Дефектоскопия оборудования энергоблока
СОДЕРЖАНИЕ
Реферат
Перечень сокращений, условных обозначений, символов
Введение
. Обоснование проекта
. Выбор типа и количества турбин
2.1 Построение процесса работы пара в
турбине в h-s диаграмме и определение параметров пара
.1.1 h-s диаграмма
2.2 Расчет тепловой схемы
2.2.1 Расчет сетевых подогревателей
2.2.2 Расчет подогревателей высокого
давления (ПВД)
2.2.3 Расчет деаэратора
2.2.4 Расчет подогревателей низкого
давления (ПНД)
3. Выбор типа и количества паровых
котлов
4. Выбор вспомогательного оборудования
ГРЭС
4.1 Выбор вспомогательного оборудования
турбинного цеха
4.1.1 Выбор питательных насосов
4.1.2 Выбор конденсатных насосов
4.1.3 Выбор циркуляционных насосов
4.1.4 Выбор сливных насосов (дренажных
насосов ПНД)
4.1.5 Выбор эжекторов
4.1.6 Выбор основных деаэраторов
4.1.7 Выбор подогревателей системы
регенерации
5. Тепловой расчет котла ПК - 39
5.1 Характеристика и описание котла ПК-39
5.2 Определение объемов продуктов
сгорания и энтальпии
5.3 Расчет объемов дымовых газов,
трехатомных газов и водяных паров
5.4 Энтальпии продуктов сгорания
5.5 Тепловой расчет котельного агрегата
5.5.1 Тепловой баланс
5.5.2 Регенеративный воздухоподогреватель
5.5.3 Топка котла
5.5.4 Ширмы I ступени
6. Выбор вспомогательного оборудования
котельного цеха
6.1 Выбор мельниц
6.2 Выбор тягодутьевой установки
6.2.1 Выбор дымососов
6.2.2 Выбор дутьевых вентиляторов
6.3 Выбор багерных насосов
7. Выбор оборудования, предназначенного
для охраны окружающей среды от вредных выбросов
7.1 Выбор золоуловителя
7.2 Расчет дымовой трубы
8. Спецтема: Дефектоскопия оборудования
энергоблока
Заключение
Библиографический
список
Реферат
Конкин Максим
Дмитриевич, гр. ЭНЗ - 430805у
Руководитель:
Богатова Т.Ф.
Екатеринбург, 2017г.
Пояснительная записка:
98 стр. Графическая часть 7 л.
В работе дано описание ТЭС, мощностью
1200 МВт, её основного и вспомогательного оборудования, дана
характеристика основного и вспомогательного оборудования блока 300
МВт, а также приведены схемы и методы дефектоскопии оборудования энергоблока.
В выпускной квалификационной работе, также, выполнен
расчёт тепловой схемы на примере турбогенератора К-300-240 ХТГЗ. Выбор
вспомогательного оборудования приведен на примере выбора типового оборудования
турбоустановки К-300-240 ХТГЗ.
Расчет котельного агрегата был выполнен на примере котла ПК-39.
Выпускная квалификационная работа содержит 98 листов машинописного
текста, 146 формул, 13 таблиц, 15 рисунков, 35 литературных и нормативных
источника, графическая часть выполнена на 7 листах формата А1.
Перечень сокращений,
условных обозначений, символов
БЗК - бак
запасного конденсата
БГК - бак
грязного конденсата
ВИК - визуальный и
измерительный контроль
ВРЧ - верхняя
радиационная часть
ВЭ - водяной
экономайзер
ДБ - деаэраторный
бак
ЗМТ - зона
максимальной теплоемкости
КН - конденсатный
насос
КЭС -
конденсационная электростанция
МПД -
магнитопорошковая дефектоскопия
НРЧ - нижняя
радиационная часть
НК - неразрушающий
контроль
ОД - охладитель
дренажа
ОК - объект контроля
ОЭ - основной
эжектор
ПВД - подогреватели
высокого давления
ПК -
Подольский котельный завод
ПНД - подогреватели
низкого давления
ППТО - паро-паровой
теплообменник
ПЭ - потолочный экран
ПЭН - питательный
электронасос
ПЭП -
пьезоэлектрический преобразователь
РГК -
рентгенографический контроль
СП - сетевой
подогреватель
СРЧ - средняя
радиационная часть
ТГ - турбогенератор
ТЭС - тепловая
электростанция
ТЭЦ -
теплоэлектроцентраль
УЗК - ультразвуковой
контроль
УЗТ - ультразвуковая
толщинометрия
ХВ - холодная воронка
ХТГЗ - Харьковский турбогенераторный завод
ЦВД - цилиндр высокого давления
ЦД - цветная дефектоскопия
ЦHД - цилиндр низкого давления
ЦСД - цилиндр среднего давления
ШПП - ширмовый пароперегреватель
Введение
Коррозия металлов затрагивает все сферы производственной деятельности
человека. В настоящее время во всех областях народного хозяйства
эксплуатируются металлические конструкции и детали, и вопросы защиты их от
воздействия коррозионной среды весьма актуальны, особенно при использовании
дорогостоящих конструкций во все усложняющихся условиях эксплуатации. Потери от
коррозии стали и чугуна оцениваются в 20 - 30% их годового производства. Металл
может подвергаться как общей, так и более опасной локальной коррозии, что может
выводить оборудование из строя за 1 - 2 года его эксплуатации.
Часть металла, вышедшего из строя в результате коррозии, снова
используется в металлургии, но около 10% металла теряется безвозвратно,
рассеиваясь в виде продуктов окисления.
Повышенная склонность оборудования к коррозии связана с использованием
агрессивных вод, а также оно эксплуатируется при высоких температурах и
давлении, наличии высоких теплонапряжений. Идут процессы накипеобразования,
ускоряющие развитие коррозии. Все это приводит к развитию практически всех
видов коррозии.
Коррозионные повреждения металла в теплоэнергетике приводят к аварийным
остановам оборудования, снижению его мощности, ограничению выработки
электрической и тепловой энергии.
Одним из основных направлений защиты металла от коррозии под действием
воды и пара является выбор коррозионно-стойких металлов. Например, присутствие
в металле легирующих элементов, наличие на поверхности металла продуктов
коррозии, образовавших окисную защитную пленку (магнетит на поверхности стали),
тормозят процесс коррозии.
В целях обеспечения требуемого качества конечного продукта (законченного
производством изделия) необходимо вести контроль не только качества материала,
но и соблюдения режимов технологических процессов, «контролировать
геометрические параметры, качество обработки поверхности деталей и др.
Технические измерения, оценка качества обработанной поверхности (овальность,
конусность, шероховатость и др.) несут информацию о внешней стороне дела. Это
очень важно, но еще более важно проникнуть в материал, знать его структуру,
химический состав, качество и глубину термической обработки, распределение
внутренних напряжений, характер и распределение возможных внутренних и
поверхностных металлургических дефектов.
Существуют различные методы контроля, их можно разделить на две большие
группы: контроль качества с разрушением и без разрушения материала (заготовки,
детали). Более эффективный контроль дефектов, нарушающих сплошность,
однородность макроструктуры металла, отклонений химического состава следует
проводить с помощью физических методов неразрушающего контроля - дефектоскопии,
основанных на исследовании изменений физических характеристик металла. При
использовании неразрушающих методов контроля устанавливаются нормы браковки, в
противном случае изделия могут незаслуженно выбраковываться или, наоборот,
проникать в эксплуатацию с дефектами. Применять методы неразрушающего контроля
необходимо с учетом их возможности, чувствительности, производительности,
эффективности. Неразрушающий контроль дает возможность проверить качество
конструкций и материалов до использования их по назначению и тем самым не
допустить использования дефектных конструкций при эксплуатации, а
следовательно, предотвратить аварии и катастрофы. Данные о дефектах, полученные
на ранних стадиях производства, позволяют техническим службам предприятия
совершенствовать технологические процессы, улучшать режимы обработки металла в
горячем и холодном состоянии. Применяя методы неразрушающего контроля, можно
уменьшить вес деталей и всего изделия в целом путем уменьшения коэффициентов
запаса прочности.
1.
Обоснование проекта
Основной задачей
моей выпускной квалификационной работы является тепловой расчет тепловой схемы ТЭС
мощностью 1200 МВт, расположенной на Среднем Урале, выбор и расчёт основного и
вспомогательного энергетического оборудования ТЭС, а также анализ проведения
контроля металла на энергоблоке. Топливо - Экибастузский угль, добываемый в угольных разрезах № 1, 2, 3.
Для ТЭС мощностью
1200 МВт с котлом ПК - 39 и турбиной К - 300 - 240 ХТГЗ
нужно 4 блока. ТЭС в наши дни оснащаются энергетическими блоками, мощность
которых находится в пределах 200 - 800 МВт. Использование достаточно крупных
агрегатов может позволить обеспечить более быстрое наращивание
мощностей электрических станций. Достаточно приемлемая себестоимость
электрической энергии, а также стоимость установленного киловатта мощностей
станции может быть достаточно приемлемой.
Особо крупные по
своему устройству КЭС в нынешние дни могут иметь мощность вплоть
до 4 млн. кВт. Достаточно часто сооружаются электрические станции, мощность
которых достигает 4 - 6,4 млн. кВт, и имеющие энергетические блоки, мощность
которых находится в пределах 800 и 500 МВт. Мощность у современных КЭС обычно
такая, что каждая из этих станций способна обеспечивать, электрической энергией
достаточно крупный регион страны. Поэтому название электрических станций
подобного типа также может быть следующим: государственная районная
электрическая станция (ГРЭС).
Предельная мощность
ГРЭС, как правило, может определяться некоторыми условиями
водоснабжения, а также влиянием выбросов самой станции на окружающую
ее среду.
В энергетике нашей
страны на долю тепловых конденсаторных электрических станций приходится, как
правило, до 60 % выработки всей электрической энергии. Важными
особенностями ГРЭС, как правило, являются значительная удаленность от потребителей
электрической энергии. Это в хорошей степени определяет в основном выдачу
мощностей на достаточно высоких и достаточно сверхвысоких напряжениях. Также
это определяет блочный принцип построения электрической станции.
