНД_1.

На энергоблоке установлен один деаэратор повышенного давления типа ДП_1000/100-2 с колонкой ДСП-1000, емкость аккумуляторного бака 100 м3.

4.7 Питательная установка

Питательная установка энергоблока предназначена для питания прямоточного котлоагрегата водой и состоит из трех бустерных насосов, пуско-резервного питательного электронасоса, главного питательного турбонасоса. Бустерные (подпорные) насосы предназначены для подачи питательной воды из деаэратора к питательным насосам с давлением, обеспечивающим надежную безкавитационную их работу. Питательный электронасос рассчитан на половинную производительность котлоагрегата и используется при пусках, остановах энергоблока и при ремонте турбонасоса. Привод насоса от электродвигателя через гидромуфту и повышающий редуктор.

Турбонасос является основным питательным насосом и обеспечивает питание котлоагрегата в диапазоне нагрузок от 35 до 100%. Приводом турбонaсоса является высокооборотная турбина ОР_12 ПМ, рассчитанная для работы с переменным числом оборотов ротора.

4.8 Бустерный насос

Исходя из пункта 3.5.10. мы выбрали бустерный насос:

Тип - 12ПД_8;

Производительность - 650 м3/час;

Напор - 158 м. вод. ст.;

Мощность двигателя - 500 кВт;

Напряжение - 6000 В;

Число оборотов - 2975 об/мин;

Тип двигателя - АТД_500.

Насос центробежный, горизонтальный, спирального типа, одноступенчатый с рабочим колесом двухстороннего всасывания. Корпус насоса литой, чугунный, с горизонтальным разъёмом. Ротор насоса состоит из вала и рабочего колеса из нержавеющей стали и опирается на два подшипника скольжения. Возникающие осевые усилия ротора воспринимаются радиально-упорным двухрядным шариковым подшипником.

4.9 Питательный насос

Исходя из пункта 3.5.10. мы выбрали питательный насос:

Тип - ПТН_1150-340;

Производительность - 1150 м3/час;

Давление нагнетания - 340 кгс/см2;

Давление всасывания - 20 кгс/см2;

Привод - турбина ОР_12 ПМ;

Мощность - 12500 кВт;

Число оборотов - 6000 об/мин;

Давление пара перед турбиной - 15 кгс/см2;

Температура пара - 4500С;

Противодавление - 2,3 кгс/см2.

Питательный насос СВПТ_1150-340 центробежного типа с шестью ступенями давления. Корпус насоса выполнен двойным для обеспечения надежности, лучшего прогрева и герметичности при работе на сверхвысоких давлениях и высоких температурах. Ротор насоса состоит из кованого вала с насажанными на него шестью рабочими колесами и разгрузочным диском и опирается на два подшипника скольжения с принудительной смазкой от системы смазки турбоагрегата. Осевое усилие в насосе полностью уравновешивается гидравлической силой, действующей на разгрузочный диск, из-за разности давлений по обе стороны диска. Со стороны рабочих колес к диску подводится вода после последней ступени, а из камеры за диском вода отводится перепускной трубой на всас насоса. Разность давлений по обе стороны диска обуславливается сопротивлением движения жидкости в аксиальном зазоре между разгрузочным диском на валу и шайбой корпуса. Концевые уплотнения щелевого типа и используются для уплотнения и охлаждения вала. Каждое уплотнение состоит из двух уплотняющих втулок и трех камер в корпусе насоса.

4.10 Турбина ОР_12ПМ

Приводная турбина калужского завода активного типа с противодавлением. Корпус турбины стальной, сварно-литой конструкции, состоит из двух частей: передней и выхлопной с горизонтальным разъемом. Ротор цельнокованый, все семь дисков ступеней давления откованы заодно с валом. На переднем конце ротора расположено рабочее колесо главного масляного насоса регулятора, одновременно являющегося гребнем упорного подшипника. Ротор турбины жесткий с критическим числом оборотов 7750 об/мин. Корпус переднего опорно-упорного подшипника присоединяется к корпусу турбины посредством опорных лап и гибких элементов.

На крышке переднего подшипника установлен блок регулирования турбины. Корпус заднего подшипника выполнен заодно с выхлопной частью. Стопорный клапан расположен отдельно от турбины. В проточную часть турбины пар подводится через два дроссельных регулирующих клапана. Сегменты сопел и диафрагмы - стальные, сварной конструкции. Пар к турбине подводится от III отбора главной турбины, а отработанный пар отводится в VI отбор. В первые камеры концевых уплотнений подается пар от коллектора уплотнений главной турбины, а из вторых камер отводится паровоздушная смесь в ПС_115. С паропроводов перед стопорным клапаном, перепускных труб регулирующих клапанов, с выхлопа турбины выполнены дренажи.

4.11 Циркуляционные насосы

Тип ОП - 5 - 11 ОК и ОП - 5 - 11 ОК 7. Насосы осевые, камерные, вертикальные, одноступенчатые. Предназначены для подачи охлаждающей воды на блоки. Установлены по два насоса на блок. Производительность - 19000 м3/ч.

4.12 Дренажные насосы

Тип С - 66 В

Производительность - 120 м3/ч

Напор - 20 м. в. ст.

Привод - электродвигатель

Мощность - 7 кВт

Предназначены для откачки дренажных вод из специальных, в нижних точках, помещений насосной, а так же для откачки воды из циркуляционных насосов.

4.13 БРОУ

Быстродействующие редукционно-охладительные установки (БРОУ) предназначены для одноступенчатого перепуска пара из трубопроводов острого пара в конденсатор турбины. На энергоблоках установлено по одной БРОУ на энергоблок производительностью 320 т/час, обеспечивающих снижение давления с 252 кгс/см2 до 6 кгс/см2 и температуры с 5450С до 2000С.



