- •Турбины тепловых и атомных электростанций
- •Введение
- •1. Задачи, содержание и объем курсового проекта
- •1.1. Расчетно-пояснительная записка
- •1.2. Графическая часть
- •2. Предварительные расчеты
- •2.1. Определение экономической мощности и предварительная оценка расхода пара
- •2.2. Выбор типа регулирующей ступени и её теплоперепада
- •2.3. Построение процесса расширения турбины. Уточнение расхода пара
- •2.4. Определение предельной мощности турбины и числа выхлопов
- •2.5. Определение числа нерегулируемых ступеней турбины и их теплоперепадов
- •2.5.1. Предварительный расчет чвд
- •2.5.2. Предварительный расчет чсд
- •2.5.3. Предварительный расчет чнд
- •3. Детальный расчет проточной части
- •4. Расчет закрутки последней ступени
- •5. Расчеты на прочность
- •5.1. Определение осевого усилия на ротор
- •5.2. Расчет лопатки последней ступени
- •5.3. Расчет диафрагмы первой нерегулируемой ступени
- •5.4. Расчет диска последней ступени
- •5.5. Расчет подшипников
- •6. Индивидуальное задание
- •6.1. Организация нерегулируемого теплофикационного отбора
- •6.2. Перевод конденсационной турбины на ухудшенный вакуум
- •Заключение
- •Библиографический список
- •Порядок расчета одновенечной ступени
- •Порядок расчета двухвенечной ступени
- •Порядок расчета закрутки
- •Расчет закрутки
- •Порядок расчета осевого усилия на ротор в промежуточной ступени
- •Порядок расчета на прочность рабочей лопатки
- •Приложение VI порядок расчета диафрагмы
- •Порядок расчета диска произвольного профиля
- •Первый расчет
- •Второй расчет
- •Суммирование двух расчетов
- •Порядок расчетов при организации нерегулируемого теплофикационного отбора пара
- •Порядок расчетов при переводе конденсационной турбины на ухудшенный вакуум
- •1. Первый вариант перевода на ухудшенный вакуум
- •Теплофикационный режим (зима).
- •2. Второй вариант перевода на ухудшенный вакуум
- •Теплофикационный режим (зима) при удалении последних ступеней.
- •Конденсационный режим с расчетным вакуумом (лето) после удаления последних ступеней.
- •Геометрические характеристики профилей мэи
- •Химический состав, механические и физические характеристики материалов, применяемых для изготовления деталей турбин и компрессоров
- •Оглавление
5.5. Расчет подшипников
В паровых турбинах применяются подшипники скольжения, обла-дающие высокой несущей способностью и стойкостью против динами-ческих нагрузок. При расчете опорного подшипника его размеры (длина и диаметр шейки вала) принимаются по прототипу. Нагрузка подшипника P = G/2, где G – вес ротора, определяемый умножением его объема на плотность стали ρ = 7800–8050 кг/м3. Объем ротора находят по его разме-рам, снятым с чертежа. В результате расчета опорного подшипника опре-деляются удельное давление на вкладыш, коэффициент грузоподъемности, радиальный зазор между вкладышем подшипника и шейкой вала, расход масла и его нагрев.
Упорный подшипник воспринимает осевое усилие, приложенное к ротору. Осевое усилие определяет нагрузку подшипника и вычис-ляется в разделе 5.1. Необходимо учитывать, что максимальная несущая способность подшипника составляет 30 т (300000 н). Если осевое усилие выше, следует предусмотреть разгрузочные отверстия в дисках или разгрузочный поршень в зоне переднего концевого уплотнения. Диаметр упорного диска подшипника, его толщина, диаметр вала принимается по прототипу. В расчете определяется площадь рабочей поверхности подушки, удельное давление на неё, расход масла и его нагрев. Методика расчета подшипников приведена в [6, 7].
6. Индивидуальное задание
Известную долю в установленной мощности небольших электро-станций составляют морально устаревшие, низкоэкономичные конденса-ционные турбоагрегаты среднего и низкого давления. Для их полной замены необходимы значительные средства, которыми генерирующие компании часто не располагают. Однако в некоторых случаях значительно повысить экономичность этого еще вполне надежного оборудования и сохранить его в работе возможно с помощью несложных реконструкций силами персонала электростанции. Речь идет о снижении основной потери в конденсационной турбоустановке, определяющей ее низкий абсолютный КПД – потери тепла в конденсаторе с охлаждающей водой, которая составляет около 60 %. Полное или частичное использование этого тепла (как, например, в турбинах типа Р, Т и ПТ) резко повышает абсолютный КПД турбоагрегата. Небольшие низкоэкономичные конденсационные турбоагрегаты могут быть достаточно просто реконструированы для обеспечения растущих потребностей в тепле и горячем водоснабжении. Реконструкция состоит в переводе на ухудшенный вакуум или в органи-зации нерегулируемого теплофикационного отбора пара из промежуточ-ной ступени для подогрева сетевой или подпиточной воды. Конечно, это приводит к снижению электрической мощности и относительного внутрен-него КПД турбины, так как последние ступени попадают в глубоко нерасчетный режим. Но абсолютный КПД турбоустановки резко возрастает за счет уменьшения потерь тепла в конденсаторе. При подобных реконструкциях наиболее серьезной проблемой является значительное увеличение напряжений в рабочих лопатках и диафрагмах некоторых ступеней из-за увеличения теплоперепада. Это заставляет усиливать их, снижать расход пара и т. д., поскольку обеспечение безусловной надежности – это главное требование к любой реконструкции.
В рамках индивидуального задания предлагается по заданию преподавателя проработать один из двух вариантов реконструкции:
организация нерегулируемого теплофикационного отбора пара;
перевод турбины на ухудшенный теплофикационный вакуум или противодавление.