Основные
технико-экономические требования к КЭС - высокая надёжность, манёвренность
и экономичность. Требование высокой надёжности и манёвренности обусловливается
тем, что производимая КЭС электроэнергия потребляется сразу же, т.
е. КЭС должна производить столько электроэнергии, сколько необходимо её потребителям
в данный момент.
Общий КПД
современной КЭС (ГРЭС) - 35 - 42% и определяется: КПД
усовершенствованного термодинамического цикла Ренкина (0,5 - 0,55),
внутренним относительным КПД турбины (0,8 - 0,9),
механическим КПД турбины (0,98 - 0,99), КПД электрического генератора
(0,98 - 0,99), КПД трубопроводов пара и воды (0,97 - 0,99), КПД котлоагрегата
(0,9 - 0,94).
На рис. 1.
представлена принципиальная тепловая схема блока ГРЭС с турбоустановкой
К-300-240 ХТГЗ.
Оборудование энергоблока является сложными и дорогостоящими изделиями.
Даже незначительное повреждение оборудования может вызвать при эксплуатации
непоправимые последствия и аварии с человеческими жертвами. Характерными и
наиболее опасными дефектами являются повреждения элементов от питтинговой
коррозии и коррозионного растрескивания, с помощью неразрушающих методов
контроля можно обеспечить заданный уровень надежности, добиться увеличения
долговечности с высокой эффективностью и производительностью.
Принципиальная
тепловая схема блока с турбоустановкой К-300-240 ХТГЗ
Рис. 1.1 Схема турбоустановки К-300-240 ХТГЗ
- блоки парораспределения; 2 - паропроводы свежего пара; 3 - ЦВД, ЦСД,
ЦНД турбины; 4 котел (парогенератор); 5 - блоки клапанов промперегрева; 6 -
конденсатор; 7 - конденсатные насосы I ступени (КН I); 8 - блочная
обессоливающая установка (БОУ); 9 - эжекторная группа (основной эжектор и
эжектор уплотнений с охладителями пара); 10 - конденсатный насос II ступени (КН II); 11 - клапан регулятора уровня в конденсаторе; 12 - ПНД №
1; 13 - ПНД № 2; 14 - ПНД № 3а; 15 - ПНД № 3; 16 - ПНД № 4; 17 - ПНД № 5 с
встроенным пароохладителем; 18 - деаэратор; 19 - бустерный насос; 20 - главный
питательный насос с турбоприводом (ТПН); 21 - пускорезервный питательный насос
с электроприводом (ПЭН); 22-24 - подогреватели высокого давления (ПВД № 6, 7,
8); 25 - охладитель дренажа ПНД № 3; 26 - бак расширительный; 27 - насос
дренажный ПНД № 2 (ДН 2); 28 - трубопровод дренажа ПНД № 1 в конденсатор; 29,
30, 31 - установка сетевых подогревателей (пиковый и основной бойлеры,
охладитель дренажа; 32 - испаритель; 33 - насос дренажный (ДН 1); 34 генератор;
35 - возбудитель; 36 - клапан обратный (КОС); 37 - клапан регулирующий ПНД и
ПВД; 38 - насос сетевой воды; 39 - циркуляционный насос; I-IX - номера регенеративных отборов пара.
2. Выбор типа и количества турбин
По нормам проектирования мощность турбоагрегатов, входящих в объединенные
энергосистемы, выбирается по возможности наибольшей для данного вида топлива с
учетом перспективного развития объединенной энергосистемы, но не менее двух
турбин. Учитывая это, выбираем для ТЭС мощностью 1200 МВт четыре турбины типа
К-300-240 ХТГЗ. Основные технические характеристики турбины даны выше. Турбина
К-300-240 ХТГЗ мощностью 300 МВт, рассчитанная на параметры 23,5 МПа и 560 0С
с промежуточным перегревом пара до 560 0С, давлением в конденсаторе
3,43 кПа при частоте вращения 50 1/с, впервые изготовлена в 1960г. Турбина
устанавливается в блоке с прямоточным котлом производительностью 960 т/ч.
Свежий пар поступает во внутренний корпус ЦВД и протекает через одновенечную
регулирующую ступень и десять нерегулируемых ступеней. Далее пар покидает ЦВД и
по двум трубам направляется на промежуточный перегрев, откуда также по двум
трубам подводится к двум комбинированным клапанам ЦСД. Далее пар проходит ЦСД и
направляется в ЦНД, который является двухпоточным и симметричным. Отработавший
в турбине пар тремя потоками направляется в конденсатор типа К-15240.
Таблица 2.1. Характеристики отборов турбины
|
№ отбора
|
Из какого цилиндра
|
Место отбора за i-ой ступенью
|
Давление пара в отборе, МПа
|
|
I
|
ЦВД
|
За 9-ой ступенью
|
56
|
|
II
|
ЦВД
|
Из холодных ниток промперегрева
|
40
|
|
III
|
ЦСД
|
За 4-ой ступенью
|
15,6
|
|
IV
|
ЦСД
|
За 8-ой ступенью
|
6,1
|
|
V
|
ЦСД
|
За 10-ой ступенью
|
3,6
|
|
VI
|
ЦНД
|
Из паровпускной полости 2-го и 3-го потоков
|
2,1
|
|
VII
|
ЦНД
|
За 1-ой ступенью 1-го потока
|
1,18
|
|
VIII
|
ЦНД
|
За 2-ой ступенью 2-го и 3-го потоков
|
0,54
|
|
IX
|
ЦНД
|
За 3-ей ступенью 2-го и 3-го потоков
|
0,23
|
2.1 Построение процесса работы пара в турбине в h-s диаграмме и определение параметров
пара
Строим процесс в h-s диаграмме, для чего используем точки
со следующими параметрами:
Параметры точки О:
р0 = 235 бар
t0 = 560 0С;
Параметры точки О’:
бар
t0’ = 560 0С
h0’ = 3399 кДж/кг;
Параметры точки А:
кДж/кг
рпосле
ЦВД = 40,5 бар
кДж/кг
кДж/кг
кДж/кг;
Параметры
точки А’:
бар
t0’ = 560 0С
h0’ = 3599 кДж/кг;
Параметры точки В:
кДж/кг
рпосле
ЦСД = 2,63 бар
кДж/кг
кДж/кг
кДж/кг;
Параметры
точки В’:
бар
hВ’ = 2946 кДж/кг;
Параметры точки К:
кДж/кг
Рк
= 0,034 бар
кДж/кг
кДж/кг
кДж/кг;
2.2. Расчет тепловой схемы
Таблица 2.2. Параметры основных элементов схемы
|
Наимено-вание величины
|
Элементы схемы
|
|
ПВД 8
|
ПВД 7
|
ПВД 6
|
Деаэратор
|
ПНД 5
|
ПНД 4
|
ПНД 3
|
ПНД 3а
|
ПНД 2
|
ПНД 1
|
Кон-денса-тор
|
СП1
|
СП2
|
|
Ротб. пара
|
56
|
40
|
15,6
|
15,6
|
6,1
|
3,6
|
2,1
|
1,18
|
0,54
|
0,23
|
0,034
|
2,1
|
6,1
|
|
hпара
|
3060
|
3415
|
3390
|
3390
|
3120
|
3000
|
2900
|
2795
|
2715
|
2550
|
2318
|
2900
|
3120
|
|
Рв подогрев., бар
|
56
|
40
|
15,6
|
6,86
|
6,10
|
3,60
|
2,10
|
1,18
|
0,54
|
0,23
|
-
|
2,10
|
6,1
|
|
hконд.гр.пара(дрен-ажа)
|
1191
|
1087,5
|
853,08
|
693,53
|
673,20
|
588,50
|
511,3
|
437,26
|
348,6
|
264,24
|
-
|
511,3
|
673,20
|
|
hводы на вых.
|
1182,6
|
1079,1
|
844,68
|
693,53
|
652,20
|
567,50
|
490,30
|
416,26
|
327,60
|
243,24
|
109,78
|
489,31
|
647,27
|
|
hводы на вх.
|
1079,1
|
844,68
|
714,48
|
652,20
|
567,50
|
490,30
|
485,12
|
330,60
|
243,24
|
160,06
|
-
|
329,82
|
489,31
|
|
hдренажа пара
|
1121
|
886,58
|
763,48
|
-
|
673,20
|
588,50
|
511,3
|
437,26
|
348,6
|
264,24
|
-
|
511,3
|
673,20
|
Пользуясь данными таблиц воды и водяного пара и диаграммой процесса
расширения пара в турбине, составляем сводную таблицу параметров пара в
основных точках. Разность энтальпий конденсата реющего пара и питательной воды
на выходе их подогревателя для ПВД принимаем 8,4 кДж/кг, для ПНД - 21 кДж/кг,
для деаэратора - 0.
Энтальпия дренажа пара берется на 41,9 кДж/кг выше, чем энтальпия
питательной воды на входе данного ПВД. Энтальпия воды на входе в ПВД 6
определяется с учетом повышения ее энтальпии питательным насосом.
.2.1 Расчет сетевых подогревателей
Рис. 2.2 Схема сетевых подогревателей
Температура сетевой воды на выходе из сетевого подогревателя (СП) 2:
Энтальпия
сетевой воды на выходе из СП 2:
Температура
сетевой воды на выходе из сетевого подогревателя (СП) 1:
Энтальпия
сетевой воды на выходе из СП 1:
Температура
сетевой воды на входе в охладитель дренажа (ОД):
Энтальпия
сетевой воды на входе в ОД:
Температура
дренажа ОД:
Энтальпия
дренажа ОД:
Расход
сетевой воды:
Тепловой баланс СП 2:
Откуда
Dсп2 будет
равно:
Составим
тепловой баланс охладителя дренажа и СП1:
Решаем
эту систему уравнений совместно:
Подставим числовые значения и получим:
Преобразуем
и получим:
Следовательно,
Коэффициент
недовыработки мощности на СП1:
Коэффициент
недовыработки мощности на СП2:
Предварительный
расход пара на турбину:
.2.2
Расчет подогревателей высокого давления (ПВД)
Расход
питательной воды:
Тепловой
баланс ПВД 8 (Отбор №1):
Откуда:
Тепловой
баланс ПВД 7 (Отбор №2):
Откуда:
Примем
повышение температуры питательно воды в питательном насосе (ПН) 5 0С:
, следовательно повышение энтальпии питательной воды в
ПН составит: 
;
Энтальпия
воды на входе в ПВД 6:
Тепловой
баланс ПВД 6 (Отбор №3):
Откуда:
.2.3
Расчет деаэратора
Рис.