5. РАСЧЕТ ТУРБИНЫ К-300-240ЛМЗ

5.1 Построение ориентировочного рабочего процесса

Оцениваем мощность цилиндра:

Nэ=GНоoimг=267,910,8403,112=86398,188кВт.

oimг -принимают равным 0,8.

oi- внутренний относительный КПД турбины.

m-механический КПД агрегата.

г-КПД электрического генератора.

G-расход пара кг/с.

Но-распооагаемый тепловой перепад в кДж/кг.

Определяем давление перед соплами первой ступени.

Ро1=(0,94ч0,97)Ро=0,9523,5=22,325МПа.

Определяем давление за последней ступенью турбины Рк1 с учётом потери давления в выхлопном патрубке.

Рк1-с учётом потери давления в выхлопном патрубке.

Рк1=Рк[1+=4,4[1+0,08(100/100)2]=4,752 Мпа.

Рк - давление на выходе из ЦВД.

Св - скорость потока в выхлопном патрубке, м/с. Св=100 м/с.

- коэффициент местного сопротивления патрубка, =0,08

По известным Ро1 и Рк1 определяется перепад проточной части Ho1.

Определяем КПД регулирующей ступени:

oiр.с.=0,83 -

Внутренний тепловой перепад регулирующей ступени.

hip.c.=hoр.соip.c.=780,798=62,244 кДж/кг.

hоp.c.-тепловой перепад регулирующей ступени.

Энтальпия пара на выходе из регулирующей ступени.

i2р.с.=io - hiр.с.=3323,132-62,244=3260,88 кДж/кг.

Ho*=i2p.c. - hk1=3260,88 - 2931,1=329,78 кДж/кг.

Оценка экономичности не регулируемых ступеней турбины:

оi*=

Gcp. = кг/с.

Vср.=- удельные объёмы на входе и на выходе из группы расматриваемых ступеней.

Определение состояния пара за цилиндром:

Hi* = Ho*oi*=329,780,8557=279,8 кДж/кг.

iк = i2p.c. - Hi*=3260,88 - 279,8=2981,08 кДж/кг.

Использованный теплоперепад всей турбины.

hi = io - ik=3323,132 - 2981,08=342,052 кДж/кг.

Внутренний относительный КПД турбины.



oiт =

Рис. 5.1

Таблица 5.1

Точка Ао Ро=23,5 Мпа Т0=540 С0 h0=3323,132 кДж/кг S0=6,185 кДж/кгК V0=1,3310-2 м3/кг	Точка Ао Ро=22,325 Мпа Т0=535,566 С0 h0=3323,132 кДж/кг S0=6,2065 кДж/кгК	Точка а Ро=17,32 Мпа h0=3260,88 кДж/кг S0=6,2265 кДж/кгК V0=0,0173568 м3/кг
Точка С Рк=4,752 Мпа hс=2931,1 кДж/кг Sа=6,2265 кДж/кгК V0=0,04759 м3/кг	Точка б Ро=17,3205 Мпа h=3245,132 кДж/кг S0=6,2065 кДж/кгК	Точка В Рк=4,752 Мпа Тк=290 С0 h0=2906 кДж/кг S0=6,2065 кДж/кгК
Точка С Рк=4,752 Мпа Т0=313,759 С0 h0=2981,08 кДж/кг V2z=0,0501356 м3/кг	Точка В Ро=4,4 Мпа Т0=275,295 С0 h0=2883,083 кДж/кг S0=6,185 кДж/кгК V0=0,049381 м3/кг	Точка б Р1рс =17,42 Мпа hб=3249,8 кДж/кг S0=6,2065 кДж/кгК V1t=0,01695 м3/кг
Точка г Sa=6,2265 кДж/кгК	V1t=0,0187416 м3/кг V1t=0,018483 м3/кг V1t=0,0192357 м3/кг V1t=0,0194886 м3/кг V1t=0,020039 м3/кг	h=3230,88 кДж/кг h=3225,88 кДж/кг h=3215,88 кДж/кг h=3210,88 кДж/кг h=3205,88 кДж/кг

5.2 Ориентировочный расчёт регулирующей ступени

Степень реакции = 0,06;

Угол направления потока пара за соплами 1э = 120.

Задаёмся отношением U/Co = 0,4375

Условная теоретическая скорость, подсчитанная по всему располагаемому теплоперепаду:

Со = м/с.

Располагаемый пепловой перепад в соплах:

ho1=hoр.с. (1 - ) = 78 (1 - 0,06) = 73,32 кДж/кг.

Теоретическая скорость истечения из сопл.

С1t = м/с.

Окружная скорость на среднем диаметре регулирующей ступени:

U = Co U/Co = 394,95 0,4375 = 172,79

d p.c.= U / ( n) =172,79 / (3,14 50) = 1,1 м.

Произведение степени парциальности на высоту сопловой решётки.

0,017015 м. =17,015 мм.

- коэффициент расхода сопл =0,97

Оптимальная степень парциальности еопт может быть определена:

еопт = 0,50,6522

Высота сопловой решётки:

0,026 м. =26 мм

Таблица 5.2 - Определение размеров первой нерегулируемой ступени

Величина	Разм-ть	1	2	3	4	5	6
ho1	кДж/кг	30	35	40	45	50	55
xo1	-	0,5165	0,5165	0,5165	0,5165	0,5165	0,516
Со =	м/с	244,95	264,6	282,84	300	316,23	331,7
U1 = CoXo1	м/с	126,5166	136,65	146,088	154,95	163,331	171,3
d1 =	м	0,8054	0,87	0,93003	0,9864	1,0398	1,096
1	-	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2
ho11 = (1-1)ho	кДж/кг	24	28	32	36	40	44
C1t=	м/с	219,089	236,64	252,98	268,33	282,84	296,6
V1t1	м3/кг	0,018742	0,018483	0,019236	0,019489	0,019775	0,0204
е	мм.	44,913	37,962	34,572	31,135	28,432	26,06
Z =	шт.	12,866	11,03	9,65	8,577	7,71985	7,018

К = 1,1; = 0,03. По результатам таблицы строим график:

h0=f (Z); h0=f (el); h0=f (d).

