Энергетическая установка эсминца

Корабельная энергетическая установка представляет собой комплекс технических средств, предназначенных для обеспечения движения корабля с необходимой скоростью, маневрирования, выработки механической, тепловой, электрической и других видов энергий и обеспечения этими видами энергии всех потребителей с целью безопасного и эффективного выполнения боевых и повседневных задач, возложенных на данный корабль в соответствии с его типом и назначением.

В состав корабельной ЭУ входят:

· Главная энергетическая установка (ГЭУ) — комплекс технических средств, предназначенных для обеспечения поступательного движения корабля, его маневрирования, а также обеспечения различными видами энергии всех потребителей на ходу корабля;

· Вспомогательная энергетическая установка (ВЭУ) — комплекс технических средств, предназначенных для ввода ГЭУ в действие, а также обеспечения различными видами энергии всех потребителей на стоянке корабля;

· Электроэнергетическая система корабля (ЭЭС) — комплекс источников электроэнергии и распределительных устройств, обеспечивающих все потребности корабля электроэнергией.

Помимо основного оборудования, механизмов и систем в состав установки входит также дополнительное оборудование, обеспечивающее нормальную ее эксплуатацию и производство ремонта. К такому оборудованию относятся настилы, площадки, трапы, поручни и ограждения, подъемные устройства, кладовые с запчастями и материалами.

Для создания нормальных условий для личного состава, обслуживающего ЭУ, предназначены системы кондиционирования и создания микроклимата, освещения, средства жизнеобеспечения и борьбы за живучесть, средства связи, и другое оборудование. Механизмы и устройства систем (противопожарных, санитарных, балластных, водоотливных и др.), палубные механизмы (шпили, швартовные, буксирные устройства), рулевые машины, установки кондиционирования воздуха в жилых и служебных помещениях, холодильные установки и другие общесудовые потребители тепловой, электрической и других видов энергий, вырабатываемых ГЭУ и ВЭУ, в состав энергетической установки непосредственно не входят, а включаются в состав общекорабельных систем (ОКС) и устройств корабля.

Таблица 1 Тактико-технические характеристики корабля класса «Эсминец»

1. Общая часть проекта «энергетическая установка»

1.1 Анализ ходовых режимов корабля класса «эсминец». Обоснование выбора типа энергетической установки

В настоящее время боевые корабли класса «эсминец» являются универсальными многоцелевыми ракетно-артиллерийскими кораблями, выполняющими широкий круг задач при несении боевой и повседневной службы:

· Обнаружение, слежение и уничтожение подводных лодок противника;

· Обнаружение и уничтожение одиночных боевых кораблей противника;

· Обнаружение и уничтожение конвоев противника;

· Обеспечение охранения конвоев и корабельных ударных групп (противовоздушная и противолодочная оборона кораблей и судов);

· Обеспечение высадки десанта;

· Огневая поддержка береговых частей и войск;

Эти задачи выполняются в различных районах мирового океана, для чего корабли класса «Эсминец» должны обладать высокой мореходностью, неограниченным районом плавания в различных климатических условиях и при любом состоянии моря, иметь способность совершать длительные переходы морем.

Основными ходовыми режимами, обеспечивающими выполнение боевых и повседневных функций для такого класса кораблей, являются:

· Малые хода (~ 5ч12 уз.), развиваемые при поиске ПЛ противника, осуществлении слежения за ними, огневой поддержке береговых частей, обеспечении высадки десанта, буксировке поврежденных кораблей, судов и подводных лодок;

· Средние хода (~ 12ч20 уз.), развиваемые как правило при сопровождении конвоев, следовании в составе корабельных ударных групп и при совершении длительных переходов морем;

· Большие хода (~ 20ч32 уз.), развиваемые как правило кратковременно при обеспечении перехвата кораблей и судов противника и их уничтожении, обеспечении спасательных операций.

Таким образом основными диапазонами ходовых режимов, развиваемых длительно (практически до 85ч90% ходового времени), являются малые и средние хода. Развитие полного хода для такого класса кораблей осуществляется достаточно редко: ~ 10ч15% от общего ходового времени.

Кроме того, длительные переходы морем, с целью обеспечения заданной дальности плавания ~ 5000 миль, должны осуществляться достаточно быстро и с максимальной экономией топлива.

Исходя из решаемых задач и основных ходовых режимов, корабль класса «эсминец» должен обладать следующими основными свойствами:

· высокой маневренностью (минимальным временем развития хода от малого до полного и наоборот, обеспечением возможности частых и глубоких режимов реверсов как на передний, так и на задний ход);

· высокой живучестью (сохранять возможность развития хода при частичном выходе из строя ЭУ при получении боевых и аварийных повреждений);

· высокими мореходными качествами и управляемостью;

· иметь возможность производить буксировку других кораблей и судов.

В соответствии с предъявляемыми требованию к свойствам корабля данного класса, примененная на нем энергетическая установка должна обладать следующими свойствами:

· мощностью, достаточной для развития кораблем водоизмещением ~8000 т скорости ~ 32 уз;

· высокой маневренностью;

· иметь возможность устойчиво и надежно работать в самом широком диапазоне мощностей для обеспечения устойчивых режимов ходов от малых до полных;

· иметь высокую степень автоматизации основных процессов и переходных режимов;

· обладать повышенной живучестью при получении аварийных и боевых повреждений;

· иметь достаточный ресурс и срок службы;

· быть простой в эксплуатации и обеспечивать проведение ремонтных и восстановительных работ не только на специализированных СРЗ, но и в местах базирования.

Всем перечисленным требованиям наиболее полно соответствует котлотурбинная энергетическая установка (КТЭУ).

Из анализа свойств и особенностей различных типов энергетических установок видно:

Дизельные энергетические установки при имеемых преимуществах: высоком КПД, быстром запуске, высокой степени автоматизации, имеют следующие отрицательные свойства: ограниченную мощность в одном агрегате (до 25 000ч30000 л.с., за редкими исключениями — до 50 000 л.с.), работают на дорогих легких сортах топлива (для работы на тяжелых и дешевых сортах топлива необходимо наличие сложных топливных систем, включающих системы предварительной подготовки топлива); имеют повышенную вибрацию и шум при работе; имеют относительно небольшой диапазон регулирования мощности; агрегаты большой мощности имеют повышенные массогабаритные показатели;

Газотурбинные энергетические установки при имеемых положительных свойствах: быстром запуске, достаточно высоком КПД, достаточной мощности в одном агрегате, малых массогабаритных показателях, отсутствии вибраций при работе; обладают пониженными ресурсными показателями (20 000ч25000 часов), допускают только агрегатную замену при ремонте, имеют сложные системы предварительной топливоподготовки при работе на тяжелых сортах топлива; имеют относительно небольшой диапазон регулирования мощности, возможность возникновения явления помпажа осевого компрессора при работе на нерасчетных режимах; имеются относительные трудности при проектировании реверсивных двигателей;

Котлотурбинная установка обладает следующими свойствами:

· Практически неограниченной мощностью в одном агрегате, определяемой только начальными и конечными параметрами пара и расходом пара, подаваемого на турбину;

· высокой маневренностью (небольшой продолжительностью подготовки к вводу и ввода в действие ~ 15 ч 45 мин, возможностью быстрых переходов с режима на режим, осуществления глубоких и быстрых реверсов);

· не имеет проблем с автоматизацией основных процессов, устойчиво работает в широких диапазонах мощностей без возникновения режимов помпажа и срывов работы;

· обладает повышенной живучестью за счет дублирования основных и вспомогательных механизмов и наиболее важных систем и трубопроводов;

· обладает высокими ресурсными показателями и большим сроком службы (~ 100 000 ч), сопоставимым со сроком службы самого корабля;

· способна работать на самых дешевых низкосортных топливах без проведения специальных мероприятий по предварительной подготовке топлива;

· имеет большие межремонтные периоды и возможность осуществления ремонта в условиях базирования;

· Обладает пониженными показателями шумности по сравнению с ДЭУ и ГТУ, низкими тепловыми полями, создаваемыми вокруг корабля;

· Имеет достаточно низкую стоимость изготовления и ремонта;

· Имеет относительно низкий КПД;

· В паросиловых установках используются достаточно сложные и разветвленные тепловые схемы с большим количеством вспомогательных механизмов.

Исходя из проведенного анализа, для главной энергетической установки корабля класса «Эсминец» выбираем котлотурбинную энергетическую установку.

Современная корабельная КТЭУ представляет собой по сути термодинамически-комбинированную энергетическую установку, выполненную по газопаровому циклу, в которой газотурбинная часть комбинированной установки используется для осуществления части рабочего процесса в общем цикле паросиловой установки.

Необходимо отметить, что для КТЭУ имеется возможность совершенствования ряда параметров и дальнейшего повышения КПД термодинамического цикла за счет осуществления следующих мероприятий:

· Применения более рациональных и совершенных тепловых схем;

· Увеличения начальных параметров пара (повышение начального давления пара уменьшает удельный расход топлива на 3ч8%, повышение температуры — на 2.5ч5%);

· Увеличения числа ступеней регенеративного подогрева питательной воды (повышает КПД цикла КТЭУ на 3,5 — 8,0%);

· Увеличения КПД котлов до 93 — 96% (достигается совершенствованием топочных процессов, снижением потерь с уходящими газами);

· Увеличения КПД ГТЗА (достигается путем совершенствования проточной части турбин, увеличением частоты вращения ротора, применением более совершенных передач, совершенствованием аэродинамических характеристик проточной части);

· Исключения маломощных турбоприводов вспомогательных механизмов с низким КПД и замены их на групповые турбоприводы; перевод ВМ на электроприводы; применение навешенных на ТГ и ГТЗА приводов маломощных ВМ (повышает КПД на 2,4%);

· Применения самопроточной циркуляции в главном конденсаторе на передних ходах корабля за счет динамического напора набегающего потока воды (повышает КПД на 0,9%);

· Уменьшения потерь теплоты с забортной водой — прокачивание маслоохладителя, эжекторов и других теплообменных аппаратов конденсатом (повышает КПД на 0,5%);

· Замены эжекторов вакуумными насосами (повышает КПД на 0,2%).

Таким образом, применяя одно из перечисленных мероприятий или комбинируя некоторые из них можно существенно повысить экономичность и КПД КТЭУ в целом.

1.2 Выбор количества линий вала

Выбор количества валопроводов производится исходя из следующих критериев:

· Обеспечение высокой маневренности корабля и простоты управления;

· Резервирование установки в случае возникновения аварий и получении боевых повреждений.

Для КТЭУ эсминца принимаем 2-х вальную установку, обладающую следующими преимуществами:

· Высокой маневренностью и лучшей управляемостью по сравнению с одновальной установкой;

· Обеспечением высокой устойчивостью корабля на курсе;

· Возможностью управления движением и маневрированием при выходе из строя рулевого управления;

· Высокой степенью живучести, возможности осуществления парциальной работы (под одной линией вала при выходе из строя другой линии вала или одного борта установки);

· Меньшей вибрацией по сравнению с одновальной установкой;

· Лучшей технологичностью и ремонтопригодностью (в 2-х вальных установках руль не препятствует выемке наружу гребного или дейдвудного вала).

Направление вращения винтов выбираем исходя из условий обеспечения надежности их работы, маневренности и управляемости корабля. Целесообразно выбрать винты фиксированного шага. Гребные винты на переднем ходу должны вращаться наружу — т. е. от бортов вниз и внутрь.

1.3 Выбор схемы общего размещения КТЭУ на корабле

При размещении механизмов и оборудования КТЭУ на корабле должны быть учтены следующие основные требования:

· Компактность размещения и обеспечение минимальной длины энергетических помещений;

· Обеспечение минимальной протяженности паропроводов, трубопроводов и газоходов;

· Обеспечение живучести установки и ее действия при получении боевых и других повреждений;

· Обеспечение резервирования главных и вспомогательных механизмов;

Проанализируем возможные схемы размещения КТЭУ:

Линейное размещение:

Этот способ размещения подразумевает наличие котельного (или котельных) и следующего непосредственно за ним машинного (машинных) отделений.

Схема 3.1.а обеспечивает достаточную компактность размещения главных механизмов, небольшую протяженность главных паропроводов и систем, но обладает пониженной живучестью в случае получения боевых повреждений из-за размещения всех котлов в одном котельном отделении и всех ГТЗА в одном машинном отделении.