2.4 Схема деаэратора
Составим
материальный баланс деаэратора:
Откуда:
(1);
Составим
тепловой баланс деаэратора:
Откуда
находим:
(2);
Решаем
(1) и (2) совместно, и получаем:
;
;
.2.4
Расчет подогревателей низкого давления (ПНД)
Рис.
2.5 Схема подогревателей низкого давления
Тепловой
баланс ПНД 5 (отбор №4):
Откуда:
Тепловой
баланс ПНД 4 (отбор №5):
Откуда:
Тепловой
баланс ПНД 3 (отбор №6):
Найдем
энтальпию на входе в ПНД 3:
Примем
недогрев в охладителе дренажа 6 0С, тогда температура питательной
воды на входе будет равна: 
,
следовательно, энтальпия на входе в ПНД 3 будет равна: 
Тогда
находим:
Тепловой
баланс охладителя дренажа (ОД):
Найдем
энтальпию дренажа ОД:
Тогда:
Тепловой
баланс ПНД 3а (отбор №7):
Примем
в точке смешения 3 кДж/кг, тогда 
Следовательно:
Тепловой
баланс ПНД 2 (отбор №8):
Откуда
найдем:
Расчет
точки смешения:
Откуда:
Тогда
, следовательно, значением 
задались верно.
Тепловой
баланс ПНД 1 (отбор №9):
Оценим
энтальпию на входе в ПНД 1:
Подогрев
основного конденсата в охладителях пара основного эжектора и эжектора
уплотнений 
, следовательно, энтальпия на входе в ПНД 1 будет
равна:
Тепловой
баланс ПНД 1:
Откуда найдем:
Оценка
расхода пара в конденсатор:
Внутренняя
мощность турбины:
Тогда
найдем электрическую мощность турбогенератора:
Небаланс
мощности составит:
Поправка
расхода пара на турбину:
Уточнение
расхода пара на турбину:
Уточнение
значения коэффициента регенерации:
.
Выбор типа и количества паровых котлов
Для
ГРЭС и блочных ТЭЦ количество котлов всегда равно количеству турбин.
Производительность котлоагрегата, работающего в блоке с турбиной (независимо от
ее типа), выбирается по максимальному пропуску пара через турбину при
номинальной мощности энергоблока с учетом расхода пара на собственные нужды и
запасом 3 %. Резервные паровые котлы на таких ТЭЦ не устанавливаются. Выбираем
для установки паровой котел типа ПК-39-II (Пп 960/265,
560/560) подольского машиностроительного завода. Всего на ГРЭС устанавливаем 4
двухкорпусных котла, по одному двухкорпусному котлу на турбину.
Таблица
3.1. - Технические характеристики котла ПК-39-II
(Пп
960/275, 560/560)
|
Паропроизводительность котла
|
D
|
960 т/ч
|
|
Расход вторичного пара
|
Dвт
|
760 т/ч
|
|
Температура питательной воды
|
tпв
|
265°С
|
|
Давление питательной воды
|
Рпв
|
320 кг×с/см²
|
|
Температура свежего пара
|
tпп
|
560
|
|
Давление свежего пара
|
Pпп
|
255 кг×с/см²
|
|
Температура вторичного пара на входе в котельный агрегат
|
 330°С
|
|
|
Давление вторичного пара на входе в котельный агрегат
|
 41 кг×с/см²
|
|
|
Температура вторичного пара на выходе из котельного
агрегата
|
  560 °С
|
|
Давление вторичного пара на выходе из котельного
агрегата 
|
39,5 кг×с/см²
|
|
|
|
Температура уходящих газов
|
Jух
|
130 °С
|
Рис. 2.6 - Общий вид котла ПК-39 (продольный разрез)
. Выбор вспомогательного оборудования ТЭС
Для блочной станции выбор вспомогательного оборудования производится для
блока №1.
4.1 Выбор вспомогательного оборудования турбинного цеха
.1.1 Выбор питательных насосов
Производительность питательных насосов определяется максимальным расходом
питательной воды с запасом не менее 5 %. На блоках с закритическим давлением
пара Р0 = 240 ата (23,5 МПа) устанавливаются питательные насосы с
турбоприводом. При установке на блок одного турбонасоса производительностью 100
% дополнительно устанавливается насос с электроприводом производительностью 30
- 50 %.
Максимальное количество питательной воды определяется максимальным
расходом ее котлом с запасом 5 - 8 %.
т/ч,
где
D - производительность котла.
Объемный
расход питательной воды, по которому выбирается производительность насоса:
м3/ч,
где
- плотность воды.
Напор
питательного насоса должен быть не меньше суммарного напора, который
затрачивается на преодоление гидравлического сопротивления. Расчетный напор питательного
насоса можно приближенно считать:
кгс/см2
Мощность
на валу питательного насоса:
кВт
Мощность,
потребляемая электродвигателем питательного насоса при наличии гидромуфты и
редуктора:
кВт
Выбираем
для установки питательный насос с турбоприводом ПН-1135-340:
производительность
- 1135 м3/ч и напор - 34 МПа. Дополнительно устанавливаем насос с
электроприводом ПЭ-600-300-2: производительность - 600 м3/ч, напор -
30 МПа, мощность электродвигателя 6000 кВт.
4.1..
Выбор конденсатных насосов
Расчетная
производительность конденсатных насосов:
т/ч,
где
т/ч - максимальное количество пара, поступающего в
конденсатор турбины (из характеристики турбины).
Для
откачки конденсата из конденсатора турбины выбираем три насоса - два рабочих и
один резервный, первого подъема КсВ-500-85, имеющих подачу - 500 м3/ч,
напор - 85 кгс/см2. Мощность, потребляемая конденсатными насосами
первой ступени:
кВт
Мощность
электродвигателя с учетом возможных перегрузок принимается на 15 - 20 % больше,
чем мощность конденсатного насоса:
кВт
Для
подачи конденсата к регенеративным подогревателям выбираем три насоса второго
подъема - два рабочих и один резервный: КсВ-500-220, имеющих подачу - 500 м3/ч,
напор - 220 кгс/см2. Мощность, потребляемая конденсатными насосами
второй ступени:
кВт
Мощность
электродвигателя с учетом возможных перегрузок принимается на 15 - 20 % больше,
чем мощность конденсатного насоса:
кВт
4.1.3
Выбор циркуляционных насосов
Согласно
нормам технологического проектирования, на ТЭС с блочными схемами
циркуляционные насосы, подающие воду в конденсаторы, устанавливаются в блочных
насосных станциях.
На
каждый корпус конденсатора предусматривается один циркнасос, при этом число
насосов на турбину должно быть не менее двух, а их суммарная подача должна быть
равна расчетному расходу охлаждающий воды на турбину.
Расход
охлаждающей воды, подаваемой в конденсатор Gу = 34805 м3/ч (из характеристик турбины).
Общий
расход циркуляционной воды на ТЭС с учетом расходов на маслоохладители и
газоохладители и др.:
м3/ч
По
известной величине 
выбираем циркуляционный насос типа ОПВ2-110МБ,
имеющий подачу - 18000 м3/ч, напор - 15 м. вод. ст., к.п.д. - 0,87,
диаметр рабочего колеса - 1100 мм. Исходя из вышеперечисленных характеристик
насоса, рассчитаем мощность, потребляемую циркуляционным насосом:
кВт
Мощность
электродвигателя с учетом возможных перегрузок принимается на 15 - 20 % больше,
чем мощность циркуляционного насоса:
кВт
Всего
на турбину установим два циркуляционных насоса.
4.1.4
Выбор сливных насосов (дренажных насосов ПНД)
Расход
дренажа через сливные насосы:
кг/с
Соответственно
выбираем сливной насос типа КсВ-200-220, имеющий подачу - 200 м3/ч,
напор - 220 кгс/см2, к.п.д. - 0,65. Исходя из вышеперечисленных
характеристик насоса, рассчитаем мощность, потребляемую сливным насосом:
кВт
Мощность
электродвигателя с учетом возможных перегрузок принимается на 15 - 20 % больше,
чем мощность сливного насоса:
кВт
Всего
на турбину установим два сливных насоса (дренажных насосов ПНД).
4.1.5
Выбор эжекторов
Выбор
эжекторов осуществляется по справочному материалу в соответствии с
установленным типом турбины, поэтому выбираем для установки два пароструйных
эжектора ЭП-3-25/75.
4.1.6
Выбор основных деаэраторов
Суммарный
запас питательной воды в баках основных деаэраторов должен составлять для
блочных ГРЭС 3,5 мин (или 0,06 часа):
тонн
Суммарная производительность деаэраторов по питательной воде определяется
по максимальному ее расходу. Устанавливаем два деаэратора на каждый блок:
ДСП-500, номинальной производительностью 500 т/ч, с рабочим давлением 7 кгс/см2.
.1.7 Выбор подогревателей системы регенерации
Для системы регенерации принимаем к установке:
|
Подогреватели низкого давления
|
№1
|
ПН-400-26-2-IV
|
|
№2
|
ПН-400-26-7-II
|
|
№3а
|
ПН-400-26-7-II
|
|
№3
|
ПН-400-26-7-II
|
|
№4
|
ПН-400-26-7-V
|
|
№5
|
ПН-400-26-7-I
|
|
Подог реватели высокого давления
|
№6
|
ПВ-900-380-18-1
|
|
№7
|
ПВ-1200-380-42-1
|
|
№8
|
ПВ-900-380-66-1
|
. Тепловой расчет котла ПК-39 (Пп-950/255)
.1 Характеристика и описание котла ПК - 39 (Пп-950/255)
Прямоточный котёл двухкорпусной, изготовлен Подольским машиностроительным
заводом им. Орджоникидзе (ЗИО) для работы в блоке с турбиной К-300-240.