Из графика видно, что при Z=11 => d=0,87м.; h=35 кДж/кг; el=37,962 мм.

По данным таблицы строим график:

Рис. 5.2

5.3 Выбор размеров и теплового перепада последней ступени турбины

ЦВД турбины К-300-240 выполняется с постоянным внутренним диаметром ступеней. Кроме того, для удешевления производства проточную часть этих турбин обычно выполняют из ступеней с постоянными углами 1 и 1. Ступени при этом отличаются только высотами сопл и лопаток.

Для проектирования проточной части с постоянным внутренним диаметром достаточно спроектировать последнюю ступень цилиндра с расчётом, внутренний диаметр его был равен внутреннему диаметру первой ступени, т.е. из условия dk = dkz. Для этого выбираем соответствующий теплоперепад на последнюю ступень.

Эта задача решается графическим способом. Задаёмся рядом значений dz (oт d1 до 1,3d1) и для каждого варианта находим внутренний диаметр.

Таблица 5.3

№	Величина и способ её определения	Размерность	1	2	3	4
1	dz-задаётся	м.	0,87	0,957	1.044	1,131
2	Uz=dzn	м/с	136,66	150,33	163,991	177,657
3	хoz=задаётся равным хо1		0,5165	0,5165	0,5165	0,5165
4	hoz=1 / 2000 (Uz / Xoz)2	кДж/кг	35,003	42,356	50,4045	59,1553
5	z- задаётся равным 1	м/с	0,2	0,2	0,2	0,2
6	Ho1z = (1-z) hoz	кДж/кг	28,0024	33,885	40,3236	47,324
7	C1t=	м/с	236,653	260,327	283,98	307,65
8	1Э-задаётся равным 1Э1	Град.	12	12	12	12
9	V2z-находится по h-s диаграмме, одинаков для всех вариантов.	м3/кг	0,0501356	0,0501356	0,0501356	0,0501356
10		м.	0,1055	0,0872	0,07325	0,06241
11	dkz = dz - l1z	м.	0,7645	0,8698	0,97075	1,0686

По данным расчётной таблицы строим график, по которому находим искомые тепловой перепад и диаметр последней ступени.

dz=0,957 м.; hoz= 42 кДж/кг;

Рис. 5.3

5.4 Определение числа нерегулируемых ступеней и распределение теплового перепада

Для определения числа размеров ступеней и их тепловых перепадов производится следующее графическое построение.

Рис. 5.4

Берётся в качестве базы отрезок прямой длины 200-300 мм. На концах этого отрезка в определённом масштабе в качестве ординат откладываются диаметры первой и последней нерегулируемых ступеней. Соединяя концы этих отрезков, проводят линию предполагаемого изменения диаметров.

Плавность очертания проточной части обеспечивается плавным изменением диаметров. При этом должен учитываться характер изменения удельного объёма пара в процессе расширения. В головных ступенях в области высокого давления удельный объём увеличивается незначительно и кривая диаметров здесь должна иметь малую крутизну. В последних ступенях конденсационных турбин, где имеет место интенсивный рост удельных объёмов, диаметры ступени должны резко возрастать. Таким образом, линия изменения диаметров на первых 2/3 базы должна иметь пологий участок, приближающийся к прямой линии с небольшим углом наклона, а на последней 1/3 линия диаметров должна круто загибаться вверх.

На том же графике наносится и кривая изменения Хо, причём значения этой величины для первой и последней ступени известны из ориентировочного расчёта этих ступеней. Линия изменения Хо на первых 3/4 длины базы проводится горизонтально и на последней 1/4 плавно доходит до значения Хо последней ступени.

Полученные графики изменения диаметров и Хо позволяют нанести кривую изменения тепловых перепадов.

Для этого в 5, 6 точках по длине базы определяют значения d и Хо и для этих величин определяется тепловой перепад по формуле:

ho =12,3 (n / 50)2 (d / Xo)2

Найденные тепловые перепады наносятся в определённом масштабе на график, полученные точки соединяются плавной кривой.

Средняя ордината род кривой будет являться средним тепловым перепадом, приходящимся на одну нерегулируемую ступень.

ho cp. = (ho1 + ho2 + …. +hoz) / (m + 1),

где m - число отрезков, на которые разделена база. По среднему тепловому перепаду определяется число нерегулируемых ступеней.

Z = {(1 + d) Ho*} / ho cp.,

Величина Z округляется до ближайшего целого числа.

Для определения коэффициента возврата теплоты можно воспользоваться формулой Флюгеля.

d = k(1-oit)Ho*(z-1)

Здесь oit - внутренний относительный КПД турбины, полученный из ориентировочного расчёта.

Но* - располагаемый теплоперепад нерегулируемых ступеней;

Z - число ступеней турбины,

К - коэффициент, зависящий от состояния пара.

Для дальнейших расчётов коэффициент возврата теплоты необходимо уточнить, подставив в формулу действительное число Z.