Схема 3.1.б обладает повышенной живучестью за счет размещения турбин и котлов в своем индивидуальном отсеке, но имеет весьма протяженные системы и паропроводы и большую относительную длину энергетических помещений.

Эшелонное размещение:

Этот способ размещения КТЭУ подразумевает расположение одного или нескольких котлов в котельных отделениях и следующего за ними турбинного отделения, образующих вместе 1 эшелон установки. Количество эшелонов КТЭУ соответствует числу линий валов корабля.

Особенностями эшелонного размещения КТЭУ являются:

· Повышенная живучесть установки за счет размещения главных механизмов в отдельных отсеках;

· Большая протяженность паропроводов и систем;

· Большая длина линий валов (особенно ГТЗА носового эшелона);

· Большая протяженность энергетических отсеков по длине корабля;

Совмещенно — эшелонное размещение:

Особенностью размещения является расположение главных механизмов одного эшелона (два главных котла и ГТЗА) в одном отсеке — машинно — котельном отделении. Количество МКО определяется числом линий валов. В каждом МКО побортно размещаются два главных котла и один ГТЗА. Размещение котлов и ГТЗА в одном отсеке значительно сокращает длину паропроводов и основных систем ГЭУ, сокращает общую длину МКО и энергетических отсеков. Между носовым и кормовым МКО размещают отсек вспомогательных механизмов со вспомогательной котельной и конденсационной установками, турбогенератором, пароэжекторными холодильными машинами, опреснительной установкой и обслуживающими их системами и механизмами.

Совмещенно-эшелонное размещение обеспечивает максимальную живучесть ЭУ за счет сокращения длины систем, включения промежуточного отсека между НМКО и КМКО и размещения вспомогательной установки в дополнительном отсеке.

ОВМ и УК размещается на мидель-шпангоуте, т.к. в этом помещении расположены системы, механизмы и рули активных успокоителей качки. НМКО и КМКО расположены через переборки от ОВМ и УК.

Для размещения КТЭУ на корабле класса «эсминец» выбираем совмещенно-эшелонную схему, обеспечивающую повышенную живучесть ЭУ и максимальную компактность.

Для обеспечения гарантированного спасения личного состава при авариях и боевых повреждениях в каждом МКО предусматриваются два выхода на первую непроницаемую палубу, один главный и один запасной. Аварийный и запасной выходы целесообразно располагать в противоположных частях отсека и с разных бортов. Все выходы и площадки обслуживания снабжаются системой водяных завес для обеспечения безопасного выхода экипажа из энергетических помещений при авариях и боевых повреждениях.

1.4 Выбор тепловой схемы КТЭУ

Род тепловой схемы КТЭУ выбираем исходя из основных режимов работы установки, обеспечения необходимой маневренности, надежности работы на различных нагрузках, степени резервирования основных механизмов и экономичности энергетической установки.

Для КТЭУ корабля класса «эсминец» выбираем регенеративную тепловую схему, обеспечивающую подогрев питательной воды и, соответственно, больший КПД и экономичность по сравнению с нерегенеративными тепловыми схемами.

Проанализируем особенности регенеративных тепловых схем 1, 2 и 3 рода.

Регенеративные тепловые схемы 1-го рода:

Областью применения сложных тепловых схем первого рода с промежуточным отбором пара из главных турбин является ПСУ транспортных судов, у которых до 90% и более ходового времени — полный ход. Для ПСУ таких судов на первое место выходят вопросы экономичности установки и обеспечение ее стабильной работы на основном ходовом режиме. Автоматизировать такую установку сложно, но учитывая, что она работает практически все время в одном режиме, от средств автоматики в основном требуется обеспечение стабильной работы установки на расчетном режиме хода. В установках, длительное время работающих на средних и малых ходах (что характерно для установки корабля класса «эсминец»), применение схем первого рода крайне затруднительно.

Регенеративные тепловые схемы 2-го рода:

Как правило на военных кораблях недостаточно места в МКО для размещения сложных регенеративных схем с отборами пара, а на первое место вместо экономичности энергетической установки выходят такие качества как надежность работы, высокая маневренность, малые массогабаритные показатели, способность работать в различных динамических режимах, в том числе при резких сменах ходовых режимов и осуществлении частых и глубоких реверсов. На таких кораблях используют тепловые схемы второго рода, в которых регенерация тепла осуществляется отработавшим паром вспомогательных механизмов. Одним из достоинств такой тепловой схемы является то, что параметры отработавшего пара, которым осуществляется регенерация тепла, постоянны и не зависят от ходовых режимов.

Регенеративные тепловые схемы 3-го рода:

В таких тепловых схемах регенерация тепла в цикле осуществляется как за счет промежуточного отбора пара из турбины, так и за счет теплоты отработавшего пара вспомогательных механизмов. Такие схемы сложны, трудно поддаются автоматизации, и применение их на военном корабле нецелесообразно.

Исходя из изложенного для КТЭУ корабля класса «Эсминец» выбираем регенеративную тепловую схему 2-го рода с регенерацией тепла отработавшего пара вспомогательных механизмов.

В свою очередь в регенеративных тепловых схемах второго рода для предварительного подогрева питательной воды могут применятся водоподогреватели поверхностного и смесительного типов. Выбираем регенеративную тепловую схему 2-го рода с водоподогревателем смесительного типа (деаэратором), как обеспечивающую более высокий КПД и более высокое качество питательной воды за счет дополнительной ступени деаэрации.

1.5 Выбор состава, типа и количества главных и вспомогательных механизмов КТЭУ

Главные механизмы

Состав, тип и количество главных механизмов выбираем исходя из основных требований, предъявляемых к энергетической установке:

· Обеспечения заданной скорости корабля ~ 32 уз;

· Высокой маневренности;

· Высокой живучести;

· Резервирования главных механизмов для обеспечения работы установки при получении боевых и аварийных повреждений;

· Надежности работы главной и вспомогательной энергетических установок на всех ходовых и стояночных режимах;

· Способности работы в широком диапазоне мощностей;

· Достаточной экономичности при работе на различных режимах;

· Компактности размещения КТЭУ;

· Минимальной протяженности паропроводов и систем.

Главные котлы

В качестве главных котлов выбраны высоконапорные автоматизированные водотрубные котлы с естественной циркуляцией.

Учитывая некоторые недостатки, присущие водотрубным котлам с естественной циркуляцией, а именно:

· Ограниченные возможности экранирования топок;

· Предельно допустимое давление пара 8,59,0 МПа;

· Изменение температуры перегретого пара при изменении нагрузки;

водотрубные котлы с естественной циркуляцией обладают следующими преимуществами перед другими типами котлов:

· Высокой маневренностью (время разводки котлов до начала отбора пара составляет от 8 до 30 минут, переход с режима на режим — в течение 1 минуты);

· Стабильностью в работе в широком диапазоне нагрузок и на переходных режимах;

· Малыми массогабаритными показателями (особенно у высоконапорных котлов);

· Возможностью одновременного отбора перегретого и насыщенного пара;

· Обеспечением проведения внутрикотловой обработки воды, из-за чего отпадает необходимость питания котла водой очень высокого качества;

· Легкой автоматизацией процессов, происходящих в котле;

· Более простой технологией изготовления и ремонта.

Исходя из условий резервирования основных механизмов и обеспечения необходимой мощности ГЭУ в составе энергетической установки выбраны 4 главных высоконапорных (с газотурбинным наддувом) водотрубных автоматизированных котла с естественной циркуляцией типа КВГ-3, установленных попарно в каждом эшелоне (носовое и кормовое МКО) и работающих параллельно на один ГТЗА своего эшелона.

Применение газотурбинного наддува и повышенного давления в топке значительно интенсифицирует процессы перемешивания топлива с воздухом и сгорания смеси в топке котла, значительно улучшает процессы теплопередачи в трубных поверхностях нагрева котла, увеличивает теплонапряженность топочного объема и позволяет сократить массогабаритные показатели высоконапорного котла по сравнению с котлами с вентиляторным дутьем (при аналогичных параметрах пара и паропроизводительности) в 58 раз.

Подробное описание характеристик котла и обоснование выбора компоновочной схемы и основных элементов главного котла будут даны в специальной (третьей) части проекта.

Главные турбозубчатые агрегаты (ГТЗА)

ГТЗА корабля класса «эсминец» должны обеспечивать:

· Достаточную мощность для развития полной боевой скорости ~ 32 уз;

· Высокую маневренность корабля;

· Высокую экономичность в широком диапазоне изменения скоростей хода для обеспечения установленной дальности плавания;

· Достаточную мощность для развития заднего хода и осуществления реверса;

· Продолжительные режимы задних ходов и буксировки;

· Высокую живучесть энергетической установки;

· Минимальные массогабаритные показатели;

· Удобство проведения осмотров, обслуживания, регламентных и ремонтных работ.

В качестве главных турбин выбраны 2-х корпусные активные турбины, включающие в себя ступени малых ходов и турбину заднего хода.

Активные турбины, несмотря на некоторые недостатки (возможность теплового погиба ротора, несколько меньший КПД активной ступени), по сравнению с реактивными турбинами обладают следующими преимуществами:

· Меньшей массой ротора дискового типа, обеспечивающей лучшие условия прогрева и, соответственно, повышенные маневренные характеристики по сравнению с ротором барабанного типа;

· При одинаковом срабатываемом теплоперепаде число ступеней активной турбины примерно в два раза меньше числа ступеней реактивной турбины, что обеспечивает уменьшение длины и массы ротора и турбоагрегата в целом;

· Обеспечивается простой способ регулирования мощности (сопловое регулирование);

· При прочих равных условиях величина температурных и суммарных напряжений в дисковом роторе меньше, чем в барабанном, что повышает маневренные характеристики ГТЗА;

· Обладают лучшей технологичностью конструкции (более простая термообработка, контроль однородности металла ротора и т. д.)

Выбор двухкорпусной турбины и разбиение проточной части на турбины высокого (ТВД) и низкого (ТНД) давления обоснованы сокращением общей длины турбоагрегата и длины МКО, обеспечением жесткости ротора.

В состав каждого ГТЗА входят: турбина высокого давления (ТВД), турбина низкого давления (ТНД), турбина заднего хода (ТЗХ), редуктор, главный конденсатор, звукоизолирующая муфта (ЗИМ), вспомогательный упорный подшипник (ВУП), валоповоротное устройство (ВПУ), тормоз, органы регулирования мощности (маневровое устройство).

Турбина высокого давления (ТВД) — однопоточная, активная, конструктивно включает в себя:

· Регулировочную ступень;

· 6 ступеней малых ходов;

· 3 ступени полных ходов.

Регулировочная ступень выполнена в виде двухвенечной ступени скорости. Двухвенечные ступени способны срабатывать значительные теплоперепады в довольно широком диапазоне начальных параметров и расходов пара с достаточно высоким КПД. Применение двухвенечной регулировочной ступени позволяет сократить общее количество ступеней турбины и уменьшить длину ротора.

Ступени малых ходов представляют собой турбину экономического хода, конструктивно расположенную в одном корпусе с ТВД. Применение ступеней экономического хода, специально рассчитанных под малые расходы и пониженные начальные параметры пара, обосновано повышением экономичности работы ГТЗА на малых оборотах для обеспечения значительных по продолжительности (до 80% общего времени) ходовых режимов корабля класса «эсминец» с поисковой и экономической скоростью.

Ступени полных ходов расположены за ступенями малых ходов по ходу пара. Ступени малых и полных ходов выполнены в виде одновенечных ступеней давления.

Корпус ТВД собран на раме. Кормовая часть корпуса связана с рамой гибкой опорой, позволяющей корпусу расширяться в осевом направлении. Носовая часть корпуса ТВД зафиксирована установочными болтами.

Турбина низкого давления (ТНД) — активная, двухпоточная, со сходящимися потоками пара, конструктивно включает в себя:

· 5 ступеней передних ходов — 2 сходящихся потока;

· турбину заднего хода (ТЗХ) — 2 расходящихся потока.

Выбор разделения потоков пара в ТНД вызван стремлением снизить длину рабочих лопаток последних ступеней турбины, облегчить условия работы и снизить нагрузку на рабочие лопатки последних ступеней, уменьшить радиальные размеры ТНД, обеспечить разгрузку ротора ТНД и упорного подшипника от осевых усилий.