Котельный агрегат имеет паропроизводительность 950 т/час, давление острого пара
на выходе из котла Ро=255 кгс/см² и температуру 545ºС.
Вторичный пар поступает в котел в количестве 760 т/час после ЦВД турбины,
перегревается до 545ºС и направляется в ЦСД с давлением 39,5 кгс/см².
Каждый корпус имеет Т-образную компоновку. Оба корпуса аналогичны по
конструкции.
Котлоагрегат спроектирован для камерного сжигания каменного угля с
подсушкой и размолом его по схеме прямого вдувания. Наличие четырёх опускных
конвективных газоходов позволило обеспечить в них небольшие (по условиям износа
труб) скорости газов.
Пароводяной тракт котла, как по первичному, так и по вторичному пару,
разделен на четыре однотипных потока по два на каждый корпус. Расположение и
конструктивное оформление поверхностей нагрева обоих корпусов совершенно
одинаковое и за счет использования отключающих задвижек на паропроводах и
питательных трубопроводах каждый корпус котла может работать самостоятельно с
нагрузкой равной половине общей производительности котла.
Котлоагрегат имеет отдельный каркас и установлен в типовом здании из
сборного железобетона, в ячейке котельного отделения с пролетом 51м и шагом
колонн 12м. Оба корпуса котла расположены вдоль котельной, фронтом в сторону
турбины.
Габариты корпуса по осям колонн. (Без воздухоподогревателей):
|
Длина (вдоль фронта)
|
21м
|
|
Ширина
|
12м
|
|
Верхняя отметка котла (по изоляции теплообменника)
|
48,1м
|
|
Расстояние между корпусами
|
2м
|
Котлоагрегат оборудован двумя дымососами типа ДО-31.5, размещенными в
отдельном здании вне главного корпуса, и двумя дутьевыми вентиляторами типа
ВДН-24´2-II. Схема газовоздушных трактов и их конструктивное исполнение
одинаково для обоих корпусов и не имеет каких-либо поперечных связей по воздуху
и газам.
Для подогрева воздуха на котел устанавливаются 4 регенеративных
воздухоподогревателя типа ВПР-9.
Тракт пылеприготовления выполнен по схеме прямого вдувания. Для размола
угля применены молотковые мельницы ММТ-2000/2600-590 с воздушно-проходным
сепаратором - по 4 мельницы на корпус. Мельницы работают под наддувом. Подача
угля в мельницы из бункеров осуществляется шнековыми питателями сырого угля.
Каждая мельница обслуживает 3 турбулентных горелки верхнего или нижнего яруса с
одной стороны топки. Для вентиляции и устойчивой транспортировки пыли на каждую
мельницу установлен вентилятор горячего дутья типа ВГД-18,5 на бл.3,4,5;
ВГД-15,5 на бл.6; ВГДН-15 установлен на 3ВГД-Ж, к-1А,2А,Б по одному на каждую
мельницу.
Горелки комбинированного типа со встроенной мазутной форсункой для
растопки котла. На каждой боковой стене расположено 6 горелок в два яруса.
Котлоагрегат выполнен с сухим шлакоудалением. Под холодной воронкой
каждой топки имеются 3 шнековых устройства непрерывного механизированного
шлакоудаления. Улавливание золы осуществляется в золовых бункерах конвективной
шахты и
в четырех эл.фильтрах типа ЭГА- бл.1,2;
в трехпольных эл.фильтрах фирмы «Лурги» (Германия) по одному на корпус -
бл.3;
в 4-х польных эл.фильтрах производства завода «Эдгар Андре» Германия - по
одному на корпус на бл.4,5,6.
Схема гидравлического золошлакоудаления станции оборудована смывными
насосами 12ПДС-60 и 14Д-6 (внутренний гидрозатвор) и багерными насосами
12Гр-8Т-2, 1НрТ-1600/50.
Пароводяной тракт котла.
Таблица 5.1 - основные параметры пароводяного тракта котла.
|
Паропроизводительность котла
|
D
|
950 т/ч
|
|
Расход вторичного пара
|
Dвт
|
760 т/ч
|
|
Температура питательной воды
|
tпв
|
265°С
|
|
Давление питательной воды
|
Рпв
|
320 кг×с/см²
|
|
Температура свежего пара
|
tпп
|
545°С
|
|
Давление свежего пара
|
Pпп
|
255 кг×с/см²
|
Температура вторичного пара на входе в котельный
агрегат
Давление вторичного пара на входе в котельный агрегат
Температура вторичного пара на выходе из котельного
агрегата
Давление вторичного пара на выходе из котельного
агрегата
|
39,5 кг×с/см²
|
|
|
|
Температура уходящих газов
|
Jух
|
130 °С
|
Котлоагрегат состоит из двух однотипных корпусов, объединенных в тепловой
схеме по принципу «дубль-блока» с общим потребителем - паровой турбиной
К-300-240.
Принципиальная схема пароводяного тракта котла выполнена 4-х поточной. По
первичному тракту каждый поток имеет автономное регулирование питания и
температуры.
По тракту промперегрева - распределение пара после ЦВД турбины
осуществляется покорпусно. Распределение потока пара на каждом корпусе котла на
две самостоятельные нитки выполнено для упрощения способа регулирования температуры
пара промперегрева, благодаря симметричному расположению ниток в газоходах
корпуса котла. В каждом корпусе котла расположены элементы двух потоков,
включающие следующие поверхности нагрева (по движению среды).
Таблица 5.2 - основные параметры поверхностей нагрева котла.
|
Наименова-ние поверхнос-ти
|
Расчетная поверхность нагрева, м2
|
Давле-ние выхода,кг×с/см²
|
Темпе-ратура, °С
|
Диаметри толщи-на стенки трубы, мм
|
Материал (сталь)
|
Количест-во включен-ных труб
|
|
ВЭ
|
6600
|
295
|
265
|
32´5
|
Ст.20
|
544 1200
|
|
НРЧ-1,2
|
842
|
296
|
311
|
32´5
|
12Х1МФ
|
336 1900
|
|
ХВ
|
254
|
296
|
391
|
32´5
|
12Х1МФ
|
320 2000
|
|
ЗМТ
|
4800
|
291
|
399
|
32´4
|
12Х1МФ
|
544 1000
|
|
СРЧ-1,2
|
856
|
288
|
404
|
32´6,5 32´6
|
12Х2МФ 12Х1МФ
|
522 1400 1500
|
|
ПЭ
|
413
|
284,5
|
462
|
32´5
|
12Х1МФ
|
600 1060
|
|
ШПП-1
|
873
|
282
|
475
|
32´6,5 32´6
|
12Х2МФ Х18Н12Т
|
704 1250
|
|
ППТО
|
890 835
|
279
|
501
|
32´4
|
12Х1МФ
|
504 1100
|
|
ВРЧ
|
607
|
277
|
455
|
32´6
|
12Х1МФ
|
528 1280
|
|
ШПП-2
|
873
|
271,6
|
482
|
32´6 32´6,5 32´6
|
Х18Н12Т 12Х2МФ 12Х1МФ
|
704 1286
|
|
ШПП-3
|
1190
|
268,7
|
526
|
32´6
|
12Х1МФ Х18Н12Т
|
832 986
|
|
ШПП-4
|
261,8
|
537
|
32´6
|
12Х1МФ Х18Н12Т
|
832 1010
|
|
ППТО
|
890 835
|
41,0
|
330
|
168´10
|
12Х1МФ
|
72 94,5
|
|
КПП-I
|
1070
|
40,8
|
382
|
57´4
|
12Х1МФ
|
544 207
|
|
КПП-II
|
3210
|
40,1
|
464
|
57´5,5
|
12Х2МФ 12Х1МФ
|
544 233
|
|
КПП-II бл.2,3
|
|
|
|
57´4
|
Х18Н12Т
|
|
|
Наименование
|
Температура на входе
|
Температура на входе
|
|
РВП гор.
|
106800
|
Газ
|
348
|
165
|
|
|
Воздух
|
79
|
312
|
|
РВП хол.
|
12000
|
газ
|
165
|
135
|
|
|
|
45
|
70
|
Первичный тракт
Водяной экономайзер одноступенчатый, включенный по схеме противотока,
расположен в конвективной шахте и является последней по ходу газов ступенью
поверхностей нагрева. Входные камеры питательной воды расположены на фронтовых
стенах конвективных шахт.
Нижняя радиационная часть состоит из настенных экранов, экранирующих
топку по всем четырем стенам между отм.8,37-21,22
НРЧ-1 экранирует фронтовую (заднюю) стенку топки. В этой поверхности
поток делится на 4 подпотока: 4 ленты по 21 трубе в каждой, 4 выходных камеры
расположены - в верхней части НРЧ на этой же отметке и две на боковых стенках.
Ленты НРЧ выполнены в виде вертикальных 3-х ходовых змеевиков, подвешенных на
каркасе котла.
НРЧ-2 экранирует боковые стенки топки. 4 входных камеры расположены в
нижней части НРЧ, а 4 выходные - в верхней.
Холодная воронка (ХВ) состоит из объемных трубных блоков, представляющих
собой 4-х гранную усеченную пирамиду: большим основанием к верху является
основанием топки. В этой поверхности поток делится на 4 подпотока, т.е. 4
выходных и 4 входных камеры, соединенные 4-х ходовыми горизонтальными
змеевиками, экранирующими фронтовую и левую стенки для одного потока и заднюю и
правую - для другого. Камеры расположены с фронта корпуса для одного потока и
сзади корпуса - для другого.
Зона максимальной теплоемкости одноступенчатая, включенная по схеме
противотока, расположена в конвективных шахтах, в зоне умеренных температур.