Далее производится деление базы на Z - 1 равных отрезков. На границах отрезков наносят номера ступеней, и из этих точек восстанавливают перпендикуляры до пересечения с линиями диаметров и теплоперепадов. Результаты заносят в таблицу:

Рис. 5.5



Таблица 5.4

№	Диаметр ступени	ho по графику	+ h-поправка	Корректир. величина	Степень реакции	Угол 1Э
1	0,87	35	-0,905	34,095	0,2	12
2	0,878	35,66	-0,922	34,738	0,2	12
3	0,877	36,33	-0,9397	35,39	0,2	12
4	0,8955	37	-0,957	36,043	0,2	12
5	0,904	37,76	-0,9767	36,783	0,2	12
6	0,913	38,466	-0,995	37,471	0,2	12
7	0,921	39,2	-1,014	38,186	0,2	12
8	0,93	39,866	-1,031	38,835	0,2	12
9	0,938	40,53	-1,0483	39,4817	0,2	12
10	0,946	41,26	-1,0672	40,193	0,2	12
11	0,957	42	-1,0863	40,914	0,2	12
		=349,23	Н =-9,033	(1 + ) Ho* =340,197

h1 = 12,3(0,87/0,5165)2(50/50)2=35 кДж/кг. и

ho=(35+35,66+36,33+37+37,76+38,466+39,2+39,866+40,53+41,26+42)=1131,74818кДж/кг

Но*=329,78 кДж/кг. oiт =0,7805; Z=11; К=4,810-4;

=4,810-4(1-0,7805)329,7811-1)/11=0,0315869;

Z=(1+0,0315869)329,78/31,74818=10,7154 шт.

Округляем Z до целого числа Z=11;

Уточняем = 4,810-4(1-0,7805) / (10/11) = 0,0315869;

Если сумма тепловых перепадов отличается от величины (1+)Но*, то невязка + - H=(1+)Ho*-ho=340,19673-349,23=-9,03327 кДж/кг.

Распределяется по всем ступеням пропорционально перепадам, т.е.

(1+)Ho*=(1+0,0315869) 329,78 =340,19673 кДж/кг. h =

При положительном значении Н, распределяя невязку h между ступенями, на первую ступень можно дать повышенную величину h, чтобы компенсировать отсутствие в этой ступени использования выходной скорости из регулирующей ступени. При отрицательном значении Н величину h рекомендуется вычитать из тепловых перепадов всей ступени за исключением первой. После корректировки тепловых перепадов уточнённые перепады также заносятся в таблицу.



6. МОДЕРНИЗАЦИЯ БЛОКА 300 МВт НАДСТРОЙКОЙ ГТД-110 НПО «САТУРН»

6.1 Описание газотурбинной установки ГТЭ-110

ГТД разработан ОАО НПО «Сатурн» по одновальной кинематической схеме и простому термодинамическому циклу без промежуточного охлаждения воздуха и без промежуточного подвода тепла.

Многоступенчатый (15 ступеней) однокаскадный компрессор имеет степень повышения давления 14,75 (при номинальной мощности и расчетных параметрах наружного воздуха). Перед компрессором, (по ходу воздуха) установлен входной направляющий аппарат (ВНА), основное предназначение которого - увеличение диапазона надежной работы компрессора. С помощью ВНА предполагается также несколько улучшить показатели экономичности ПГУ при частичных нагрузках (за счет прикрытия ВНА на частичных нагрузках можно при одинаковой мощности и КПД ГТ несколько поднять температуру выхлопных газов, а значит увеличить КПД паросилового контура и тем самым общий КПД ПГУ).

Конструкция трубчато-кольцевой камеры сгорания (КС) позволяет получить экологические показатели, удовлетворяющие нормам выбросов во всем диапазоне регулирования. На режиме номинальной нагрузки выбросы окислов азота NOх составляют 50 мг/нм3 (при 15% О2).

Многоступенчатая турбина (4 ступени), выполненная с разветвленной системой воздушного охлаждения, по показателям надежности и долговечности удовлетворяет требованиям ГОСТа. В систему охлаждения введен дополнительный охладитель воздуха, представляющий воздушно-водяной теплообменник, где расхолаживание воздуха происходит за счет отвода тепла с циркводой. Такое решение позволяет не только увеличить надежность системы охлаждения и увеличить ресурс охлаждаемых деталей, но и сократить расход воздуха на охлаждение и, тем самым, повысить экономичность ГТУ и всей ПГУ в целом.

Электрогенератор расположен со стороны компрессора (с холодной стороны). Выхлоп из турбины - осевой.

ГТД представляет собой единый поставочный блок, удовлетворяющий транспортным габаритам.

Масса газотурбинного двигателя на раме не более 60 т.

Ремонт ГТД предполагается проводить на заводе изготовителе или по месту установки, для чего НПП «Машпроект» разработал технологию замены всех быстроизнашиваемых деталей без демонтажа ГТД.

ГТУ типа ГТЭ-110 разрабатывается для работы на природном газе и жидком топливе. Для поддержания высоких технико-экономических показателей в межремонтный период рекомендуется проводить (через 3-4 тысячи часов работы) промывки проточной части раствором «Синвал» или паром. Промывки проводятся во время ночных остановов двигателя автоматически по специальной технологии.

Система смазки - циркуляционная, под давлением со свободным сливом отработавшего масла. Рабочей жидкостью в системе смазки узлов трения, подшипников турбины и генератора может применяться как минеральное масло так и негорючее масло ОМТИ.

Максимальная прокачка масла в системе смазки 0,55 кг/сек (38 т/час).

Температура масла на входе в газотурбогенератор 30-45°С, на сливе не более 80°С.

Безвозвратные потери масла не более 1,0 кг/час.

При аварийном останове электронасосов переменного тока при потере напряжения собственных нужд вступает в работу резервный электронасос постоянного тока. При полном обесточивании по переменному и постоянному току во время выбега ротора подача масла осуществляется навешенным маслоагрегатом.