Турбина заднего хода (ТЗХ) конструктивно выполнена двухпоточной с расходящимися потоками пара в виде 2-х двухвенечных регулировочных ступеней, расположенных между потоками пара ступеней переднего хода (в центральной части ротора ТНД). Двухвенечные ступени ТЗХ способны сработать значительные теплоперепады с достаточно высоким КПД и обеспечить требуемую мощность установки на заднем ходу порядка 25% от полной мощности переднего хода. Разделение потоков пара в ТЗХ обеспечивает разгрузку ротора ТНД, где конструктивно расположена ТЗХ, от осевых усилий.

Корпус ТНД опирается носовым концом на гибкую опору, а кормовым — на корпус редуктора. При нагревании корпус ТНД расширяется в сторону носа.

Гибкие опоры ТВД и ТНД устанавливаются с предварительным натягом, который при нагревании корпусов выбирается и стойки гибких опор разгружаются.

Редуктор предназначен для снижения частоты вращения турбин до частоты вращения, оптимальной для работы движителя. В качестве редуктора выбран цилиндрический зубчатый двухступенчатый редуктор с раздвоением мощности, с расположением 1-й ступени за 2-й. В нише под 1-й ступенью расположен вспомогательный упорный подшипник.

К шестерни 1-й ступени ТНД подключается тормоз, к шестерни 1-й ступени ТВД — валоповоротное устройство.

Валоповоротное устройство предназначено для медленного вращения роторы турбины при ее прогревании или при охлаждении после вывода из действия, во избежание возникновения тепловых погибов. Выбрано ВПУ с реверсивным электроприводом и 2-х ступенчатой червячной передачей. Сообщение передачи ВПУ с зацепление редуктора производится вручную. С целью предотвращения поломки ВПУ при пуске турбины, в систему защиты ГТЗА введен сигнал о включении-выключении ВПУ.

Вспомогательный упорный подшипник — предназначен для восприятия осевых усилий, возникающих при работе зубчатой передачи, и осевых усилий со стороны линии вала.

Главный конденсатор — предназначен для конденсации отработавшего в главной турбине пара, сбора этого конденсата, проведения первой ступени деаэрации, создания вакуума за последней ступенью турбины. В качестве главного конденсатора выбран конденсатор поверхностного типа, одноходовой по забортной воде, регенеративный, 2-х пучковый, с принудительной циркуляцией забортной воды на скоростях хода до 1012 уз и самопроточный на скоростях переднего хода более 10 12 уз, поперечного расположения.

Между пучками трубных систем образовано пространство, по которому часть пара поступает, не конденсируясь, до поверхности конденсата и осуществляет его регенерацию (предварительный подогрев). За счет нагрева конденсата практически до температуры насыщения (с небольшим недогревом) происходит процесс выделения растворенных в конденсате газов (первая ступень деаэрации).

Поперечное расположение главного конденсатора выбрано исходя из условий уменьшения длины МКО. Забор охлаждающей воды осуществляется через приемное устройство, расположенное около диаметральной плоскости корпуса корабля, слив — через отливные патрубки, расположенные в борту корабля в подводной части корпуса. Для улучшения условий слива отливные патрубки со стороны носовой части корпуса снабжены козырьками.

Органы регулирования мощности ГТЗА.

Для обеспечения регулирования мощности главной турбины в широком диапазоне ходовых режимов применена следующая схема:

· на малых оборотах регулирование мощности ГТЗА производится дроссельно-сопловым способом с блокированными сопловыми клапанами — при пониженных начальных параметрах пара, выдаваемых главными котлами;

· на повышенных оборотах для изменения мощности осуществляется сочетание дроссельно-соплового регулирования с обводным регулированием ступеней малых ходов с помощью байпасных клапанов, перепускающих часть потока пара помимо ступеней экономического хода на ступени полного хода (схема с внутренним обводом пара ступеней экономического хода) — при пониженных начальных параметрах пара, выдаваемых главными котлами;

· на оборотах от повышенных до максимально возможных (после практически полного открытия сопловых и байпасных клапанов) развитие хода осуществляется плавным повышением параметров пара в главных котлах (схема регулирования со скользящими параметрами пара).

Таким образом, для осуществления данной схемы регулирования мощности, в состав органов регулирования входят:

· 3 группы сопел — каждая со своим индивидуальным сопловым клапаном:

? 1 группа — 8 сопел, сопловый клапан 105 мм;

? 2 группа — 8 сопел, сопловый клапан 105 мм;

? 3 группа — 19 сопел, сопловый клапан 165 мм;

· 2 байпасных клапана;

· маневровый клапан заднего хода (МКЗХ) — для осуществления режимов задних ходов.

Соответствие положения органов регулирования мощности ГТЗА различным ходовым режимам приведено в таблице 2:

Таблица 2. Соответствие положения органов регулирования мощности ГТЗА развиваемым ходам

На малых ходах пар через открытые сопловые клапаны поступает к группам сопл и проходит последовательно через регулировочную ступень, ступени экономического хода и ступени полного хода. При дальнейшем развитии хода, по мере открытия байпасных клапанов, часть пара обводится вокруг ступеней экономического хода, и при полностью открытых байпасных клапанах практически весь пар проходит через проточную часть ступеней полного хода. На больших ходах некоторая часть пара (до 10% от общего расхода через турбину) продолжает поступать на ступени малых ходов с целью охлаждения ступеней экономического хода при их холостом вращении (нагрев из-за вентиляционных потерь).

Исходя из условий резервирования главных механизмов и обеспечения необходимой мощности, в состав энергетической установки выбраны 2 двухкорпусных ГТЗА типа ТВ12-4 (ГТЗА-674), установленных по одному в каждом эшелоне (носовое и кормовое МКО) и получающих перегретый пар от двух главных параллельно работающих котлов своего эшелона.

Вспомогательные механизмы и теплообменные аппараты

Состав, тип и количество вспомогательных механизмов и теплообменных аппаратов выбираем исходя из состава систем, обслуживающих работу главных механизмов и энергетической установки в целом.

Состав основных систем и вспомогательных механизмов котельной установки

Для обеспечения работы котельной установки на различных режимах и проведения всех положенных регламентных работ в ее состав входят следующие системы, механизмы и теплообменные аппараты:

А) Топливная система — предназначена для непрерывной подачи топлива в котлы в количестве, обеспечивающем поддержание заданного давления пара, с температурой, обеспечивающей качественное распыливание и сгорание топлива.

Топливная система включает в себя следующее оборудование:

· топливный турбонасос (ТНН) — 1 на эшелон;

· топливный электронасос (ЭНН) — 1 на эшелон;

· подогреватель топлива паровой — 1 на эшелон;

· подогреватель топлива электрический — 1 на эшелон;

· фильтры холодного и горячего топлива — по 1 на эшелон;

· расходную топливную цистерну;

· систему регулирования горения, регуляторы, арматуру, КИП, трубопроводы.

Топливная система является единой для двух котлов одного эшелона. На малых нагрузках в работе находится топливный турбонасос, обороты которого регулируются в зависимости от нагрузки котла. Электронасос ЭНН пускается автоматически при увеличении нагрузки или падении давления топлива ниже допустимого (аварии ТНН). Предусмотрены также запуск и остановка ЭНН вручную (дистанционно из ПДУ). Паровой подогреватель топлива совместно с регулятором температуры обеспечивают подогрев топлива, поступающего к форсункам главных котлов, до температуры, обеспечивающий качественный распыл и сгорание. Электроподогреватель используется для ввода в действие котлов при отсутствии пара на корабле (без участия вспомогательной котельной установки). Схема топливной системы показана в приложении к дипломному проекту совместно с системой регулирования горения.

Б) Система подачи воздуха и отвода дымовых газов — предназначена для подачи в топки котлов воздуха в количестве, обеспечивающем качественное сгорание топлива с необходимым коэффициентом избытка воздуха, а также отвод продуктов сгорания в дымовую трубу.

Система включает в себя следующее оборудование:

· турбонаддувочный агрегат (ТНА) — 1 на котел;

· приемные решетки, фильтры и воздуховоды;

· воздухонаправляющие устройства (ВНУ) главных котлов (по количеству форсунок на котле);

· газоочистное устройство и газоходы;

· газоохлаждающее устройство эжекционного типа, расположенное в дымовой трубе;

· Регуляторы, арматуру, приборы теплоконтроля, газовые и воздушные заслонки.

При работе главных котлов воздух забирается из атмосферы через приемные устройства, сжимается в осевом компрессоре ТНА до давления ~ 0,2 МПа, подается под повышенным давлением в кожух котла (межобшивочное пространство), проходит регистры ВНУ и поступает в топку в количестве, необходимом для полного и качественного сгорания топлива. Дымовые газы, отдав тепло поверхностям нагрева котла, поступают в газоочистное устройство, где очищаются от сажистых частиц и механических примесей, и из него — в газовую турбину ТНА. Мощность, вырабатываемая газовой турбиной, используется для привода турбокомпрессора ТНА. На малых нагрузках котла небаланс мощностей газовой турбины и турбокомпрессора восполняется мощностью добавительной паровой турбины, включающейся в работу автоматически. После газовой турбины ТНА дымовые газы поступают в газоохлаждающее устройство, понижающее их температуру на срезе дымовой трубы до ~ 100 ^оС с целью снижения теплового поля корабля.

В) Питательная система — предназначена для непрерывной подачи в котел питательной воды заданной температуры в количестве, обеспечивающем поддержание уровня воды в паровом коллекторе котла в допустимых пределах.

Питательная система включает в себя следующее оборудование:

· Питательный насос — 2 на 1 эшелон;

· Бустерный насос — 2 на 1 эшелон;

· Деаэратор — 1 на эшелон;

· Расходные цистерны питательной воды (РЦПВ) — 2 на 1 эшелон;

· Регулирующую, запорную и защитную арматуру, трубопроводы, КИП;

Конструктивно питательный и бустерный насосы (совместно с конденсатным насосом) объединены в один механизм с общим турбоприводом — питательный конденсатно-бустерный турбоагрегат (ПКБТ). Объединение трех насосов в один турбоагрегат (групповой привод) снижает количество маломощных турбоприводов с низким КПД, заменяя их одним турбоприводом большой мощности с высоким КПД. За счет применения группового привода уменьшаются массогабаритные показатели установки и увеличивается общий КПД тепловой схемы. Нормально в работе каждого эшелона (2 главных котла + 1 ГТЗА) находится 1 ПКБТ. Второй ПКБТ находится в резерве и готов к немедленному пуску в случае выхода из строя работающего (100% резервирование).

В деаэраторе происходит подогрев конденсата, поступающего от конденсатного насоса, до температуры ~ 100 ^оС за счет тепла отработавшего пара в турбомеханизмах (регенеративная схема 2-го рода с водоподогревателем смесительного типа). Дополнительно в деаэраторе осуществляется удаление растворенных в питательной воде газов, улучшая показатели питательной воды по содержанию в ней кислорода (2-я ступень деаэрации).

Бустерный насос забирает подогретую и обескислороженную питательную воду из деаэратора и подает ее на всасывание питательного насоса, облегчая условия его работы. С напора питательного насоса через регулятор питания вода поступает в экономайзер котла, где подогревается до температуры 150−250 ^оС (в зависимости от нагрузки котла), и далее — в паровой коллектор котла. Протечки конденсата и питательной воды восполняются из РЦПВ непосредственно в главный конденсатор.

Состав основных систем и вспомогательных механизмов турбинной установки

А) Циркуляционная система — предназначена для прокачки главного конденсатора заборной водой и подачи забортной воды на потребители энергетической установки.

Циркуляционная система включает в себя следующее оборудование:

· Циркуляционный турбонасос (ТЦН) — 1 на эшелон;

· Приемные и отливные устройства;

· Главный конденсатор;

· Арматуру, трубопроводы.

Забортная вода через приемный патрубок поступает на всасывание ТЦН осевого типа, и далее — во входные камеры главного конденсатора. Во входных камерах вода распределяется по трубкам трубной системы, отбирает тепло у отработавшего пара, поступает в сливные камеры главного конденсатора и сливается за борт. Для отсечения главного конденсатора по забортной воде перед ТЦН и за сливной водяной камерой устанавливаются клинкетные задвижки.