Каждый корпус имеет две ЗМТ, по одной на поток. Входные и выходные камеры
расположены на задних стенках конвективных шахт. Пакет ЗМТ состоит из 8-ми
ходовых змеевиков, расположенных горизонтально.
Средняя радиационная часть состоит из настенных экранов, закрывающих
самую узкую часть топки, т.е. «пережим»; СРЧ каждого потока разделяется на два
подпотока: один подпоток - экраны фронтовой (задней) стены топки и другой -
экраны боковой стены. Каждый подпоток, кроме того, делится на СРЧ-1 и СРЧ-2.
Экран боковой стены СРЧ-1 и СРЧ-2 выполнен в виде ленты, состоящей из U - образных горизонтальных змеевиков.
За СРЧ-1 имеется смесительная камера Æ 245´45, после которой среда попадает в змеевики СРЧ-2. Экраны фронтовой
(задней) стены СРЧ-1 и СРЧ-2 также соединены между собой смесительной камерой, выполненной
в виде ленты, состоящей из U -
образных горизонтальных змеевиков. Входные и выходные камеры расположены на
фронтовой (для одного потока) и задней (для второго потока) стенах топки.
Потолочный экран в виде сплошной экранной поверхности, экранирующей
потолок котла, и разделённой по оси каждого корпуса на два контура, каждый из
них имеет свои входные и выходные камеры, т.е. два потока. Трубы камеры ПЭ
подвешены к каркасу и несут обмуровку. Крепление труб состоит из 7-ми рядов
жестких подвесок, расположенных равномерно по глубине корпуса параллельно
входной (выходной) камере. ПЭ выполнен из 2-х ходовых горизонтальных змеевиков,
по 150 шт. на поток. Входные и выходные камеры расположены в так называемом
«теплом ящике». В потолочном экранировании имеется разводки труб:
- для ремонтных лючков
- для ширм 1,2,3,4 ступеней.
Ширмовой пароперегреватель состоит из 4-х ступеней. Первая ступень ШПП-I имеет 32 ширмы, размещенные по16 в
правой и левой половине корпуса. 8 ширм примыкают к фронтовой стене котла и 8 ширм
к задней стене.
Каждая ширма состоит из 11 вертикальных 4-х змеевиков и имеет входящую и
выходящую камеры, которые соответственно подсоединяются к входному и выходному
коллекторам ширм. Исключение представляет первый (обрамляющий) змеевик, 2-х
ходовой, и выполнен из ст.Х18Н12Т, тогда как остальные змеевики выполнены из
ст. 12Х2МФСР. Камеры и сбросные коллектора ширм расположены в «тёплом ящике».
Ширмы крепятся подвесками к каркасу потолка с шагом 324 мм.
Паровой теплообменник (ППТО) сконструирован из 4-х пакетов (по 2 на
каждый корпус). Каждый пакет состоит из 18 секций на бл. 1, 2 и 17 секций на
бл. 3, 4, 5, 6. Секция представляет собой горизонтальную U-образную петлю из трубы 168´10, заполненную пучком из труб
диаметром 32´4мм,
через который проходит первичный пар. Внутри трубы Æ 168мм проходит вторичный пар,
который затем поступает в КПП. Движение первичного и вторичного пара встречное.
Входные и выходные камеры первичного и вторичного трактов параллельны боковой
стене конвективной шахты и расположены над левым и правым углами топки. Вход и
выход первичного пара со стороны задней стены, вторичного - с фронта котла.
После ППТО первичный тракт разделяется встроенной задвижкой и байпасирующим её
растопочным узлом на две части: испарительную и перегревательную. Такое
разделение первичного тракта создает условие для ускоренного пуска, т.е. с
помощью арматуры растопочного узла имеется возможность пуска блока на
скользящих параметрах перед турбиной при закритических параметрах в
испарительной части котла.
Верхняя радиационная часть выполнена из горизонтальных труб, охватывающих
фронтовую, заднюю и боковые стены поворотной камеры, и разделена продольной
осью корпуса на два потока. Каждый поток ВРЧ делится на 4 выходных (на
фронтовой стене) камеры Æ 168´25. Лента
подпотока состоит из 33-х 3-х ходовых горизонтальных змеевиков Æ 32´4. ВРЧ конструктивно расположена
между СРЧ и ПЭ. В блоках имеются разводки под взрывные клапаны. Для обеспечения
тепловых зазоров поверхностей нагрева ВРЧ, ленты, расположенные на задней и
фронтовых стенах, стыкуются при монтаже к боковым лентам с холодным натягом
длиной 70 мм.
Вторая ступень ШПП-II
имеет 32 ширмы, расположенные симметрично по 16 в центре правой и левой половин
корпуса между ширм первой ступени. Ширмы ШПП-II аналогичны ширмам ШПП-I за исключением конструктивного размещения входных и выходных
камер.
Третья ступень ШПП-III по
ходу газов расположена за первой ступенью ширм и подвешена над конвективной
шахтой. Она состоит из 32 ширм, расположенных по 16 в правой и левой половинах
корпуса. Восемь ширм примыкают к фронтовой стене котла и 8 - к задней. Шаг
324мм. Каждая ширма состоит из 13 вертикальных 4-х ходовых змеевиков, за
исключением первого (обрамляющего) 2-х ходового.
Четвертая ступень ШПП-IV
имеет 32 ширмы, расположенные по 16 по ходу газов за ШПП-II. Конструктивное исполнение
аналогично ШПП-III за исключением
размещения входных и выходных камер. Входные камеры подсоединены к сбросному
коллектору. Ширмы крепятся жесткими подвесками к каркасу потолка с шагом 324мм.
Вторичный тракт.
КПП-I ступени - пароперегреватель -
расположен в конвективной шахте над ЗМТ, включен по схеме противотока. Пакет
состоит из горизонтальных змеевиков Æ 57´4. корпус имеет два КПП-I - по
одному в каждой конвективной шахте. Входные и выходные камеры расположены с
фронта котла.
КПП-II ступени - расположены в конвективной
шахте над пакетами КПП-I - по
схеме прямотока, Æ труб 57´5,5.
входные и выходные камеры КПП-II
расположены на фронтовых стенах конвективных шахт.
Регулирование температур.
Регулирование температуры первичного пара по тракту производится тремя
постоянно действующими впрысками, а при режимах растопки - растопочным впрыском
на выходе из котла (за ширмами IV
ступени).
Впрыск 1 - производительность 33 т/час на четыре потока, осуществлен в рассечку
потолочного экрана и ширм 1 ступени. Снижая температуру среды до величины 14 ºС, впрыск обеспечивает поддержание
расчетных температур по тракту за ним, а также позволяет устранить возможные
перекосы в потоках, возникающие за счет их разных тепловосприятий.
Впрыск 2 - производительность 24 т/час на четыре потока, выполнен за
пакетами ППТО и дает возможность поддерживать температуру пара на входе в ВРЧ в
пределах ±10 ºС. Выполняя те же функции, что и впрыск 1, он обеспечивает
зону действия для регулятора температуры острого пара (впрыск 3) и повышает
гибкость общего регулирования температур по тракту котла.
Впрыск 3 - производительность 24 т/час на 4 потока, осуществлен в рассечку III и IV ступени и предназначен для подрегулировки температуры
острого пара в допустимых пределах для работы турбины. Температурный напор,
снимаемый впрыском III, достигает 7 ºС.
Растопочный впрыск - производительность 16 т/час на 4 потока, используется для
корректировки температуры перегретого пара при работе котла в растопочных
режимах, в зависимости от скорости прогрева металла главных паропроводов и
общего графика нагрузки блока. Для регулирования температур по тракту
промперегрева используются предусмотренный для этой цели в схеме котла паровой
теплообменник , где за счет перепада температур происходит передача тепла от
первичного пара к вторичному. Установленный в каждом потоке промперегрева
(перед ППТО) байпасные клапаны позволяют изменять кол-во проходящего через
теплообменник вторичного пара, обеспечивая тем самым необходимый диапазон
регулирования его температуры. Величина байпасирования вторичным потоком ППТО
достигает 63% от общего расхода вторичного пара на котел.
Регулирование температур промперегрева в некоторых пределах можно
выполнять также путем воздействия на впрыск 1, т.е. изменяя температуру
греющего пара (первичного) на входе в ППТО.
Для критических положений имеется аварийный впрыск отдельно в каждую
нитку вторичного перегрева, расположенный между КПП-1 и КПП-2, на корпусе 1Б
между ППТО и КПП-1.
Каркас котла
Металлоконструкции котла состоят из 2-х симметричных корпусов,
расположенных на расстоянии 2 м от друга. Общий размер в плане обоих корпусов
составляет 14х12 м при высоте 43 м.
Пространственная жесткость корпусов котла обеспечивается вертикальным и
горизонтальным жесткостями и горизонтальными фермами-площадками на отм.9.600,
17.00,24.400,34.400. Каркас располагается внутри котельной, обирание
промежуточных площадок между котлом и зданием предусмотрено подвижным. Стыковка
колонн осуществляется через фрезированные торцы колонн с последующей сваркой.