Вспомогательное оборудование, входящее в состав ГТУ (топливный узел, маслоблок с насосами и др.), поставляется на монтажную площадку в виде комплектных блоков.

электростанция блок турбина дымосос

Рис. 6.1 - Общий вид ГТЭ-110 с укрытием и вспомогательными системами: 1. Входная улитка, 2. Газотурбинный двигатель ГТЭ-110, 3. Патрубок выхлопной, 4. Бронещит (исключен), 5. Блок газообразного топлива, 6. Блок жидкого топлива, 7. Блок масляных агрегатов, 8. Коробка приводов, 9. Турбогенератор, 10. Укрытие

Рис. 6.2 - Номинальная мощность в зависимости от температуры воздуха перед компрессором

Рис. 6.3 - Температура газов за турбиной в зависимости от приведенной мощности

Пуск ГТЭ-110 осуществляется собственным электрогенератором ТЗФГ-110-2МУЗ с использованием тиристорного пускового устройства типа ПУ-6-08Р УХЛ4, которое обеспечивает запуск ГТУ, а также технологические режимы: холодную прокрутку ГТУ, вентиляцию газовоздушного тракта ГТУ и КУ, промывку компрессора.

ГТЭ-110 допускает до 3 последовательных пусков.

ГТЭ-110 допускает изменение нагрузки от холостого хода до номинальной со скоростью не более 15 МВт/мин.

Время пуска и нагружения ГТЭ-110 от момента подачи топлива - не более 40 мин. Время пуска и ускоренного нагружения - не более 25 мин.

Общее количество пусков-остановов за весь срок службы оборудования ГТЭ-110 в базовом, полупиковом и пиковом классах использования составляет:

1000 в базовом классе использования;

2000 в полупиковом классе использования;

5000 в пиковом классе использования.

Степень нечувствительности системы регулирования частоты вращения при любой нагрузке не более 0,06% номинальной частоты вращения (3000 об/мин).

В аварийных ситуациях допускается работа ГТЭ-110 при следующих значениях частоты сети энергосистемы:

50,5-51,0 Гц - один раз продолжительностью не более 3 мин. и не более 500 мин. за весь срок эксплуатации;

49,0-48,0 Гц - один раз продолжительностью не более 5 мин. и не более 750 мин. за весь срок эксплуатации;

48,0-47,0 Гц - один раз продолжительностью не более 10 сек. и не более 30 мин. за весь срок эксплуатации.

ГТЭ-110 может работать как на природном газе, так и на жидком топливе. Длительность работы на жидком топливе не более 8 суток в год. Время переналадки топливной системы для работы на жидком топливе не более 4-х часов.

ГТЭ-110 имеет единую систему смазки. В качестве смазочного масла используется масло ТП-22С по ТУ38.101821 или ТП-22Б по ТУ38.401-48-58.

Газотурбинная установка ГТЭ-110 оснащена системой автоматического управления, регулирования, защиты и контроля (САУ ГТЭ-110). САУ ГТЭ-110 обеспечивает надежную и экономичную работу оборудования ГТУ на всех заданных режимах с автоматической отработкой команд, поступающих от автоматизированной системы управления технологическими процессами верхнего уровня (АСУ ТП), и выдачей для нее информации о состоянии оборудования и работе различных узлов ГТЭ-110.

ГТЭ-110 поставляется с программно-техническим комплексом (САУ ГТЭ-110) связь между которым и верхним уровнем АСУ ТП ПГУ-325 осуществляется по стандартному интерфейсу и согласованным протоколам обмена информацией с обеспечением единых прототипов представления информации на операторских станциях энергоблока. САУ ГТЭ-110 обеспечивает мгновенные сбросы электрической нагрузки с любой мощности вплоть до пиковой без срабатывания аварийной защиты по превышению частоты вращения.

САУ ГТЭ-110 обеспечивает следующие функции управления:

проверку готовности к пуску, холодной прокрутке, вентиляции и охлаждению, консервации и расконсервации топливной аппаратуры;

пуск ГТЭ-110;

холодную прокрутку ГТЭ-110;

консервацию и расконсервацию топливной аппаратуры;

нормальный и аварийный останов ГТЭ-110;

вентиляция и охлаждение ГТЭ-110 и котла-утилизатора;

пуск ГТУ с автоматической / ручной синхронизацией с сетью энергосистемы;

регулирование температуры газов за турбиной с воздействием на положение ВНА компрессора.

САУ ГТЭ-110 выполняет следующие функции регулирования:

автоматическое дозирование топлива при пуске и выходе на холостой ход генератора, при нормальном останове, при срабатывании защиты;

изменение режима работы ГТЭ- 110 с заданным темпом в диапазоне от холостого хода до максимального режима по команде АСУ ТП верхнего уровня;

автоматическое поддержание частоты вращения генератора и электрической мощности;

автоматическое регулирование по заданной программе угла поворота лопаток входного направляющего аппарата компрессора;

автоматическое ограничение приемистости и дросселирования;

автоматическое ограничение максимальной средней температуры газа за турбиной.

САУ ГТЭ-110 обеспечивает ограничительную защиту ГТУ - формирование сигнала на снижение режима ГТЭ-110 (вплоть до холостого хода) до исчезновения сигнала ограничения по предельным значениям параметров.

САУ ГТЭ-110 выполняет аварийную защиту ГТУ - формирование сигнала на останов по аварийным значениям параметров. САУ обеспечивает аварийный останов ГТУ по сигналам от вспомогательных систем, оборудования ПГУ и внешним сигналам, а также при отказе САУ.