Помимо главного конденсатора забортная вода с напора ТЦН направляется на маслоохладитель системы смазки ГТЗА, воздухоохладители МКО и на охлаждение цистерны грязных конденсатов (ЦГК). Слив воды из этих элементов КТЭУ производится за сливной камерой главного конденсатора.

Производительность ТЦН регулируется системой РУЗ ГТЗА и зависит от скорости хода корабля. При скорости переднего хода 10−12 уз и выше циркуляционная система работает в режиме самопротока.

Б) Конденсатная система — предназначена для забора образовавшегося в главном конденсаторе конденсата и подачи его в ионообменный фильтр (докотловая обработка воды) и далее в деаэратор.

Конденсатная система включает в себя следующее оборудование:

· Конденсатный турбонасос (конструктивно входит в состав ПКБТ) — 2 на 1 эшелон;

· Ионообменный фильтр — 1 на эшелон;

· Конденсатор выпара деаэратора;

· Трубопроводы, регуляторы, КИП, арматуру.

В конденсатной системе осуществляется предварительная деаэрация конденсата в главном конденсаторе, предварительная регенерация тепла цикла в холодильниках ГЭЖ и ВЭЖ, конденсаторе выпара деаэратора, механическая фильтрация, химическое обессоливание и умягчение конденсата в ионообменном фильтре, окончательные деаэрация и регенеративный подогрев в деаэраторе.

В) Система создания вакуума в главном конденсаторе — предназначена для создания и поддержания вакуума за последней ступенью турбины и в главном конденсаторе и отсоса паровоздушной смеси из главного конденсатора.

Система создания вакуума в главном конденсаторе включает в себя следующее оборудование:

· Главный двухступенчатый пароструйный эжектор (ГЭЖ);

· Конденсатоотводчики, гидрозатворы, трубопроводы.

Г) Система уплотнений главной турбины — предназначена для предотвращения протечек пара из корпуса турбины в МКО при давлении в корпусе выше атмосферного и предотвращения подсоса воздуха из МКО в корпус турбины при давлении в нем ниже атмосферного.

Система уплотнений включает в себя следующее оборудование:

· Уравнительный коллектор системы уплотнений;

· Регулятор системы уплотнений турбин;

· Вспомогательный эжектор системы уплотнений (ВЭЖ);

· Конденсатоотводчики, масляные фильтры, трубопроводы, арматуру.

Паровые камеры концевых уплотнений турбин соединены с уравнительным коллектором, в котором автоматически, с помощью регулятора системы уплотнений, поддерживается постоянное избыточное давление, превышающее атмосферное на 0,004 0,02 МПа. Пар в систему уплотнений подается от системы отработавшего пара вспомогательных механизмов. Вторые камеры уплотнений соединены с эжектором системы уплотнений, который поддерживает в них разрежение 20−30 мм. рт. ст. Паровоздушная смесь отсасывается эжектором и охлаждается в конденсаторе ВЭЖ, прокачиваемом конденсатом.

Д) Система смазки ГТЗА и вспомогательных механизмов — предназначена для обеспечения смазкой опорных и упорных подшипников турбины, зубчатой передачи ГТЗА, подшипников наиболее мощных вспомогательных механизмов (ТНА, ПКБТ) и обеспечения отвода тепла от подшипников ГТЗА, редуктора и вспомогательных механизмов.

Система смазки включает в себя следующее оборудование:

· Масляный турбонасос (ТМН) — 1 на эшелон;

· Масляный электронасос (ЭМН) — 1 на эшелон;

· Маслоохладитель — 1 на эшелон;

· Главные масляные фильтры — 2 на эшелон;

· Маслоподогреватели (паровой и электрический) — по 1 на эшелон;

· Масляный сепаратор — 1 на эшелон;

· Маслоперекачивающий электронасос — 1 на эшелон;

· Трубопроводы, КИП, арматуру.

Нормально в работе находится масляный турбонасос ТМН. Число оборотов ТМН регулируется программно системой РУЗ ГТЗА в зависимости от заданного числа оборотов линии вала. Электромасляный насос включается автоматически при падении давления в системе смазки (выходе из строя ТМН), либо пускается вручную в необходимых случаях (100% резервирование). В режимах проворачивания турбин при прогревании и остывании ротора отвод тепла осуществляется сначала работой ЭМН, а затем маслоперекачивающего электронасоса. Маслоперекачивающий насос также включается автоматически в работу при падении давления в системе смазки ГТЗА и неисправном ЭМН. От системы смазки с напора ТМН и ЭМН имеется перемычка на систему маслоснабжения РУЗ ГТЗА.

Сепаратор масла и маслоподогреватели предназначены для предварительного подогрева масла перед пуском установки в холодное время года и удаления из масла отстоя воды.

Система смазки ГТЗА и ВМ выполнена автономной для каждого эшелона, имеет перемычку для перекачки масла между эшелонами. В качестве масла применено масло турбинное Т-46 или турбинное с присадкой 0,2% олеиновой кислоты Тп-46 по ГОСТ 9972–74.

1.6 Тепловая схема КТЭУ

Построение принципиальной тепловой схемы КТЭУ корабля класса «эсминец» для одного эшелона производим, основываясь на составе систем и основных механизмов и теплообменных аппаратов, обслуживающих работу установки.

Состав основных турбомеханизмов и теплообменных аппаратов КТЭУ для одного эшелона сведен в таблицу 3.

Таблица 3. Состав основных ВМ и ТОА для одного эшелона

Разбивка турбоприводов вспомогательных механизмов на группы

Учитывая большое количество турбомеханизмов и различную потребную мощность для обеспечения работы каждого из них, а также с целью облегчения проектирования малогабаритных и высокоэкономичных турбоприводов, целесообразно все вспомогательные механизмы КТЭУ разбить на группы по начальным и конечным параметрам пара. Значение срабатываемого теплоперепада в каждом турбоприводе ВМ определяется начальными и конечными параметрами пара. Мощность турбопривода определяется величинами срабатываемого теплоперепада, расхода пара и КПД турбопривода.

Разбивка турбоприводов вспомогательных механизмов на группы по начальным параметрам пара

Наиболее мощные турбомеханизмы, для увеличения срабатываемого в турбоприводах теплоперепада, должны работать на полных параметрах пара, вырабатываемых главными котлами. Наименее мощные турбоприводы вспомогательных механизмов целесообразно проектировать с пониженными начальными параметрами пара. Таким образом, в тепловой схеме установки используется два значения начальных параметров пара для турбоприводов вспомогательных механизмов:

· Полные параметры пара — соответствующие параметрам пара в главном паропроводе;

· Пониженные параметры пара — поддерживаемые автоматически в системе слабоперегретого пара за счет дросселирования насыщенного пара из паровых коллекторов главных котлов с добавлением части перегретого пара. Давление в системе слабоперегретого пара поддерживается постоянным с помощью регулятора давления системы вспомогательного пара.

Разбивка турбоприводов вспомогательных механизмов на группы по конечным параметрам пара

Исходя из мощности, необходимой для каждого вспомогательного механизма, возможны два варианта конечных параметров пара:

· Параметры, соответствующие давлению и температуре в главном конденсаторе — конденсационная группа механизмов;

· Параметры, соответствующие давлению и температуре в системе отработавшего пара — противодавленческая группа механизмов.

Группы вспомогательных механизмов

Таким образом, исходя из начальных и конечных параметров пара, получаем 4 группы турбомеханизмов, которые сведены в таблицу 4:

Таблица 4. Группы вспомогательных турбомеханизмов

· Группа 1А: ВМ, работающие на полных параметрах пара и сбрасывающие отработавший пар в систему отработавшего пара;

· Группа 2А: ВМ, работающие на полных параметрах пара и сбрасывающие отработавший пара на главный конденсатор;

· Группа 1Б: ВМ, работающие на пониженных параметрах пара и сбрасывающие отработавший пар в систему отработавшего пара;

· Группа 2Б: ВМ, работающие на пониженных параметрах пара и сбрасывающие отработавший пар на главный конденсатор.

Учитывая разбиение вспомогательных турбомеханизмов на группы, состав вспомогательных механизмов и теплообменных аппаратов, наличие систем главного пара, вспомогательного слабоперегретого пара, отработавшего пара, принципиальная регенеративная тепловая схема 2-го рода с водоподогревателем смесительного типа для энергетической установки корабля примет вид, изображенный на рис. 7.

Развернутая тепловая схема для КТЭУ одного эшелона совместно с тепловой схемой вспомогательной ЭУ и связями с другим эшелоном изображена в приложении к дипломному проекту.

Описание тепловой схемы КТЭУ

В КТЭУ корабля класса «эсминец» применена регенеративная тепловая схема 2-го рода с одноступенчатым подогревом питательной воды в водоподогревателе смесительного типа (деаэраторе) за счет тепла отработавшего пара вспомогательных механизмов 1-й группы. Предусмотрена регенерация тепла в деаэраторе, главном и вспомогательном эжекторах, конденсаторе выпара деаэратора, водоподогревателе вспомогательного котла.

Главный цикл КТЭУ

Перегретый пар от главных стопорных клапанов главных котлов эшелона направляется по системе главного пара к маневровым устройствам и сопловым клапанам ТВД или маневровому клапану заднего хода ГТЗА. Из ТВД пар по ресиверам поступает к первой ступени ТНД. Отработавший в главной турбине пар конденсируется в главном конденсаторе. Конденсат забирается конденсатным насосом ПКБТ и подается в деаэратор, проходя последовательно через холодильники ГЭЖ и ВЭЖ, ионообменный фильтр, конденсатор выпара деаэратора. В эжекторах ГЭЖ и ВЭЖ, конденсаторе выпара деаэратора и в самом деаэраторе происходит регенерация тепла цикла, в ионообменном фильтре — умягчение и обессоливание конденсата и удаление из него растворенных газов. Для устойчивой работы эжекторов на малых нагрузках предусмотрена система рециркуляции конденсата, обеспечивающая прокачку конденсата через холодильники эжекторов расходом не менее 40 т/ч. Избыток воды через клапан рециркуляции, совмещенный с регулятором уровня в главном конденсаторе (РУК), поступает обратно в главный конденсатор.

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);

· Маслои 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

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

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

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

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

Для работы котла КВГ-3 используются мазуты флотские Ф5 и Ф12 по ГОСТ 10 585– — 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

Таблица 10. Маневренные характеристики котла

2.3 Конструктивная схема и устройство основных элементов котла КВГ-3

Компоновка основных частей котла

Котел водотрубный, высоконапорный, главный, с естественной циркуляцией, с 2-х фронтовым отоплением, с вертикальным 3-х ходовым и 2-х коллекторным пароперегревателем, гладкотрубным некипящим змеевиковым горизонтальным экономайзером, однопоточный по ходу газов.

Преимуществами такой компоновочной схемы являются:

· Относительная простота конструкции котла (все поверхности нагрева расположены в едином кожухе);

· Относительная простота системы автоматического регулирования;

· Размещение газовой турбины ТНА в области низких температур за экономайзером не требует применения дорогостоящих жаропрочных сплавов для изготовления проточной части.

Недостатки примененной компоновочной схемы:

· КПД котла ограничен величинами ~ 82−83%; при выборе бульших значений КПД температура газов перед газовой турбиной ТНА становится слишком низкой, что не позволяет получить нужную мощность без развития проточной части газовой турбины и обеспечения сравнительного большого ее КПД;

· Относительно большой небаланс мощностей газовой турбины и турбокомпрессора на пониженных нагрузках влечет за собой повышенную мощность добавительной паровой турбины и увеличивает расход пара на нее (особенно если баланс ТНА выполнен для полных нагрузок котла);

Паровой котел: двухколлекторный, с одним контуром естественной циркуляции, выполнен по единой компоновочной схеме. Применение двухколлекторной одноконтурной схемы водотрубного котла вызвано стремлением:

· максимально упростить конструкцию котлоагрегата;

· снизить массогабаритные показатели котла;

· обеспечить высокую маневренность котла и энергетической установки в целом;

· упростить обслуживание котлоагрегата в процессе эксплуатации.