Колонны каркас котла, расположенные по углам топочных камер и конвективных
газоходов - сварные, двутаврового профиля. На колонны передаются нагрузка от
поверхностей нагрева, обшивки и др. технологических элементов котельного
агрегата. Все заводские и монтажные соединения сварные. Башмаки колонн крепятся
к фундаменту с помощью анкерных болтов и закладных двутавров. Верх закладных
двутавров выверяется по нулевой отметке. Конструкция каркаса котла
предусматривает ведение монтажа отдельными блоками из металлоконструкций,
трубных поверхностей, обмуровки.
|
5.2 Определение объемов продуктов сгорания и энтальпии
Таблица 5.3.
|
|
№ п.п
|
Наименование показателей
|
Обозн.
|
Ед. измерения
|
Способ определения
|
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
|
3.1. Топливо
|
|
1
|
ЭКИБАСТУЗСКИЙ УГОЛЬ МАРКИ - СС (УГОЛЬНЫЕ РАЗРЕЗЫ № 1, 2, 3)
|
|
2
|
Содержание влаги в рабочей массе топлива
|
Wр
|
%
|
Дано
|
7
|
|
3
|
зольность топлива
|
Aр
|
%
|
Дано
|
38,1
|
|
4
|
Содержание серы колчеданной и органической
|
Sрк+ор
|
%
|
Дано
|
0,8
|
|
5
|
Содержание углерода
|
Cр
|
%
|
Дано
|
43,4
|
|
6
|
Содержание водорода
|
Hр
|
%
|
Дано
|
2,9
|
|
7
|
Содержание азота
|
Nр
|
%
|
Дано
|
0,8
|
|
8
|
Содержание кислорода
|
Oр
|
%
|
Дано
|
7
|
|
9
|
Выход летучих на горючую массу
|
Vг
|
%
|
Дано
|
30
|
|
10
|
Низшая теплота сгорания
|
Qрн
|
ккал/кг
|
Дано
|
4000
|
|
|
11
|
Теоретическое кол-во сухого воздуха, необходимого для
полного сгорания 1 кг твердого топлива (коэф. избытка воздуха a=1)
|
V0
|
нм3/кг
|
0,0889*(Ср+0,375*Sрк+ор)+0,265*Hр-0,0333*Ор
|
4,4203
|
|
12
|
Теоретический объём азота
|
V0N2
|
нм3/кг
|
0,79*V0+0,8*Nр/100
|
3,4985
|
|
13
|
Объём трехатомных газов
|
VRO2
|
нм3/кг
|
1,866*Cр+0,375*Sрк+ор 100
|
0,8154
|
|
14
|
Теоретический объём водяных паров
|
V0H2O
|
нм3/кг
|
0,111*Hр+0,0124*Wр+ +0,0161*V0
|
0,4799
|
|
|
15
|
Коэффициент избытка воздуха в топке
|
αг
|
|
Таблица 2 [4]
|
1,2
|
|
19
|
Величина присосов воздуха в промежуточном перегревателе
|
ΔαКПП
|
|
Таблица 5 [4]
|
0,03
|
|
20
|
Коэффициент избытка воздуха на выходе из промежуточного
перегревателя
|
αКПП
|
|
αт+ΔαКПП
|
1,23
|
|
21
|
Средний коэффициент избытка воздуха в промежуточном
перегревателе
|
αКППср
|
|
(αт+αКПП)/2
|
1,215
|
|
22
|
Величина присосов воздуха в переходной зоне котла
|
ΔαЗМТ
|
|
Таблица 5 [4]
|
0,03
|
|
23
|
Коэффициент избытка воздуха на выходе из переходной зоны
котла
|
αЗМТ
|
|
αКПП+DaЗМТ
|
1,26
|
|
24
|
Средний коэффициент избытка воздуха в переходной зоне котла
|
αЗМТср
|
|
(αКПП+αЗМТ)/2
|
1,245
|
|
25
|
Величина присосов воздуха в водяной экономайзер
|
ΔαВЭ
|
|
Таблица 5 [4]
|
0,02
|
|
26
|
Коэффициент избытка воздуха на выходе из водяного
экономайзера
|
αВЭ
|
|
αЗМТ+∆αВЭ
|
1,28
|
|
27
|
Средний коэффициент избытка воздуха в водяном экономайзере
|
αВЭср
|
|
(αЗМТ+αВЭ)/2
|
1,27
|
|
28
|
Величина присосов воздуха в регенеративный воздухоподогреватель
|
ΔαРВП
|
|
Таблица 5 [4]
|
0,2
|
|
29
|
Коэффициент избытка воздуха на выходе из регенеративного
воздухоподогревателя
|
αРВП
|
|
αВЭ+∆αРВП
|
1,48
|
|
30
|
Средний коэффициент избытка воздуха в регенеративном
воздухоподогревателе
|
αРВПср
|
|
(αВЭ+αРВП)/2
|
1,38
|
|
31
|
Доля золы топлива, уносимой газами
|
аун
|
|
Таблица 2 [4]
|
0,95
|
|
32
|
Приведенная величина уноса золы из топки
|
Ап
|
|
103*аун*Ар/Qрн
|
9,0488
|
|
33
|
Энтальпия продуктов сгорания на 1кг сжигаемого топлива
|
I
|
ккал/кг
|
I0г+(α-1)*I0в
|
|
|
34
|
Энтальпия дымовых газов при =1 и температуре
|
I0г
|
ккал/кг
|
VRO2*(Cϑ)RO2+V0N2*(Cϑ)N2+V0H2O*(Cϑ)H2O+Iзл
|
|
|
35
|
Так как Ап>6, к энтальпии дым. газов добавляем энтальпию
золы
|
Iзл
|
ккал/кг
|
(Cϑ)зл*Ар/100*аун
|
|
|
36
|
Энтальпия теоретически необходимого количества воздуха
|
I0в
|
ккал/кг
|
V0*(Cϑ)в
|
|
|
5.3 Объемы дымовых газов, трехатомных газов и водяных
паров Таблица 5.4.
|
|
Наимено-вание показате-лей
|
Обоз-наче-ние
|
Един. изме-рения
|
Способ определения
|
V0 = 4,42033
|
|
VRO2= 0,81544
|
|
|
|
|
VN2 0 = 3,49846
|
|
V0H2O= 0,47987
|
|
|
|
|
Топка
|
КПП
|
ЗМТ
|
ВЭ
|
РВП
|
|
Коэф. избытка воздуха за поверхностями нагрева
|
α
|
отн. единицы
|
Из расчета коэф.избытка воздуха
|
1,2
|
1,23
|
1,26
|
1,28
|
1,48
|
|
Средний коэф. избытка воздуха в поверх. нагрева
|
α ср
|
отн. единицы
|
Из расчета коэф.избытка воздуха
|
|
1,22
|
1,245
|
1,27
|
1,38
|
|
Действительный объем водяных паров за поверх.нагрева
|
VH2O
|
нм3/кг
|
VоH2O+0,0161*(α -1)*Vо
|
0,494
|
0,496
|
0,498
|
0,500
|
0,514
|
|
Средний действ.объем воданых паров в поверх.нагрева
|
VH2Oср
|
нм3/кг
|
VоH2O+0,0161*(α ср-1)*Vо
|
|
0,495
|
0,497
|
0,499
|
0,507
|
|
Объем дымовых газов за пов.нагр
|
Vг
|
нм3/кг
|
VRO2+VoN2+VH2O+(α -1)*Vо
|
5,692
|
5,827
|
5,962
|
6,051
|
6,950
|
|
Средний объем. дым. газов в поверх.нагрева
|
Vгср
|
нм3/кг
|
VRO2+VoN2+VH2O+(α ср-1)*Vо
|
|
5,759
|
5,894
|
6,006
|
6,501
|
|
Объемная доля трехатомных газов за поверх.нагрева
|
rRO2
|
|
VRO2/Vг
|
0,143
|
0,140
|
0,137
|
0,135
|
0,117
|
|
Средняя объемная доля трехат. газов в поверх.нагрева
|
rRO2ср
|
|
VRO2/Vгср
|
|
0,142
|
0,138
|
0,136
|
0,125
|
|
Доля водяных паров за поверхностями нагрева
|
rH2O
|
|
VH2O/Vг
|
0,085
|
0,084
|
0,083
|
0,074
|
|
Средняя доля водяных паров в поверхностях нагрева
|
rH2Oср
|
|
VH2O/Vгср
|
|
0,086
|
0,084
|
0,083
|
0,078
|
|
Сумарн.доля трехат. газов и водяных паров за пов.нагрева
|
rn
|
|
rRO2+rH2O
|
0,230
|
0,225
|
0,220
|
0,217
|
0,191
|
|
Средняя доля трехат. газов и вод. паров в пов.нагрева
|
rnср
|
|
rRO2ср+rH2Oср
|
|
0,228
|
0,223
|
0,219
|
0,203
|
|
Масса дымовых газов
|
Gг
|
кг/кг
|
1-Ар/100+1,306*α *V0
|
7,5465
|
7,72
|
7,893
|
8,0083
|
9,1629
|
|
Средняя масса дым. газов
|
Gгср
|
кг/кг
|
1-Ар/100+1,306*α ср*V0
|
|
7,63
|
7,806
|
7,9506
|
8,5856
|
|
Массов. концентрация золовых частиц
|
m
|
кг/кг
|
Ар*аун/100*Gг
|
0,048
|
0,05
|
0,046
|
0,0452
|
0,0395
|
|
Средняя массовая концентрация золовых частиц в продуктах
сгорания
|
mср
|
кг/кг
|
Ар*аун/100*Gгср
|
|
0,05
|
0,046
|
0,0455
|
0,0421
|
5.4 Энтальпии продуктов сгорания
Таблица 5.5.