САУ ГТЭ-110 выполняет следующие функции контроля:

автоматический диагностический контроль программно-технических средств АСУ;

автоматический контроль линий связи первичных преобразователей (датчиков) и исполнительных механизмов на короткое замыкание и обрыв;

формирование команд для подачи звуковых и световых сигналов предупреждения при срабатывании защит ГТУ;

сбор, первичную обработку и передачу в АСУ ТП верхнего уровня сигналов для решения задач представления информации оператору, ведению протоколов, решения задач расчетов технико-экономических параметров, наработки и числа пусков ГТЭ, регистрации аварийных ситуаций, решения задач диагностики по алгоритмам предприятия-разработчика ГТЭ-110.

Ресурсные показатели установки ГТЭ-110 приведены в таблице 6.1.

Таблица 6.1

Показатель	Класс использования
	Базовый	Полупиковый	Пиковый
Ресурс между капитальными ремонтами	25 000 часов при числе пусков не более 300	12 000 часов при числе пусков не более 500	4 000 часов при числе пусков не более 1 000
Ресурс до списания	100 000 часов при числе пусков не более 1 000	50 000 часов при числе пусков не более 2 000	16 000 часов при числе пусков не более 5 000

Конструкция ГТЭ-110 и его основного и вспомогательного оборудования обеспечивает его надежную работу в течение межремонтного периода с показателями надежности:

средняя наработка на отказ в базовом классе использования не менее 3500 ч;

средняя наработка на отказ в пиковом классе использования не менее 800 ч;

коэффициент технического использования не менее 0,92;

коэффициент надежности пусков не менее 0,95;

коэффициент готовности не менее 0,98;

6.2 Специальные требования к рабочим средам

6.2.1 Требования к топливу

Станционная система подготовки и снабжения топливом должна обеспечивать:

подачу газообразного топлива, соответствующего ГОСТ 5542, к блоку регулирующей аппаратуры ГТЭ-110 с давлением 2,5±0,1 МПа, температурой 20-40°С (при этом температура газа в топливном трубопроводе перед БТАГ должна быть на 20°С выше, чем температура насыщения любых паров, находящихся в топливном газе), с максимальным расходом 40000 нм3/час;

очистку газообразного топлива от механических примесей, имеющих размеры более 10 мкм (масса механических примесей в газе не должна превышать 1 мг/нм3). Наличие жидких фракций не допускается. В общей массе механических примесей содержание эрозионноопасных частиц не должно быть более 0,2 мг/нм3 при 20°С и нормальном давлении;

подачу жидкого топлива по ГОСТ 305 к блоку топливорегулирующей аппаратуры ГТЭ-110 с давлением 0,18 - 0,3 МПа, с температурой в зависимости от марки используемого топлива (Л, 3, А) и расходом не менее 32 т/час;

очистку жидкого топлива от механических примесей, воды и биологического загрязнения. Размер отдельных частиц в топливе не должен превышать 10 мкм. Трубы от станционного фильтра к БТАЖ должны быть выполнены из антикоррозионного материала;

консервацию топливорегулирующей аппаратуры жидкого топлива маслом ТП-22С ТУ 38.101821 с давлением 0,2 - 0,5 МПа, температурой 40 - 60°С и расходом 50 кг за одну операцию;

аварийное отключение топлива. В трубопроводах подвода жидкого и газообразного топлива к ГТЭ-110 должны быть установлены противопожарные стопорные клапаны, автоматически перекрывающие подвод топлива перед блоками топливных агрегатов. Место установки этих клапанов должно быть выбрано таким образом, чтобы свести к минимуму количество топлива, которое может быть выработано ГТЭ-110 после перекрытия клапана.

6.2.2 Требования к маслу

В качестве смазочного масла используется масло ТП-22С ТУ38.101821, ТП-22Б ТУ38.401-48-58.

Станционная система хранения, маслоподготовки и снабжения маслом ГТЭ-110 должна обеспечивать:

подачу масла, поступающего в маслобак ГТЭ, с температурой 15 - 45°С;

очистку масла, тонкость фильтрации масла не должна превышать 25 мкм;

заправку маслобака ГТЭ-110 от минимального до максимального уровня за 10-15 мин. Одноразовая заправка масла 5900 кг.

6.2.3 Система сжатого воздуха

Станционная система сжатого воздуха должна обеспечивать подачу сжатого воздух к ГТЭ-110 с давлением 1,5±0,1 МПа. Расход сжатого воздуха на один запуск и остановку составляет 10,0 нм3, максимальный секундный расход 0,5 нм3.

Пульсации воздуха в системе не более 10% от номинального значения (±0,15 МПа). Перерывы в подаче сжатого воздуха не допускаются. Подаваемый воздух должен быть очищен от механических частиц величиной более 50 мкм и осушен до точки росы минус 15°С (влагосодержание до 1,0 г/кг). Содержание масла не более 16 мг/м3 при атмосферном давлении и температуре наружного воздуха 20°С. Станционная система должна обеспечивать запас воздуха не менее, чем на 5 запусков.

6.2.4 Средства для промывки и очистки проточной части ГТУ

Станционная система промывки и очистки проточной части должна обеспечить на одну промывку:

при промывке моющим раствором - подачу в компрессор 1000 литров воды пресной ГОСТ 29183 или конденсата;

при использовании моющего средства "Синвал" ТУ 38.507-63-122 - 320 литров приготовленного моющего раствора (в объеме 48 литров моющего средства типа "Синвал" и 272 литра пресной воды) с температурой 20 - 40°С и давлением 0,5±0,1 МПа;

при использовании моющего средства «ТМС-2ВОУ» (ТУ У 24103035.003-98)- 320 литров приготовленного моющего раствора (в объеме 30 литров моющего средства типа «ТМС-2ВОУ» ТУ 38.507-63-122 и 290 литров пресной воды) с температурой 20 - 40°С и давлением 0,5±0,1 МПа;

при промывке паром - подачу в компрессор 1600 кг, пара давлением 0,25 - 0,5 МПа, температурой 130 - 180°С.