В котле выбран факельный способ сжигания жидкого топлива в струе поступающего воздуха, как обеспечивающий высокую маневренность и простоту автоматизации. Сжигание топлива обеспечивается с помощью шести топочных устройств, расположенных с двух фронтов котла — по три с каждого фронта. Двустороннее расположение топочных устройств и их «встречная» работа обеспечивают отсутствие застойных зон в топке котла, полное заполнение факелом топочного объема, максимальную турбулизацию потоков, качественное перемешивание топлива с воздухом, полное сгорание топлива в пределах топочного объема и улучшает теплопередачу в конвективных поверхностях нагрева и в топке.

Котел имеет парообразующую, пароперегревательную и экономайзерную поверхности нагрева, расположенные последовательно по ходу газов.

Парообразующая часть котла состоит из подъемных труб, включающих в себя экранный и конвективный испарительные пучки труб, замкнутые на паровой и водяной коллекторы. Парообразующие трубы экранного ряда и первых рядов основного конвективного пучка образуют топочную камеру, ограниченную со стороны топочных фронтов передней и задней стенками внутреннего кожуха и футеровкой котла. За экранным рядом труб в необогреваемой части котла расположены 4 ряда опускных труб, также замкнутых на паровой и водяной коллекторы. Паровой и водяной коллекторы, подъемные трубы экранного и конвективного испарительного пучков и необогреваемые опускные трубы образуют контур естественной циркуляции.

Пароперегреватель: 2-х коллекторный, вертикальный, 3-х ходовой, расположен за конвективным парообразующим пучком труб по всей ширине газохода. Такая конструкция пароперегревателя обладает следующими преимуществами:

· простота изготовления и технического обслуживания;

· образует достаточно жесткую конструкцию;

· обеспечивает тепловые расширения трубной системы;

· допускает надежное сухое и мокрое хранение и проведение режимов внутренней химической и механической чисток.

С целью обеспечения надежности работы трубной системы пароперегревателя и требуемых параметров пара, применена трехходовая по ходу пара схема вертикального пароперегревателя. Первый ход пара осуществляется из парового коллектора котла в нижний коллектор пароперегревателя по всей ширине газохода. Второй ход пара — из нижнего коллектора пароперегревателя в верхний — в центральной части газохода, и третий — на периферийных участках газохода. Такая схема организации движения пара выбрана из условий надежного охлаждения наиболее теплонапряженных участков трубной системы более холодным паром. Схема организации движения пара в пароперегревателе изображена на рис. Х.

Экономайзер — гладкотрубный, змеевиковый, горизонтальный, односекционный. Наличие экономайзера позволяет повысить КПД котла за счет более полного использования температуры уходящих из котла газов для предварительного подогрева питательной воды. Змеевиковая конструкция экономайзера хорошо вписывается в газоход котла. Трубы выполнены гладкими, без оребрения, что позволяет снизить аэродинамическое сопротивление газохода, упростить и удешевить изготовление экономайзера, снизить трудоемкость его обслуживания. В котле применен некипящий экономойзер, как обеспечивающий бульшую надежность работы, по сравнению с кипящими. В некипящих экономайзерах питательная вода имеет недогрев до кипения в несколько градусов. Недогрев питательной воды до кипения снижает КПД котла в целом, но обеспечивает уменьшение гидравлических сопротивлений трубной системы экономайзера и увеличивает надежность естественной циркуляции в контуре.

Турбонаддувочный агрегат конструктивно размещен в самом конце газохода котла. ТНА состоит из одноступенчатой газовой турбины, восьмиступенчатового осевого компрессора и добавительной паровой турбины. Осевой компрессор размещен на одном валу с газовой турбиной. Добавительная паровая турбина присоединена к валу турбокомпрессора через редуктор. Во избежание эрозионного износа лопаток газовой турбины, в газоходе котла после экономайзера перед газовой турбиной установлено газоочистное устройство.

Устройство и работа составных частей котла

В состав котлоагрегата входят следующие основные узлы:

· Корпус котла и пароперегревателя;

· Внутренние части коллекторов;

· Экономайзер;

· Газоочистное устройство;

· Внутренний и наружный кожухи;

· Кирпичная кладка и изоляция;

· Опорная рама;

· Топочные устройства;

· Арматура;

Корпус котла и пароперегревателя

Корпус котла образован парообразующими трубами основного (конвективного) испарительного пучка, экрана, а также опускными необогреваемыми трубами, замкнутыми на водяной и паровой коллекторы. В состав корпуса входят трубы пароперегревателя, замкнутые на паровой коллектор, верхний и нижний коллекторы пароперегревателя.

Основной парообразующий пучок состоит из 9 рядов труб. Первый притопочный ряд выполнен прореженным, из труб увеличенного диаметра 38Ч3 (31 труба). Остальные восемь рядов — из труб 30Ч3. Два первых ряда труб 30Ч3 имеют шахматное строение (32 и 31 трубы в каждом ряду), последующие шесть рядов — коридорное строение (по 63 трубы в каждом ряду). Концевые части труб каждого ряда коридорного строения в районе входа в коллекторы разведены на два ряда.

Экран выполнен однорядным из труб 30Ч3 (73 трубы), образующих сплошную стенку, защищающую от обогрева опускные трубы. Экранный ряд в районе присоединения к коллекторам также разведен на два ряда.

Опускные трубы 57Ч3,5 образуют 4 ряда шахматного строения (84 трубы по 21 в каждом ряду). Опускные трубы расположены за экранным рядом труб.

Пучок труб пароперегревателя расположен за основным парообразующим пучком (по ходу газов) и состоит из 10 рядов труб 20Ч2,5 шахматного строения. Первые три ряда и 40 труб 4-го ряда соединяют паровую полость парового коллектора с нижним коллектором пароперегревателя, 26 труб 4-го ряда и трубы с 5-го по 10-й ряд замыкаются на верхний и нижний коллекторы пароперегревателя.

Крепление парообразующих, пароперегревательных и опускных труб в коллекторах осуществляется с помощью вальцовки.

Паровой коллектор 1100, сварной, имеет обечайку и приварные штампованные днища. Обечайка состоит из обертки толщиной 50 мм и трубной доски толщиной 75 мм, в которой крепятся трубы парообразующей и перегревательной части.

На переднем днище коллектора имеется лазовое отверстие размером 300Ч400 с лазовым затвором, снабженным поворотным устройством.

Водяной коллектор 450 выполнен сварным из цельнокатаной трубы и двух кованных приваренных встык днищ. На днищах имеются лазовые отверстия 280Ч380 с лазовым затвором.

Верхний коллектор пароперегревателя 377 выполнен сварным из бесшовной трубы 377Ч30 и двух приваренных встык кованых днищ. На днищах имеются лазовые отверстия 200Ч250 с лазовым затворами.

Материалы корпуса котла:

· Трубы парообразующего пучка — сталь 05Х12Н2М;

· Трубы пароперегревателя — сталь 12Х1МФ;

· Опускные трубы — сталь 05Х12Н2М;

· Паровой коллектор — сталь 23Г2Д;

· Водяной коллектор и нижний коллектор пароперегревателя — сталь 15ХМ;

· Верхний коллектор пароперегревателя — сталь 12Х1МФ.

Внутренние части коллекторов

Внутренние части парового коллектора обеспечивают:

· устойчивую циркуляцию воды в контуре;

· равномерное распределение питательной воды по коллектору и подачу ее к опускным трубам;

· сепарацию пара;

· отбор насыщенного пара на потребители;

· подвод насыщенного пара к пароперегревателю;

· отбор проб котловой воды для анализа;

· проведение внутрикотловой обработки воды.

Внутренние части парового коллектора состоят из следующих элементов:

· патрубков паровых выгородок, имеющих в верхних частях отверстия для прохода пара;

· среднего дырчатого щита;

· паровой выгородки;

· питательной трубы с водоразделительными перегородками;

· системы верхнего продувания;

· трубы отбора проб котловой воды.

Дырчатые щиты обеспечивают выравнивание нагрузки парового и водяного объемов парового коллектора. Погруженный дырчатый щит состоит из 6 панелей с отверстиями Ж 8 мм, и расположен в водяном объеме коллектора. Средний дырчатый щит расположен над погруженным и состоит из 7 панелей с отверстиями Ж 12 мм.

Паровая выгородка выполнена из 7 частей и предназначена для сообщения парового пространства парового коллектора с трубами первого хода пароперегревателя. Паровая выгородка имеет патрубок с крышками, обеспечивающими возможность доступа к трубам первого хода пароперегревателя изнутри парового коллектора.

Питательная труба состоит из переднего и заднего звеньев и патрубка, соединенных между собой с помощью болтов. Устанавливается в водяном объеме в районе опускных труб и предназначена для равномерной раздачи питательной воды по длине парового коллектора и организации естественной циркуляции.

Внутренние части водяного коллектора служат для равномерного распределения котловой воды по парообразующим трубам и предварительного подогрева котловой воды паром от внешнего источника при разводке котла. Внутренние части состоят из двух щитков переднего и заднего и раздающего устройства (для разогрева котла). Со стороны передней стенки котла на коллекторе установлен штуцер нижнего продувания для удаления шлама из пространства водяного коллектора. Со стороны задней стенки котла на коллекторе установлен штуцер для подвода пара к раздающему устройству, состоящему из двух параллельных труб с соплами, обеспечивающих равномерное распределение пара по длине водяного коллектора.

Внутренние части коллекторов пароперегревателя обеспечивают трехходовое движение пара в пароперегревателе. В верхнем коллекторе расположены две выгородки, установленные между тринадцатой и четырнадцатой трубами каждого ряда со стороны передней и задней стенки котла. Крепление каждой выгородки к коллектору осуществляется с помощью распорного рычага и болта. Внутренние части нижнего коллектора пароперегревателя состоят из съемной крышки, двух коробочных выгородок, сообщительной трубы, кольцевого угольника и гребенок.

Экономайзер

Экономайзер состоит из 18 параллельно включенных сдвоенных змеевиков, замкнутых на входную и выходную камеры. Каждый змеевик представляет собой две параллельные ветви, соединенные между собой с помощью тройников. Каждая ветвь змеевика состоит из труб 25Ч3. Камеры экономайзеров расположены в межобшивочном пространстве котла и крепятся к задней стенке внутреннего кожуха. Каждая камера выполнена из цельнокатаной трубы 114Ч7 с приварными донышками. Донышко со стороны парового коллектора глухое, с противоположной стороны — с лючковым затвором.

Газоочистное устройство

Газоочистное устройство (ГОУ) расположено в патрубке газохода за трубной системой экономайзера и предназначено для защиты направляющего аппарата и рабочих лопаток газовой турбины ТНА от деформаций и разрушений зольными остатками топлива и другими твердыми частицами, уносимыми с продуктами сгорания топлива.

ГОУ состоит из 10 секций и дренажной системы. Секции ГОУ работают по принципу инерционных решеток жалюзийного типа. Каждая секция состоит из 5 элементов. Каждый элемент имеет вид усеченной пирамиды, стенки которой выполнены из металлических пластин (лопастей), образующих жалюзийные решетки с зазорами между пластинами 3 мм. Твердые частицы по инерции уносятся с небольшим потоком газа в дренажную систему и далее в газоход за газовой турбиной ТНА, а основная масса газов, проходя через жалюзийные решетки, поступает к газовой турбине.

Внутренний и наружный кожухи котла

Внутренний кожух представляет собой каркасную раму и оболочку, ограничивающую топочный объем и газохода котла. Он образован передней и задней стенками, боковыми со стороны экрана и со стороны газохода, верхний и нижний со стороны газохода, верхний в районе верхнего коллектора пароперегревателя, щитом и патрубком газохода.

К стенкам внутреннего кожуха, со стороны топочного пространства, крепится изоляция и футеровка котла. В кожухе выполнены съемные лазы для доступа к внутренним частям парового котла.

Наружный кожух представляет собой прочно-плотную оболочку, работающую под внутренним давлением 0,2 МПа. Кожух состоит из обечаек, из двух эллиптических днищ — переднего и заднего, а также патрубка газохода. Наружный кожух в верхней части крепиться на сварке к приварным элементам парового коллектора, а в нижней части к опорной раме. Стенки наружного и внутреннего кожуха дистанцируются распорными скобами, швеллерами, кницами и угольниками. Таким образом наружный и внутренний кожухи образуют единую жесткую конструкцию. Воздушное пространство между кожухами используется для подачи воздуха от турбокомпрессора к ВНУ и служит дополнительной изоляцией, предотвращающей потери тепла через обшивку котла.