|
I=Iог+(α-1)*Iов+Iзл
|
Iог=VRO2*(Сϑ)RO2+VоN2*(Cϑ)N2+VоH2O*(Сϑ)H2O
|
Iов=Vо*(Сϑ)в
|
Iзл=(Сϑ)зл*Ар/100*аун
|
|
ϑ
|
Iзл
|
Iог
|
Iов
|
α =1,2
|
α =1,23
|
α =1,26
|
α =1,28
|
α =1,48
|
|
oС
|
ккал/кг
|
ккал/кг
|
ккал/кг
|
I
|
ΔI
|
I
|
ΔI
|
I
|
ΔI
|
I
|
ΔI
|
I
|
ΔI
|
|
100
|
6,574291
|
159,2246
|
139,6193
|
193,7228
|
|
197,9114
|
|
202,0999
|
|
204,8923
|
|
232,8162
|
|
|
200
|
14,87192
|
321,4486
|
281,3453
|
392,5895
|
198,8668
|
401,0299
|
203,1186
|
409,4703
|
207,3703
|
415,0972
|
210,2049
|
471,3662
|
238,5501
|
|
300
|
23,21625
|
489,054
|
425,5351
|
597,3773
|
204,7877
|
610,1433
|
209,1134
|
622,9094
|
213,4391
|
631,4201
|
216,3229
|
716,5271
|
245,1609
|
|
400
|
31,5252
|
661,8239
|
572,551
|
807,8593
|
210,482
|
825,0358
|
214,8925
|
842,2123
|
219,3029
|
853,6633
|
222,2433
|
968,1735
|
251,6464
|
|
500
|
39,80556
|
839,4906
|
722,598
|
1023,816
|
215,9565
|
1045,494
|
220,4579
|
1067,172
|
224,9593
|
1081,624
|
227,9603
|
1226,143
|
257,9697
|
|
600
|
48,1341
|
1021,746
|
875,7449
|
1245,029
|
221,2133
|
1271,301
|
225,8077
|
1297,574
|
230,4021
|
1315,089
|
233,465
|
1490,238
|
264,0944
|
|
700
|
56,6385
|
1208,251
|
1031,944
|
1471,278
|
226,2494
|
1502,237
|
230,9354
|
1533,195
|
235,6214
|
1553,834
|
238,7453
|
1760,223
|
269,9852
|
|
800
|
65,47843
|
1398,647
|
1191,053
|
1702,336
|
231,0571
|
1738,067
|
235,8304
|
1773,799
|
240,6037
|
1797,62
|
243,7858
|
2035,83
|
275,6076
|
|
900
|
74,82658
|
1592,562
|
1352,853
|
1937,959
|
235,6237
|
1978,545
|
240,4777
|
2019,13
|
245,3318
|
2046,188
|
248,5678
|
2316,758
|
280,9279
|
|
1000
|
84,84965
|
1789,626
|
1517,074
|
2177,891
|
239,9315
|
2223,403
|
244,8581
|
2268,915
|
249,7848
|
2299,257
|
253,0692
|
2602,671
|
285,9133
|
|
1100
|
95,6894
|
1989,478
|
1683,409
|
2421,849
|
243,958
|
2472,351
|
248,948
|
2522,853
|
253,9381
|
2556,522
|
257,2648
|
2893,203
|
290,5319
|
|
1200
|
107,4436
|
2191,773
|
1851,541
|
2669,524
|
247,6756
|
2725,071
|
252,7196
|
2780,617
|
257,7635
|
2817,648
|
261,1262
|
3187,956
|
294,7526
|
|
1300
|
120,1473
|
2396,197
|
2021,16
|
2920,576
|
251,052
|
2981,211
|
256,1406
|
3041,846
|
261,2291
|
3082,269
|
264,6215
|
3486,501
|
298,5452
|
|
1400
|
133,7535
|
2602,476
|
2191,982
|
3174,626
|
254,0499
|
3240,386
|
259,1746
|
3306,145
|
264,2993
|
3349,985
|
267,7157
|
3788,381
|
301,8802
|
|
1500
|
148,1145
|
2810,384
|
2363,775
|
3431,254
|
256,6271
|
3502,167
|
261,7809
|
3573,08
|
266,9347
|
3620,356
|
270,3705
|
4093,11
|
304,7291
|
|
1600
|
162,9625
|
3019,752
|
2536,375
|
3689,99
|
258,7364
|
3766,081
|
263,9144
|
3842,172
|
269,0924
|
3892,9
|
272,5444
|
4400,175
|
307,0644
|
|
1700
|
177,8912
|
3230,483
|
2709,708
|
3950,316
|
260,3257
|
4031,607
|
265,5257
|
4112,898
|
270,7257
|
4167,092
|
274,1924
|
4709,034
|
308,859
|
|
1800
|
192,3365
|
3442,555
|
2883,811
|
4211,654
|
261,3382
|
4298,168
|
266,5613
|
4384,683
|
271,7844
|
4442,359
|
275,2664
|
5019,121
|
310,0872
|
|
1900
|
205,5574
|
3656,037
|
3058,854
|
4473,366
|
261,7118
|
4565,131
|
266,963
|
4656,897
|
272,2143
|
4718,074
|
275,7152
|
5329,845
|
310,7237
|
216,6172
|
3871,097
|
3235,156
|
4734,745
|
261,3798
|
4831,8
|
266,6688
|
4928,855
|
271,9579
|
4993,558
|
275,4839
|
5640,589
|
310,7444
|
5.5 Тепловой расчет котельного агрегата
Таблица 5.6.
|
№
|
Расчитываемая величина
|
Обознач.
|
Размерн.
|
Формула или обоснование
|
Расчет
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
|
5.5.1. Тепловой баланс
|
|
1
|
Располагаемое тепло топл.
|
Qрр
|
ккал/кг
|
Qрн
|
4000
|
|
2
|
Температура уходящих газов
|
ух
|
0С
|
Задана
|
130
|
|
3
|
Энтальпия уходящих газов
|
Iух
|
ккал/кг
|
По I- таблице
|
303,681
|
|
4
|
Температура холодного воздуха
|
tхв
|
оС
|
задана
|
30
|
|
5
|
Энтальпия там же
|
Iохв
|
ккал/кг
|
По I- таблице
|
41,5955
|
|
6
|
Потери тепла от хим.недожога
|
q3
|
%
|
По таблице 2 [4]
|
0
|
|
7
|
Потери тепла от мех.недожега
|
q4
|
%
|
По таблице 2 [4]
|
1,5
|
|
8
|
Потери тепла с уходящими газами
|
q2
|
%
|
((Iух-ух*Iохв)*(100-q4))/Qрр
|
5,9622
|
|
9
|
Потери тепла в окружающую среду
|
q5
|
%
|
По рис.1 [4]
|
0,2
|
|
10
|
Доля золы топлива в шлаке
|
ашл
|
|
(1-аун)
|
0,05
|
|
11
|
Температура золы при сухом шлакоудалении
|
tшл
|
оС
|
принята
|
600
|
|
12
|
Энтальпия золы
|
(C)зл
|
|
По таблице 1 [4]
|
132,985
|
|
13
|
Потери тепла с теплом шлака
|
q6
|
%
|
ашл*(C)зл*Ар/Qрр
|
0,06333
|
|
14
|
Сумма тепловых потерь
|
q
|
%
|
q2+q3+q4+q5+q6
|
7,72553
|
|
15
|
КПД парогенератора
|
ка
|
%
|
100-q
|
92,2745
|
|
16
|
Расход острого пара
|
Dпп
|
т/ч
|
задано
|
950
|
|
17
|
Давление пара за котлом
|
Pпп
|
кгс/см2
|
задано
|
255
|
|
18
|
Температура пара за котлом
|
tпп
|
оС
|
задано
|
545
|
|
19
|
Энтальпия пара за котлом
|
iпп
|
ккал/кг
|
таб.воды и вод.пара [9]
|
793,289
|
|
20
|
Давление питательной воды
|
Pпв
|
кгс/см2
|
задана
|
300
|
|
21
|
Температура питательной воды
|
tпв
|
оС
|
задана
|
265
|
|
22
|
Энтальпия питательной воды
|
iпв
|
ккал/кг
|
таб.воды и вод.пара [9]
|
276,583
|
|
23
|
Расход пара промперегрева
|
Dвт
|
т/ч
|
задана
|
760
|
|
24
|
Давление хол.промперегрева
|
P'вт
|
кгс/см2
|
задана
|
41
|
|
25
|
Температура холодного промпер.
|
t'вт
|
оС
|
задана
|
330
|
|
26
|
Энтальпия холодного промпер.
|
i'вт
|
ккал/кг
|
таб.воды и вод.пара [9]
|
726,45
|
|
27
|
Давление гор.промперегрева
|
P''вт
|
кгс/см2
|
задана
|
39,5
|
|
28
|
Температура там же
|
t''вт
|
оС
|
задана
|
545
|
|
29
|
Энтальпия там же
|
i''вт
|
ккал/кг
|
таб.воды и вод.пара [9]
|
847,72
|
|
30
|
Тепло,полезно используемое в парогенераторе
|
Qка
|
Гкал/ч
|
Dпп*(iпп-iпв)+Dвт*(i''вт-i'вт)
|
583,036
|
|
31
|
Полный расход топлива
|
B
|
кг/ч
|
(Qка*100)/(Qрр*ка)
|
157962
|
|
32
|
Расчетный расход топлива
|
Вр
|
кг/ч
|
В*(1-q4/100)
|
155593
|
|
33
|
Коэф.сохранения тепла
|
|
|
1-(q5/(ка+q5))
|
0,99784
|
|
5.5.2. Регенеративный воздухоподогреватель
|
|
1
|
Диаметр ротора
|
Dвн
|
мм
|
конструктивные данные
|
7200
|
|
2
|
Диаметр ступицы
|
Dст
|
мм
|
конструктивные данные
|
950
|
|
3
|
Кол-во РВП на к.а.