6.2.5 Станционная система охлаждения - техническая вода

Станционная система охлаждения должна обеспечивать подачу в ГТУ охлаждающей технической воды расходом не менее 1200 м3/час и температурой 5 - 33°С. При этом расход воды составляет:

на маслоохладитель ГТЭ-110 - 160 м3/ч;

на выносной воздухоохладитель ГТУ - 450 м3/ч;

на воздухоохладители генератора - 500 м3/ч;

на охладитель системы наддува генератора - 100 м3/ч.

Давление охлаждающей воды не должно превышать:

на маслоохладители и выносной воздухоохладитель - 0,6 МПа;

на воздухоохладители турбогенератора и охладитель системы наддува электрогенератора - 0,3 МПа.

Вода, подаваемая к маслоохладителям и воздухоохладителям турбогенератора, не должна содержать механические примеси величиной более 1,0 мм. Требования по жесткости воды не предъявляются. Для охлаждения выносного воздухоохладителя должна использоваться вода из системы оборотного водоснабжения с общей жесткостью не более 0,5 мг-экв/л. или вода из природных источников с карбонатной жесткостью не более 2 мг-экв/л.

Подача воды на маслоохладители должна продолжаться в течение трех часов после остановки ГТЭ-110 (время принудительной прокрутки валоповоротным устройством и охлаждения ГТУ). Подача воды на воздухоохладители турбогенератора прекращается через 4 часа после останова ГТУ. Перерывы в подаче охлаждающей воды не допускаются.

Линия отвода воды должна допускать кратковременный сброс воды с расходом 200 л/с и отдельно насыщенного пара с расходом 1,5 кг/с, при давлении на выходе из охладителя не более 0,6 МПа. Названные расходы воды и пара соответствуют условной аварийной ситуации, когда при работе ГТЭ-110 на номинальной мощности останавливается основной насос подачи охлаждающей воды, резервный насос не включается, и не срабатывает защита ГТУ по падению давления воды.

6.3 Конструкция ГТЭ-110

Конструктивная схема ГТУ представлена на рис. 6.4 Торец вала электрического генератора связан рессорой с коробкой приводов и посредством кулачковой муфты - с валоповоротным устройством, работающим от собственного электропривода.

Пуск ГТУ производится с помощью собственного электрогенератора, питаемого током переменной частоты от тиристорного устройства, мощностью 4 МВт.

Цикловой воздух поступает в компрессор через КВОУ и далее по воздухопроводу, в улитку компрессора, прикрепленную к передней стенке укрытия турбоагрегата.

Отработавшие в турбине газы поступают в выхлопной диффузор ГТУ, который соединен с соответствующим газоходом котла-утилизатора.

Рис. 6.4 - Схема конструктивная газотурбинной установки: 1 - компрессор, 2 - камера сгорания, 3 - турбина

6.3.1 Компрессор

Компрессор осевой (рис. 6.5), пятнадцатиступенчатый, каждая ступень образована одним рядом рабочих лопаток ротора и расположенным за ним рядом неподвижных спрямляющих лопаток, закрепленных в корпусе.

Рис. 6.5 - Компрессор ГТЭ-110: 1.Передний корпус, 2.Входной направляющий аппарат, 3.Первая - пятая ступени, 4.Клапан перепуска воздуха, 5.Клапан перепуска воздуха с компенсатором, 6.Шестая - пятнадцатая ступени, 7.Диффузор, 8.Передняя опора

Компрессор состоит из переднего корпуса, в котором размещены с первой по пятую ступени, корпуса, включающего с шестой по пятнадцатую ступени, и ротора. Корпус передний является одним из элементов силовой схемы двигателя. Через передний корпус передаются радиальные и осевые нагрузки, возникающие при вращении ротора турбокомпрессора, на переднюю опору двигателя.

Передний корпус (рис. 6.6) выполнен в виде профилированных обечаек, соединенных между собой 19 профильными стойками. В проточной части между наружной и внутренней стенками осуществляется плавный поворот воздуха от радиального направления к осевому. В переднем корпусе размещена передняя опора ротора турбокомпрессора, входной поворотный направляющий аппарат, на наружной обечайке смонтирован механизм поворота ВНА. Передняя опора состоит из двух подшипников скольжения - опорного и упорного.

Входной направляющий аппарат состоит из поворотных направляющих лопаток и механизма поворота. Поворотные лопатки двухопорные, т.е. опорами являются цапфы лопаток с насаженными на них втулками, которые устанавливаются в расточки, выполненные соосно в наружной и внутренней стенках. Лопатки поворотного входного направляющего аппарата - литые. На наружных цапфах лопаток закреплены рычаги, которые через резьбовые тяги соединяются с синхронизирующим кольцом. В синхронизирующем кольце установлены ролики, которыми кольцо катается по направляющим на наружной стенке. Силовой привод механизма входного поворотного аппарата состоит из двухступенчатого редуктора и электродвигателей, соединенных в один агрегат.