Кирпичная кладка и изоляция котла

Кирпичная кладка котла работает в условиях высоких температур. На максимальной нагрузке котла температура сгорания топлива достигает 2000 ^оС.

Кирпичная кладка выполняется из высокоогнеупорных карбидкремниевых изделий, огнеупорных шамотных кирпичей и специальных огнеупорных наполнителей. Карбидкремниевые изделия и шамотные кирпичи устанавливаются на внутреннем кожухе со стороны топочного пространства и газохода на асбесте толщиной 5−30 мм. Толщина и конструкция изоляции зависят от местоположения ее в газоходе. В районах максимальных температур (топка, фурмы, экранный и конвективный испарительные пучки) изоляция выполнена многослойной, с индивидуальным креплением карбидкремниевых изделий и кирпичей. В районе экономайзера толщина изоляции минимальна (только асбестокартон).

Для уменьшения потерь тепла в окружающую среду и обеспечения нормальных условий работы личного состава, наружный кожух, патрубок газохода и опорная рама, выступающие части парового коллектора и нижнего коллектора пароперегревателя покрываются теплоизоляцией, состоящей из кремнеземистых плит, совелитовой штукатурки и частично асбестового шнура. Толщина теплоизоляционного слоя в зависимости от степени нагревания изолируемой поверхности составляет 50 ч 100 мм.

Опорная рама

Опорная рама служит для крепления котла к фундаменту. Рама является составной частью кожуха и образована опорными подушками, боковыми стенками и днищем.

Нижняя плита опоры передней опорной подушки со стороны коллектора пароперегревателя (в месте расположения ГСК) крепится к фундаменту неподвижно, остальные плиты имеют отверстия, обеспечивающие возможность перемещения плит-опор по опорным поверхностям при тепловых расширениях.

На боковой стенке опорной рамы со стороны газохода имеется лазовые отверстия для доступа вовнутрь опорной рамы.

Топочное устройство

Топочное устройство включает в себя шесть мазутных горелок, расположенных встречно по три на переднем и заднем фронтах котла, топливный и паровой трубопроводы с арматурой.

Первые два топочных устройства имеют ручные тяги для перемещения регистров ВНУ, остальные — гидравлические сервоприводы и топливно-запорные устройства.

Конструктивно топочное устройство включает в себя паромеханическую форсунку и воздухонаправляющее устройство с завихрителем и коническим осевым стабилизатором. Первое топочное устройство используется в качестве запального. Оно снабжено высоковольтным запальником, соединенным кабелем с трансформатором зажигания и постом управления, составляющими систему зажигания.

Топочные устройства № 1 и 2 включены постоянно и работают на всех нагрузках котла. С повышением нагрузки автоматически включаются остальные топочные устройства. Изменение нагрузки сопровождаются изменением количества работающих топочных устройств, давления топлива перед форсунками по специальной программе и давления воздуха перед ВНУ.

Арматура котла

На котле установлена следующая арматура:

1. На паровом коллекторе:

· вспомогательный стопорный клапан насыщенного пара Dу 65;

· предохранительный клапан главный Dу 100;

· предохранительный клапан контрольный Dу 32;

· разобщительный питательный клапан Dу 80;

· клапан верхнего продувания Dу 32;

· 4 клапана сообщительных к конденсационному сосуду к водяной и паровой полостям коллектора Dу 25;

· 2 импульсных клапана Dу 15;

· клапан к регулятору питания Dу 15;

· 2 клапана продувания сообщительных труб Dу 10;

· 2 клапана к манометру Dу 15;

· клапан отбора проб Dу 15;

· 2 клапана выпуска воздуха на конденсационных сосудах Dу 10;

· клапан выпуска воздуха на вспомогательном стопорном клапане Dу 10;

2. На водяном коллекторе:

· клапан нижнего продувания Dy 32;

· клапан обогрева котла Dy 32;

3. На нижнем коллекторе пароперегревателя:

· главный стопорный клапан Dy 150;

· 2 дренажных клапана Dy 32;

· клапан импульсный к БЗУ Dy 15;

· клапан импульсный к ГРДП Dy 15;

· клапан продувания главного стопорного клапана Dy 15;

4. На верхнем коллекторе пароперегревателя:

· импульсный клапан к регулятору питания Dy 15;

· клапан для выпуска воздуха Dy 15;

5. На экономайзере и сообщительной трубе:

· клапан дренажа экономайзера Dy 25;

· клапан кислотной промывки Dy 25;

· клапан выпуска воздуха Dy 15;

2.4 Гидравлический расчет высоконапорного котла. оценка показателей надежности естественной циркуляции

Необходимость расчета естественной циркуляции.

Необходимость расчета естественной циркуляции вытекает из условий соблюдения температурного режима труб при работе котла. В топках современных высоконапряженных котлов температура газов при сгорании топлива под повышенным давлением достигает 1800 ч 1900 ^оС. В этих условиях повышение температуры металла котельных труб выше допустимой величины приведет к повреждению и перегоранию труб и выходу из строя котлоагрегата. Стабильная и длительная работа котла может быть обеспечена только при условии надежного охлаждения поверхностей нагрева. Надежность охлаждения обеспечивается при условии непрерывного движения рабочей жидкости в трубных системах котла. Если в экономайзерах и пароперегревателях движение рабочей жидкости принудительное: в экономайзере — за счет напора питательного насоса, в пароперегревателе — за счет разности давлений, то в трубных системах испарительной части котла с ЕЦ движение рабочей среды осуществляется только за счет разности удельных весов воды и пароводяной смеси. Такое движение рабочей среды называется естественной циркуляцией.

Таким образом, надежность работы котла в целом неразрывно связана с обеспечением надежности естественной циркуляции в циркуляционном контуре.

К нарушению естественной циркуляции могут приводит явления, возникающие как в подъемных, так и в опускных трубах. В подъемных трубах такими явлениями могут быть: застой циркуляции; опрокидывание циркуляции; расслоение пароводяной смеси и нарушение режимов предельной кратности циркуляции. В опускных трубах к нарушению ЕЦ приводят такие явления, как: парообразование в опускных трубах, захват пара в опускные трубы, кавитация в опускных трубах и падение давления в котле.

Надежность работы опускной системы зависит в основном от эксплуатационных факторов. Расслоение пароводяной смеси характерно для горизонтальных котлов, и способом борьбы с расслоением является увеличение скорости движения среды. Поэтому наиболее критичными в обеспечении надежности работы котла с естественной циркуляцией являются режимы застоя и опрокидывания циркуляции и достижение предельной кратности циркуляции.

Исходные данные и методика расчета естественной циркуляции Расчет ЕЦ выполняется для оценки конструктивного выполнения контуров циркуляции котла, проверки надежности испарительных поверхностей нагрева и разработки мероприятий по повышению надежности. Расчет ЕЦ выполняют для режима максимальной нагрузки котла.

При расчетах естественной циркуляции в котлах принимаются следующие допущения:

· все трубки ряда воспринимают одинаковое количество тепла;

· тепловая нагрузка равномерно распределена по длине трубки.

Исходными данными для расчета являются:

· рабочее давление пара в котле — p_К;

· температура питательной воды

(температура воды на выходе из экономайзера) — t_ПВ;

· данные теплового расчета котла;

· теоретический чертеж котла.

Для начала расчета ЕЦ по данным теплового расчета определяется тепловосприятие трубных пучков испарительной части и тепловосприятие каждого ряда труб. Общее тепловосприятие ряда выражается как сумма тепла, воспринятого рядом при лучистом и конвективном видах теплообмена. Учитывая шахматное расположение труб притопочных пучков полагаем, что лучистое тепло воспринимают только экранный и первые 4 ряда конвективного испарительного пучка. Остальные ряды конвективного испарительного пучка воспринимают только конвективное тепло продуктов сгорания.

Лучистое тепло распределяется между «освещенными» рядами пропорционально площади освещенной поверхности.

При распределении между рядами трубок конвективного тепла полагаем, что в пределах одного пучка (труб одного диаметра и одинакового строения) коэффициент теплопередачи не меняется, а зависимость энтальпии продуктов сгорания от температуры линейна. Тогда количество тепла, переданного конвекцией любому ряду труб данного пучка можно найти по формуле:

[кДж/ч]

где:

— количество тепла, переданное конвекцией в данном газоходе;

и — температуры газов перед и за газоходом соответственно;

— разность температур газов перед рассматриваемым рядом труб и за ним.

Количество тепла, воспринимаемого рядом труб, находится как сумма лучистого и конвективного тепла:

Расчет ЕЦ основан на совместном решении системы уравнений:

[кг/сек]

[Па]

выражающих условия установившейся естественной циркуляции, где:

— скорости движения среды в опускных и подъемных трубах;

— площади сечения опускного и подъемного участков контура;

— полезный напор естественной циркуляции;

— гидравлическое сопротивление опускного участка контура.

Решение производится графо-аналитическим способом, предложенным ЦКТИ. Этот способ предусматривает расчет и построение гидравлических характеристик каждого подъемного ряда, суммарной гидравлической характеристики подъемной части контура и гидравлической характеристики опускной части контура.

Гидравлическая характеристика подъемного ряда труб представляет собой зависимость полезного напора ЕЦ от расхода среды через ряд:

Гидравлические характеристики каждого ряда труб строятся по нескольким (как правило, по трем) точкам. Для расчета и построения задаются несколькими (тремя) значениями скорости циркуляции w_{0 с таким расчетом, чтобы характеристика имела достаточный диапазон SПОЛ. Рекомендуемые значения задаваемых скоростей по рядам труб берутся из табл. 12.3 по степени теплонапряженности котла и средней скорости циркуляции. При этом задаемся значениями средней кратности циркуляции контура и сопротивления опуска.}

Далее для каждого заданного значения скорости вычисляются:

· расходы среды через ряд;

· высоты экономайзерного участка;

· паропроизводительности ряда труб;

· средние приведенные скорости пара;

· средние скорости пароводяной смеси;

· объемные расходные паросодержания;

· напорные паросодержания;

· движущие напоры естественной циркуляции;

· гидравлические сопротивления ряда труб;

· полезные напоры естественной циркуляции.

Гидравлическая характеристика подъемной части контура представляет собой зависимость полезного напора от расхода среды через все подъемные ряды контура циркуляции:

Гидравлическая характеристика опускной части контура представляет собой зависимость гидравлического сопротивления опускного участка контура от расхода среды через него: .

Графическим решением системы уравнений является точка пересечения гидравлических характеристик опускной и подъемной частей контура. Этой точке соответствует фактический расход среды через контур циркуляции и значение фактического полезного напора для контура естественной циркуляции.

По значению полезного напора ЕЦ находятся (графически) фактические расходы среды через каждый ряд подъемных труб контура. По значениям фактических расходов среды через подъемные трубы определяются:

· паропроизводительность контура циркуляции;

· кратность циркуляции в каждом ряду труб;

· средняя кратность циркуляции контура.

После определения указанных величин производится проверка правильности предварительной оценки средней кратности циркуляции в контуре. По расчетному значению средней кратности циркуляции определяется недогрев воды до кипения в паровом коллекторе. Расхождение недогрева до кипения, определенного в начале расчета по принятой кратности циркуляции не должно превышать 50% от полученной величины. При больших расхождениях расчет повторяется, задаваясь величиной кратности циркуляции, близкой к полученному значению.

После проведения расчета производится оценка надежности естественной циркуляции по следующим критериям:

· отсутствие застоя циркуляции в наименее обогреваемом ряде труб;

· отсутствие опрокидывания циркуляции в наименее обогреваемом ряде труб;

· оценка значения кратности циркуляции в наиболее теплонапряженном ряде труб, которая не должна быть ниже предельного значения: .

Расчет естественной циркуляции контура

Исходные данные

Определение характеристик рядов труб и тепловосприятий.

Для каждого ряда труб, используя чертеж котла, находим значения поперечного сечения, рабочую длину ряда, рабочую высоту ряда и рабочую поверхность нагрева.

Расчет тепловосприятий рядов по лучистой составляющей тепла выполнен в таблице 13. Расчет тепловосприятий рядов по конвективной составляющей выполнен в таблице 14.

Лучистая и конвективная составляющие и суммарные тепловосприятия рядов подъемных труб сведены в таблицу 12.

Гидравлический расчет котла.

Гидравлический расчет выполнен в соответствии с описанной методикой. Ход гидравлического расчета и результаты сведены в таблицу 15.