Рис. 6.6 - Передний корпус компрессора: 1.Антисрывные устройства над первой и второй ступенями, 2.Кольцо внутреннее спрямляющего аппарата, 3.Лопатка спрямляющего аппарата, 4.Наружное кольцо спрямляющего аппарата, 5.Антипомпажный клапан за 5ой ступенью, 6.Кожух, 7.Вставка лабиринтового уплотнения

Передний корпус компрессора, имеющий как горизонтальный, так и вертикальный разъемы, предназначен для размещения пяти спрямляющих аппаратов. Спрямляющие аппараты выполнены в виде наружного и внутреннего полуколец, соединенных между собой спрямляющими лопатками. Каждая лопатка в наружное кольцо устанавливается хвостовиком типа "ласточкин хвост", во внутреннее кольцо - призматическим хвостовиком. Во внутренних кольцах лопатки фиксируются штифтовкой. Над рабочими лопатками 1-й и 2-й ступеней установлены антисрывные устройства, выполненные в корпусе компрессора в виде кольцевых камер, в которые воздух попадает через щелевые кольца. За спрямляющим аппаратом 5-й ступени организован отбор воздуха при запуске ГТУ через антипомпажные клапаны.

Во втором корпусе, имеющем вертикальные разъемы, размещены направляющие аппараты 6-14 ступеней и организованы отборы воздуха за 8-й ступенью на охлаждение корпусов и сопловых лопаток турбины и отбор воздуха за 10-й ступенью, из которого через антипомпажные клапаны осуществляется перепуск воздуха в атмосферу для обеспечения устойчивой работы компрессора ГТУ при развороте. За 8-й и 10-й ступенями посредством радиально установленных труб организованы отборы воздуха в полость ротора турбины.

К вертикальному разъему второго корпуса крепится диффузор компрессора, в начале которого расположены спрямляющие аппараты 15 ступени и выхода воздуха в объем камеры сгорания. На наружном кожухе камеры сгорания размещены клапаны перепуска воздуха за 15 ступенью компрессора.

Ротор компрессора - барабанно-дисковой конструкции, состоит из трех навесных дисков (1-3 ступени), диска-цапфы 4 ступени, двух барабанов (5-10 ступеней, 11-15 ступеней) и рабочих лопаток.

Барабаны соединены между собой и диском-цапфой с помощью штифтов. Навесные диски соединены между собой через лабиринтные втулки стяжными болтами. Рабочие лопатки установлены в пазах дисков замковой частью типа "ласточкин хвост". Осевая фиксация лопаток осуществляется пластинчатыми замками.

При номинальной нагрузке ГТУ и температуре наружного воздуха +15єС расчетная степень сжатия составляет ~ 14,7; расчетный коэффициент полезного действия ~ 87%.

Для функционирования ГТЭ-110 необходимо установить дожимную компрессорную станцию.

6.3.2 Камера сгорания

Камера сгорания ГТЭ-110 трубчато-кольцевая, противоточная (рис.6.7). Состоит из двадцати жаровых труб (рис. 6.8), расположенных между корпусом компрессора и наружным кожухом камеры сгорания.



Рис. 6.7 - Камера сгорания: 1. Газовый коллектор группы пилотных форсунок, 2. Подвеска коллектора, 3. Трубки для подачи газового топлива, 4. Трубки для подачи жидкого топлива, 5. Коллектор жидкого топлива второго канала группы пилотных форсунок, 6. Коллектор жидкого топлива первого канала внутренней группы пилотных форсунок, 7. Коллектор жидкого топлива первого канала периферийной группы пилотных форсунок, 8. Подвеска коллекторов, 9. Конус силовой, 10. Кожух камеры сгорания, 11. Труба жаровая, 12. Клапан перепуска воздуха, 13. Диффузор, 14. Блок форсунок, 15. Винт, 16. Форсунка основная (жидкостный контур), 17. Трубки топливоподающие жидкого топлива, 18. Коллектор жидкого топлива второго канала форсунки основной, 19. Коллектор жидкого топлива первого канала форсунки основной, 20. Газовой коллектор диффузионной зоны, 21. Газовый коллектор гомогенной зоны



Рис. 6.8 - Труба жаровая: 1. Устройство фронтовое, 2. Обечайка, 3. Смеситель, 4. Вставки, 5. Обойма, 6. Пережим, 7. Втулка фиксатора, 8. Кольцо, 9. Патрубок пламяперебрасывающий, 10. Патрубок пламяподводящий, 11. Втулка завихрителя

Жаровые трубы соединены во фронтовой зоне пламя - перебрасывающими патрубками. У фронтовой зоны каждой жаровой трубы закреплен блок комбинированных форсунок, позволяющий подавать в камеру сгорания как газообразное, так и жидкое (резервное) топливо. Блок комбинированных форсунок включает восемь форсунок пилотной зоны и одну форсунку центральной зоны, имеющих во фронтовом устройстве жаровой трубы свои завихрители. Завихритель форсунки центральной зоны расположен в центре фронтового устройства, завихрители форсунок пилотной зоны - по кольцу на его периферии.

Воспламенение топлива в камере сгорания при пуске ГТУ производится при частоте вращения ротора турбоагрегата ~ 1000 об/мин от двух воспламенителей, установленных в пламяперебрасывающих патрубках.

Воспламенители газообразного топлива расположены под горизонтальным разъемом кожуха камеры сгорания, по обе стороны от ее оси, воспламенители для жидкого топлива - над горизонтальным разъемом.

Воспламенитель состоит из пусковой форсунки (для жидкого топлива центробежной) и плазмоструйной свечи.

После срабатывания воспламенителей топливо подается в форсунки пилотной зоны, и его расход растет в процессе пуска и нагружения турбоагрегата. При нагрузке ~ 20 МВт топливо начинает подаваться и в форсунки центральной зоны.

Жаровые трубы, состоящие из концентричных обечаек, охлаждаются воздухом, поступающим после компрессора и заполняющим объем камеры сгорания и протекающим через отверстия в местах соединения обечаек внутрь жаровой трубы. Форма выходного участка (смесителя) жаровой трубы обеспечивает плавный переход от цилиндрического сечения пламенной трубы к сегменту кольцевого сечения соплового аппарата первой ступени турбины.

6.3.3 Турбина