По результатам гидравлического расчета производим построение гидравлических характеристик подъемных рядов труб (см. рис. 13).

После построения гидравлических характеристик каждого ряда, с целью построения общей гидравлической характеристики подъемного участка контура циркуляции задаемся тремя значениями полезного напора:

Значения фактических расходов среды через каждый ряд подъемных труб при заданных значениях, и определяем из рис. 13 и заносим в таблицу 16. По полученным суммарным расходам строим гидравлическую характеристику подъемного участка циркуляционного контура (см. рис. 13).

Расчет данных для построения гидравлической характеристики опускного участка контура произведен в таблице 17. По данным таблицы 17 строим гидравлическую характеристику опускного участка контура циркуляции (см. рис. 13).

Координаты точки пересечения характеристик подъемной и опускной части контура соответствуют фактическим значениям расхода среды через контур циркуляции () и полезного напора естественной циркуляции (). Значения фактических расходов среды через каждый ряд труб при полученном фактическом полезном напоре естественной циркуляции, а также расчет значений паропроизводительности и кратности циркуляции для каждого ряда сведены в таблицу 18.

В графике на рис. 14 отражены значения кратности циркуляции по каждому ряду труб. Общие характеристики контура циркуляции и расчет скорости движения воды в опускных трубах сведены в таблицу 19.

Проверка правильности гидравлического расчета котла.

Принятое при расчете значение кратности циркуляции:

Расчетное значение кратности циркуляции:

Расчетное значение недогрева до кипения:

Расхождение расчетного значения недогрева до кипения не превышает 50% от принятого при расчетах ().

На этом считаем гидравлический расчет котла законченным.

Проверка надежности естественной циркуляции.

Оценка надежности по отсутствию застоя циркуляции:

Наименее обогреваемым рядом труб является 3-й ряд конвективного парообразующего пучка (Q_3Р = 2529,84 кВт). Поэтому проверку по отсутствию застоя циркуляции проводим по 3-му ряду.

1). Минимальное значение средней приведенной скорости пара:

[м/с]

где:

— минимальный коэффициент неравномерности тепловосприятия

(принимаем по табл. 12.2 [8]);

— средняя приведенная скорость пара в наименее обогреваемом ряду труб.

[м/с]

2). Среднее напорное паросодержание застоя:

— по номограмме рис. 12.27 [8];

Напор застоя: [Па];

Полезный напор ЕЦ: [Па];

3). Условие отсутствия застоя:

Проверяем: (5,6 > 1,2) — застоя циркуляции нет.

Оценка надежности по отсутствию опрокидывания циркуляции:

Условие опрокидывания циркуляции:

Напор опрокидывания:

Удельный напор опрокидывания:

= 690 кг/м² = 6989,7 [Па]

(по номограмме рис. 12.29 [8]);

где:

1). Полный коэффициент гидравлического сопротивления ряда:

отношение:

2). Средняя приведенная скорость пара при опрокидывании:

[м/с];

где: = 0,0065 — по номограмме рис. 12.28.

Напор опрокидывания:

Проверка условия опрокидывания циркуляции:

(8,1 > 1,2) — опрокидывания циркуляции нет.

Оценка надежности по предельной кратности циркуляции:

Предельная кратность циркуляции в котле должна быть:

(стр. 383 [8]).

Минимальная кратность циркуляции — у 4-го ряда труб конвективного испарительного пучка:

Предельной кратности циркуляции нет.

Вывод:

Гидравлический расчет котла КВГ-3 на полной нагрузке показал, что надежность естественной циркуляции и работы котла в целом обеспечена.

2.5 Системы, обслуживающие работу котла

Системы верхнего и нижнего продувания, отбора проб и ввода присадок в паровой котел. Водный режим работы котла

Системы верхнего и нижнего продувания котла, отбора проб и ввода присадок (дозерная установка) предназначены для поддержания качества котловой воды в соответствии с применяемым водным режимом работы котла. Системы продувания также служат для спуска воды или полного осушения котла и пароперегревателя.

Котел эксплуатируется с применением докотловой обработки (обессоливание) питательной воды с одновременной внутрикотловой обработкой котловой воды по фосфатному режиму.

Докотловая обработка заключается в подаче в котел питательной обескислороженной воды через обессоливающие фильтры.

Требуемые показатели и нормы качества питательной воды сведены в таблицу 20.

Таблица 20. Нормы качества питательной воды

Для внутрикотловой обработки (поддержания фосфатного режима работы) используется 1% водный раствор тринатрийфосфата Na₃PO₄12H₂O.

Ввод 1% раствора Na₃PO₄ производится дозерной установкой в питательный тракт после обессоливающего фильтра и точки отбора проб питательной воды (перед котлом).

Общее солесодержание питательной воды контролируется по солемеру.

В процессе эксплуатации показатели качества котловой воды должны поддерживаться в определённых пределах. Показатели и нормы качества котловой воды сведены в таблицу 21.

Таблица 21. Показатели качества котловой воды в процессе эксплуатации котла

Заполнение осушенного котла производится питательной водой, отвечающей требованиям таблицы Х. Содержание O₂ при этом не нормируется. Одновременно с заполнением котла необходимо ввести 11,6 литра 1% раствора Na₃PO₄.

При каждом вводе в действие котла через 1520 минут после перевода его на автоматическое управление необходимо производить поочередно верхнее и нижнее продувания до полного осветления котловой воды, но не менее 10 минут верхним и 10 минут нижним продуванием.

После продувания производится анализ котловой воды и вводятся фосфаты согласно таблице 22. Через 1520 минут после ввода тринатрийфосфата определяется фосфатное число и, при необходимости, производится дополнительное введение фосфатов в соответствии с табл. 22.

Таблица 22. Нормы ввода тринатрийфосфата

Таблица 23. Снижение солёности воды в зависимости от продолжительности продувания и ориентировочный расход продувочной воды

При неисправностях обессоливающего фильтра допускается временная работа котла при питании его помимо фильтра с ведением внутрикотловой обработки воды.

Таблица 24. Показатели качества питательной и котловой воды при питании котла помимо фильтра

Система продувания состоит из клапанов верхнего и нижнего продувания, установленных на паровом и водяном коллекторах котла, клапанов осушения (продувания) пароперегревателя, установленных на нижнем коллекторе пароперегревателя, инжектора системы осушения котла, клапанов продувания в трюм и за борт.

Продувание пароперегревателя предназначено для спуска воды из пароперегревателя при разводке котла после мокрого хранения и обеспечения организации движения пара в пароперегревателе во избежание пережога трубной системы при пуске котла с момента зажигания первой форсунки до начала отбора пара. Для ускорения осушения пароперегревателя предназначен инжектор.

При давлении пара в котле до 2 кгс/см² продувание котла осуществляется в трюм, при достижении давления пара 2 кгс/см² продувание котла переводится за борт.

Дозерная установка состоит из баков для приготовления растворов, соответствующих водному режиму работы котла, и насоса подачи растворов в паровой коллектор котла. Ввод присадок в котловую воду, концентрация растворов, количество вводимых присадок и периодичность зависят от результатов анализа проб котловой воды и производятся в соответствии с заданным режимом работы котла как указано в инструкции по эксплуатации.

Пробы котловой воды берутся из парового коллектора котла через клапаны и охладитель системы отбора проб. Периодичность отбора проб и показатели качества котловой воды указаны в инструкции по эксплуатации котлоагрегата.

Схема систем верхнего, нижнего продуваний, дозерной установки и системы отбора проб котловой воды изображены на рис. 15.

5.2. Система мокрого хранения котла.

Система мокрого хранения предназначена для заполнения котла обескислороженной водой и состоит из насоса котловой воды, обескислораживающего и обессоливающего фильтров, бака мокрого хранения — расширительной емкости, клапанов выпуска воздуха.

Системы наружной и внутренней химических чисток котла

Система наружной химической чистки котла предназначена для размягчения и разрыхления сажистых отложений на поверхностях нагрева путем ввода в топку растворов углекислого аммония и углекислого натрия. Приготовленный и подогретый раствор распыливается с помощью пара в топочном пространстве котла специальным эжекторным устройством, устанавливаемым вместо одной из форсунок, после чего производится отмывка поверхностей нагрева водой и при необходимости — механическая чистка. Система нештатная и монтируется только на период проведения чистки котла. Удаление смытых загрязнений производится в специальную емкость или базовое средство специальным эжектором.

Система наружной химической чистки состоит из бака для приготовления раствора, ротаметра для замера расхода моющего средства и эжекторов для подачи раствора в топочное пространство и удаления отходов.

Система внутренней химической чистки котла предназначена для размягчения и удаления накипи с внутренних поверхностей трубной системы котла. Чистка производится 10% раствором сульфаминовой кислоты, прокачиваемым насосом внутренней химической чистки через парообразующий контур или дополнительно через пароперегреватель и экономайзер. Периодически при промывке производится отбор проб раствора. Чистка заканчивается после достижения определенных показателей в пробах раствора.

3. Технология монтажа и проведения испытаний котла КВГ-3

Технологический процесс монтажа котла на судне включает следующие операции:

· подготовку опорных поверхностей фундамента и других монтажных баз перед установкой котла;

· транспортировку и погрузку котла на судовой фундамент;

· определение котла на судовом фундаменте;

· крепление котла;

· гидравлические испытания;

· паровую пробу;

· сдачу котла ОТК и заказчику.

Сокращение длительности и трудоемкости монтажных работ на судах достигается поставкой котлов на судно в состоянии наибольшей цеховой готовности с применением агрегативных методов монтажа. В настоящее время главные судовые водотрубные котлы поставляют на судостроительный завод и грузят на судно с полным насыщением. Транспортировка осуществляется водным путем, как на палубе так и в трюме.

Основные требования к котлам, поставляемым для монтажа на судне, следующие:

· полная комплектность поставки;

· наличие документов, удостоверяющих промежуточные приемки при сборке и испытаниях в цехе;

· на внешних кромках переходных частей или переходной рамы должны быть риски, соответствующие продольным и поперечным осевым котельным опорам, а на коллекторах — центральные риски;

· фиксация положения подвижных опор в их тепловых зазорах;

· консервация всех деталей коллекторов, арматуры, присоединительных элементов, приборов и крепежа;

· наличие маркировки и клейм ОТК и заказчика на всех деталях и узлах, поступающих отдельно от котла.

При погрузке на судно котел стропят тросами за рымы парового коллектора или в «обхват», подают краном в котельное отделение и устанавливают на фундаментные плиты. Под котлами выкладывают клетки из деревянных брусьев и ставят не менее четырех домкратов. Чаще всего при монтаже применяют гидравлические домкраты.

Главные и вспомогательные котлы устанавливают на специальных судовых фундаментах, представляющих собой сварную конструкцию, приваренную к набору корпуса судна. Положение котельных фундаментов проверяют относительно диаметральной плоскости и основной плоскости судна. В таблице 25 приведены допуски и размеры, определяющие расположение фундаментов.

Таблица 25. Допуски и размеры по размещению фундаментов котла

Положение котла на судовом фундаменте определяют по отношению к переборкам, диаметральной и основной плоскостям судна. Для этой цели в котельном отделении в необходимых местах натягивают проверочные струны, параллельные и перпендикулярные ДП. При установке котлов стремятся выдержать следующие допуски:

· отклонение положения продольной оси парового коллектора по высоте от основной плоскости, а также относительно ДП судна ±15 мм;

· отклонение расстояния от поперечной переборки до днища парового коллектора ±15;

· непараллельность продольной оси парового коллектора ДП судна не более 4 мм на 1 м длины коллектора;

· крен котла не более 8 м на 1 м диаметра коллектора;

· дифферент продольной оси парового коллектора от заданного положения 2 мм на 1 м длины коллектора.

Положение котла относительно ДП проверяют с помощью обычной рулетки. При этом измеряют расстояние до струны, натянутой по ДП, до нитки отвеса, которой опускают из цента переднего днища парового коллектора, тем самым одновременно контролируют параллельность оси парового коллектора по отношению к ДП.

Отклонение продольной оси парового коллектора по дифференту определяют шланговым методом. Крен котла при установке измеряют шланговым уровнем по центральным рискам на днище парового коллектора. Положение котла относительно поперечных переборок проверяют замерами расстояний от носовой (или кормовой) переборке до соответствующих днищ парового коллектора.

В процессе выверки котел перемещают в вертикальной и горизонтальной плоскостях и помощью домкратов и талей. Положение водяных коллекторов проверяют, замеряя рулеткой расстояние между центами коллекторов со стороны заднего и переднего фронтов.

Более совершенным является способ монтаже котла на переходной раме. Верхние опорные поверхности рамы обрабатываются на станке в цехе и на ней монтируют котел, вплоть до кирпичной кладки, изоляции и обшивки. После сборки котел ставят на платформу и грузят на судно. Переходная рама может полностью или частично входить в состав судового фундамента. После выверки положения котла и изготовления прокладок переходную раму крепят к фундаменту болтами и сваркой. Отверстия для болтов сверлят или прожигают газом в фундаменте по шаблону, снятому с опорной поверхности рамы. Применение переходной рамы в несколько раз сокращает трудоемкость монтажа котла по сравнению с монтажом котла на плитах, пригоняемых вручную. Кроме того, при этом способе улучшаются условия труда, упрощается процесс монтажа, значительно повышается жесткость котла, что гарантирует сохранение качества его цеховой сборки.

После окончательной установки котла на фундаменте выполняют верхнее раскрепление котла, монтаж приводов арматуры, подсоединение судовых трубопроводов, гидравлические испытания на герметичность и паровую пробу.

Верхнее крепление котла обеспечивает повышенную прочность его крепления в различных условиях эксплуатации. Наиболее распространены крепления с помощью кронштейна и растяжек. Крепление кронштейна осуществляется посредством монтажа плиты, которая установлена на специальном фундаменте. При установке растяжек отверстия в обухах размечают по месту; расстояние от центров отверстий до края растяжки должно быть не меньше диаметра отверстия до штыря. Натяг растяжек с учетом теплового расширения котла создается с помощью талрепов, имеющих правую и левую резьбу.

Полностью смонтированный на судне котел в сборе с арматурой подвергают гидравлическому испытанию на герметичность. Перед испытанием котла необходимо убедиться, что в трубную систему котла не попали какие-либо предметы. Перед проверкой котел должен быть расконсервирован и очищен. Если при расконсервировании демонтируют внутренние части коллекторов, то после их установки котельные трубы и трубы пароперегревателя проверяют прокаткой калиброванными шарами.

Проверка прокаткой калиброванными шарами осуществляется следующим образом. Один из проверяющих, находящийся в паровом коллекторе, бросает по одному шару в каждую трубу, а в нижнем коллекторе другой проверяющий собирает шары. Если шар застрял в какой либо трубе, его проталкивают воздухом или толстой проволокой. После проверки труб шарами на штатные места крепят остальные внутренние части коллекторов. При этом особое внимание обращают на то, чтобы в коллекторы не попали какие-либо посторонние предметы. Затем все люки и горловины закрывают и пломбируют, и котел готовят к гидравлическому испытанию.

Порядок проведения гидравлических испытаний аналогичен гидравлическим испытаниям котла в цехе при его изготовлении. На время испытания с обшивки котла снимают часть крышек и щитов, а в топку котла помещают временные трапы. Обнаруженные во время испытания нарушения герметичности исправляют после снижения давления до 0, в случае необходимости воду из котла удаляют. Котел считается выдержавшим испытание, если не обнаружено нарушений герметичности в разъемных и вальцовочных соединениях.

По окончании монтажа котла и установки в котельном отделении всех вспомогательных механизмов и устройств проводят паровую пробу котла. Паровую пробу выполняют в полном соответствии с инструкциями по эксплуатации котла с целью проверки герметичность соединений труб котла, теплового расширения коллекторов, плотности всех устройств, контрольно-измерительных приборов и систем автоматики котла.

4. Расчет трудоемкости монтажа котла КВГ-3

4.1 Организация работ на монтажном участке

Работа по монтажу котла осуществляется на стапеле работниками монтажного участка. Руководство участком возглавляет начальник участка.

Для монтажного участка характерен комплексно-бригадный метод работы при сдельно-премиальной оплате труда. К работе по монтажу котла допускаются монтажники не ниже четвертого разряда. Все рабочие проходят инструктаж и должны быть аттестованы к проведению данных работ. Ответственным за проведение работ является производственный мастер.

Бригада возглавляется бригадиром, который относится к категории рабочих и работает наравне с другими членами бригады. Бригада приступает к очередному производственному заданию только при наличии полного комплекта комплектующих деталей, организованного энергоснабжения, подготовленных подъёмно-транспортных механизмов, рабочего наряда на оплату труда.

Высокое качество монтажа обеспечивается организацией технического контроля (входной, пооперационный, приемочный) на всех стадиях технологического цикла, а также проведением ежегодной аттестации рабочего персонала квалификационной комиссией.

Обеспечение контроля качества работ осуществляется последовательно производственным мастером, мастером ОТК, представителем заказчика.

Обеспечение контроля качества работ осуществляется последовательно производственным мастером, мастером ОТК, представителем заказчика. Приемка выполнения работ по каждой из операций осуществляется оформлением извещений вышеуказанными должностными лицами. В процессе выполнения работ на мастеров ОТК возглавляется также выборочный профилактический контроль.

При проведении работ по монтажу котла рекомендуется бригадная форма организации труда со сдельно-премиальной оплатой по конечным результатам. Размер премии рассчитывается исходя из заработной платы сдельщика с учетом общего процента премии, предусмотренного положениями о премировании.

Нормирование оплаты труда определяется разрядом работ в соответствии с тарифно-квалификационным справочником, тарифной сеткой и нормой времени на выполнение данных работ. Тарифная ставка для выполнения работ по монтажу котла составляет 16.83 руб./час.

Техническая приемка монтажа котла осуществляется производственным мастером и затем мастером ОТК с отметкой в журнале приёмки. После приёмки работы от производственного мастера, контрольный мастер ОТК выписывает извещение о предъявлении работы представителю заказчика, который совместно с контрольным мастером оформляет удостоверение приемки на отдельном бланке.

4.2 Расчет себестоимости работ монтажа котла

Себестоимость — это сумма всех денежных затрат предприятия, связанных с производством и реализацией продукции, монтажом, ремонтом деталей, оборудования и систем.

Себестоимость является показателем производственно-хозяйственной деятельности предприятия, отражающей уровень производительности труда, состояние производства, степень использования основных и оборотных фондов.

Затраты на производство на предприятии делятся на две основные группы:

Производственные и непроизводственные затраты.

Производственные затраты делятся на цеховые и общепроизводственные.

Косвенные затраты включают в себя расходы на содержание и эксплуатацию оборудования, цеховые расходы и т. п. В зависимости от объёма производства эти затраты делят на условно — переменные (расходы на топливо и энергию для технологических целей, текущий ремонт оборудования и т. п.) и условно-постоянные (заработная плата аппарата управления, амортизация зданий, сооружений и инвентаря, расходы на отопление, освещение, охрану труда и т. д.).

Расчет стоимости 1 н/ч по основной заработной плате

Расчет себестоимости монтажа котла по калькуляционным статьям затрат

4.2 Понятие о трудоемкости и техническом нормировании

При выполнении работ на участке принимаем односменный режим работы. Это связано с тем, что в вечернюю смену осуществляется профилактика технологического оборудования, подвоз на участок необходимых деталей, осуществляется контроль качества сварных швов.

Трудоёмкость монтажа котла на судне представляет собой совокупные затраты и труда производственных рабочих, выраженные в нормированных часах, на всех стадиях технологического процесса его монтажа, например затраты: на сборку узлов, на монтаж механизмов и устройств, на проведение всех видов испытаний и сдачу котла заказчику.

Трудоёмкость измеряют в нормо-часах. Нормо-час выражает произведение нормированной продолжительности работы в часах на число рабочих, необходимых для выполнения этой работы.

Норма времени должна предусматривать наиболее экономичный способ выполнения заданной работы, отвечающей современному уровню техники, рациональной организации производства и передовым методам труда.

По мере развития техники, совершенствования технологического процесса и организации производства повышается производительность труда и, соответственно, изменяются нормы времени.

При определении трудоемкости (нормы времени) выполнения работ по предусмотренным технологическим операциям в дипломной работе применяются технические обоснованные нормы времени, определяемые на основании действующих, на судостроительном предприятии нормативам.

При выполнении дипломного проекта использовались следующие нормативы: Инв. № 56.31−12.375−99 «Нормативы времени на монтаж главных механизмов на судне»;

Таблицы нормативов времени coдержaт штучно-калькуляционное время (Т_шк), которое включает в себя следующие составные части:

· подготовительно-заключительное время;

· оперативное время;

· время организационно-технического обслуживания рабочего места;

· время на отдых и личные надобности.

Подготовительно-заключительное время включает затраты на:

· получение и сдачу задания, наряда, технологической документации, инструмента, приспособлений и оснастки;

· ознакомление с заданием, технологической документацией, чертежами;

· получение инструктажа мастера перед началом работы;

· подключение и отключение инструмента и осветительной сети перед началом работы и в конце смены;

· уборку рабочего времени в конце смены.

Оперативное время включает затраты на выполнение работы предусмотренной заданием, и состоит из суммы основного и вспомогательного времени.

Время организационно-технического обслуживания рабочего места включает затраты на:

· переходы в процессе работы;

· подключение и отключение механизированного инструмента и осветительной сети в процессе работы;

· регулирование, наладку и смазку оборудования в процессе работы;

· обеспечение безопасных условий труда на рабочем месте;

· раскладку инструмента и уборку его в процессе работы в течение смены;

· смену, смазку и заточку инструмента;

· уборку рабочего места в течение смены;

· инструктаж мастера в процессе работы.

Время на отдых и личные надобности установлено в размере 8% (на работы, связанные с применением виброопасного инструмента — 13%) от оперативного времени и учитывает время производственной гимнастики.

Т_н =Т_шк

Где Т_шк=Т_шк1+ Т_шк2+… Т_шкr — сумма штучно-калькуляционного времени на сборку и монтаж котла на судне.

Нормирование работ по монтажу котла

1) Входной контроль оборудования согласно перечня.

Общее время на весь перечень работ — 72,0 н/ч.

· Подготовка отсека, оборудования и технологической оснастки к монтажу.

· Нанесение основных монтажно-базовых плоскостей в помещении и на оборудовании — 50 н/ч.

· Обработка фундамента станком или пневматическими шлифовальными машинками. Проверка качества обработанных поверхностей по щупу и линейке.

Т = 0.26 • 24.7 • 1.1 • 4.0 • 1.5 = 42.37 н/ч.

· Испытание механизма согласно перечня механизмов, подлежащих проверке предварительным испытаниям перед погрузкой на судно.

Т = 185.2 н/ч.

Т_шк = 277.62 н/ч.

2) Погрузка и контрольная установка изделия на фундамент.

Т = (5.94+1.83 • 10+7.23) • 1.5 = 47.2 н/ч.

· Выровнять и отцентровать механизм с помощью отжимных болтов, клиньев, домкратов, растяжек и талрепов.

Т = (1.78 • 4 • 1.5) + (1.42 • 1.5 • 4.0) = 19.3 н/ч.

Т = (0.38 + 0.08 • 10 + 0.27) • 4 • 1.5 = 8.7 н/ч.

· Монтаж котла.

Т = 1.52 • 48 • 1.2 • 1.5 = 131.32 н/ч.

· Закрепление механизма на фундаменте струбцинами, сверху растяжками и талрепами. Разметка положения центров отверстий на фундаменте.

· Сверление пневматической машинкой отверстий в фундаменте через отверстия в лапах механизма.

Т = 0.02 • 0.01 • 0.08 • 1.4 • 48 = 7.68 н/ч.

Т = (0.088 + 0.062 • 0.03) • 1.4 • 48 • 1.5 = 72.0 н/ч.

· Установка шайб, болтов и затяжка гаек. Проверка качества сопряжения фундамента с лапами механизма.

Т = 26.9 • 1.5 = 40.35 н/ч.

· Прокатка и очистка трубопроводов, подсоединение к механизмам.

Т = 1.4 • 12 = 25.2 н/ч.

Т = 0.85 • 12 • 1.5 = 15.3 н/ч.

· Сдача ОТК.

Т = 12.79 • 0.04 = 0.512 н/ч.

T'_n = Т 729.35 н/ч.

Трудоемкость работ по технологическим операциям