|
n
|
шт
|
конструктивные данные
|
4
|
|
4
|
Количество секторов
|
n
|
шт
|
конструктивные данные
|
18
|
|
Газовых
|
n
|
шт
|
конструктивные данные
|
9
|
|
Воздушных
|
n
|
шт
|
конструктивные данные
|
7
|
|
Разделительных
|
n
|
шт
|
конструктивные данные
|
2
|
|
5
|
Доля поверхности, омываемой газами
|
xг
|
|
|
0,5
|
|
6
|
Доля поверхности, омываемой воздухом
|
хв
|
|
|
0,38889
|
|
Холодная часть
|
|
|
|
|
|
7
|
Эквивалентный диаметр
|
dэ
|
мм
|
конструктивные данные
|
9,8
|
|
8
|
Живое сечение для газов
|
Fг
|
м2
|
0,785*D2вн*xг*Кр*Кл*n
|
61,595
|
|
9
|
Живое сечение для воздуха
|
Fв
|
м2
|
0,785*D2вн*xв*Кр*Кл*n
|
47,9072
|
|
10
|
Высота набивки
|
hх
|
м
|
конструктивные данные
|
0,375
|
|
11
|
Поверхность нагрева
|
Hх
|
м2
|
0,95*0,785*D2вн*Кр*С*n
|
17263,5
|
|
12
|
Температура воздуха на входе
|
tхв
|
оС
|
задана
|
30
|
|
13
|
Энтальпия воздуха на входе
|
Iохв
|
ккал/кг
|
По I- таблице
|
41,5955
|
|
14
|
Отношение расходов воздуха на выходе из холодной части к
теоретическому
|
''хч
|
|
т-пс-рвп
|
1
|
|
15
|
Присос воздуха
|
вп
|
|
По табл.5 [4]
|
0,2
|
|
16
|
Температура воздуха на выходе
|
t"пр
|
оС
|
принимаем
|
69
|
|
17
|
Энтальпия воздуха там же
|
Iохч
|
ккал/кг
|
По I- таблице
|
96,1052
|
|
18
|
Тепловосприятие ступени(по балансу)
|
Qбхч
|
ккал/кг
|
''хч+вп/2)*(I0хч-I0хв)
|
59,9607
|
|
19
|
Температура газов на выходе
|
"ух
|
оС
|
задана
|
130
|
|
20
|
Энтальпия уходящих газов
|
ккал/кг
|
По I- таблице
|
303,681
|
|
21
|
Энтальпия газов на входе
|
I'ух
|
ккал/кг
|
I"ух+Qбхч/-вп*Iохв
|
355,453
|
|
22
|
Температура газов на входе
|
'хч
|
оС
|
По I- таблице
|
171,626
|
|
23
|
Средняя температура газов
|
ср
|
оС
|
'хч+"ух/2
|
150,813
|
|
24
|
Средняя температура воздуха
|
tср
|
оС
|
(tхв+t"пр)/2
|
49,5
|
|
25
|
Средний темп-ый напор
|
t
|
оС
|
ср-tср
|
101,313
|
|
26
|
Средняя скорость газов
|
Wг
|
м/с
|
Bр*Vгср*(ср+273) Fг*3600*273
|
7,08113
|
|
27
|
Средняя скорость воздуха
|
Wв
|
м/с
|
BрVо("хч+хч/2)*(tср+273) Fв*3600*273
|
5,18204
|
|
28
|
Средняя температура стенки холодной части
|
tст
|
оС
|
хг*ср+хв*tср/хг+хв
|
97,0626
|
|
29
|
Коэффициент теплоотдачи от газов к стенке
|
|
ккал м2*ч*0C
|
Сн*Сф*Се*н
|
28,9386
|
|
30
|
Коэффициент теплоотдачи от стенки к воздуху
|
|
ккал м2*ч*0C
|
Сн*Сф*Се*н
|
25,1694
|
|
31
|
Коэффициент использования
|
|
|
принимаем
|
0,9
|
|
32
|
Коэффициент теплопередачи
|
К
|
ккал м2*ч*0C
|
хг*1)+1/(xв*2)
|
5,25465
|
|
33
|
Тепловосприятие хол.части по уравнению теплопередачи
|
Qтхч
|
ккал/кг
|
К*Hх*t/Вр
|
59,0673
|
|
34
|
Отношение тепловосприятий
|
Qтхч Qбхч
|
%
|
Qтхч/Qбхч*100
|
98,51
|
|
Значения Qтхч и Qбхч различаются приблизительно на 2%
|
|
Горячая часть
|
|
|
|
|
|
35
|
Живое сечение для газов
|
Fг
|
м2
|
0,785*D2вн*xг*Кр*Кл*n
|
66,3514
|
|
36
|
Живое сечение для воздуха
|
Fв
|
м2
|
0,785*D2вн*xв*Кр*Кл*n
|
51,6066
|
|
37
|
Высота набивки
|
hг
|
м
|
конструктивные данные
|
2
|
|
38
|
Поверхность нагрева
|
Hг
|
м2
|
0,95*0,785*D2вн*Кр*С*n
|
103404
|
|
39
|
Температура воздуха на выходе
|
t"гч
|
оС
|
принимаем
|
305
|
|
40
|
Энтальпия воздуха там же
|
I"гч
|
ккал/кг
|
По I- таблице
|
432,816
|
|
41
|
Тепловосприятие ступени(по балансу)
|
Qбгч
|
ккал/кг
|
''хч+вп/2)*(I"гч-I0хв)
|
370,382
|
|
42
|
Энтальпия присосов в горячую часть воздуха
|
Qпргч
|
ккал/кг
|
вп/2*I"гч
|
43,2816
|
|
43
|
Энтальпия газов перед горячей частью
|
I'гч
|
ккал/кг
|
I'хч+Qбгч/-Qпргч
|
683,356
|
|
44
|
Температура газов перед горячей частью
|
'гч
|
оС
|
По I- таблице
|
323,369
|
|
45
|
Средняя темперетура газов
|
сргч
|
оС
|
'гч+'хч/2
|
247,497
|
|
46
|
Средняя темперетура воздуха
|
tсргч
|
оС
|
t"гч+t"пр/2
|
187
|
|
47
|
Средний темп-ый напор
|
t
|
оС
|
сргч-tсргч
|
60,4973
|
|
48
|
Средняя температура стенки
|
tсрст
|
оС
|
хг*сргч+хв*tсргч/хг+хв
|
205,561
|
|
49
|
Средняя скорость газов
|
Wсрг
|
м/с
|
Bр*Vгср*(сргч+273) Fг*3600*273
|
8,07314
|
|
50
|
Средняя скорость воздуха
|
Wсрв
|
м/с
|
BрVо("хч+хч/2)(tсргч+273)
Fв*3600*273
|
6,86158
|
|
51
|
Коэффициент теплоотдачи от газов к стенке
|
|
ккал м2*ч*0C
|
Сн*Сф*Се*н
|
52,08
|
|
52
|
Коэффициент теплоотдачи от стенки к воздуху
|
|
ккал м2*ч*0C
|
Сн*Сф*Се*н
|
42,912
|
|
53
|
Коэффициент теплопередачи
|
К
|
ккал м2*ч*0C
|
хг*1)+1/(xв*2)
|
9,15325
|
|
54
|
Тепловосприятие хол.части по уравнению теплопередачи
|
Qтгч
|
ккал/кг
|
К*Hх*t/Вр
|
368,008
|
|
55
|
Отношение тепловосприятий
|
Qтгч Qбгч
|
%
|
Qтгч/Qбгч*100
|
99,3591
|
|
Значения Qтхч и Qбгч различаются меньше чем на 2%
|
|
5.5.3. Топка котла
|
|
1
|
Наружный диаметр экранных труб
|
d
|
мм
|
конструктивные данные
|
32
|
|
2
|
Толщина стенки труб экранных поверхностей
|
|
мм
|
конструктивные данные
|
6
|
|
3
|
Поверхность боковой стены:
|
Fб
|
м2
|
Fбсрч+Fбнрч+Fбхв
|
308,903
|
|
СРЧ
|
FбСРЧ
|
м2
|
(3,124*2+3,029*2)*10,84
|
133,809
|
|
НРЧ
|
FбНРЧ
|
м2
|
(21,25-8,96)*10,84
|
133,224
|
|
ХВ
|
FбХВ
|
м2
|
(10,84+6,25)*2,45
|
41,8705
|
|
4
|
Поверхность фронт.стены:
|
Fф
|
м2
|
Fфсрч+Fфнрч+Fфхв
|
199,179
|
|
СРЧ
|
FФСРЧ
|
м2
|
6,3*6,08+(7,84+6,3)*3,04
|
81,2896
|
|
НРЧ
|
FФНРЧ
|
м2
|
(21,25-8,96)*7,84
|
96,3536
|
|
ХВ
|
FФХВ
|
м2
|
(7,84+0,95)*2,45
|
21,5355
|
|
5
|
Поверхность горелок
|
Fгор
|
|
d2/4*24
|
34,8465
|
|
6
|
Сумарная поверхность стен топочн.камеры
|
Fст
|
м2
|
Fб+Fф
|
2032,33
|
|
7
|
Объём топочной.камеры
|
Vт
|
м3
|
2,62*7,84+Fфсрч+Fфнрч
|
4318,19
|
|
8
|
Высота топочной камеры
|
Нт
|
м
|
конструктивные данные
|
30,1135
|
|
9
|
Высота расположения горелок
|
hг
|
м
|
конструктивные данные
|
6,0435
|
|
10
|
Эффективная толщина излучающего слоя
|
S
|
м
|
3,6*Vт/Fст
|
7,64911
|
|
11
|
Коэф.избытка воздуха в топке
|
т
|
|
По табл.2 [4]
|
1,2
|
|
12
|
Присосы воздуха в топку
|
т
|
|
По табл.5 [4]
|
0,1
|
|
13
|
Присосы воздуха в сист.пылеприготовления
|
пс
|
|
По табл.5 [4]
|
0
|
|
14
|
Температура горячего воздуха
|
tгв
|
оС
|
из расчета РВП
|
305
|
|
15
|
Энтальпия гор.воздуха
|
Iгв
|
ккал/кг
|
из расчета РВП
|
432,816
|
|
16
|
Тепло вносимое c воздухом в топку
|
Qв
|
ккал/кг
|
(т-т-пс)*I0гв+ +(тпс)*Iохв
|
526,013
|
|
17
|
Полезное тепловыделение в топке
|
Qт
|
ккал/кг
|
Qрр*(100-q3-q4-q6)/(100-q4)+ +Qв
|
4523,44
|
|
18
|
Теоретич.темпер.горения
|
а
|
оС
|
По I- таблице
|
1919,16
|
Относит.положение максимума температур по высоте топки
|
Xт
|
|
hг/Hт
|
0,20069
|
|
20
|
Коэффициент
|
M
|
|
0,56-0,5*Xт
|
0,45965
|
|
21
|
Температура газов на выходе из топки
|
"т
|
оС
|
принята предварительно
|
1190
|
|
22
|
Энтальпия газов там же
|
I"т
|
ккал/кг
|
По I- таблице
|
2644,6
|
|
23
|
Средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания
|
Vcср
|
ккал кг*0С
|
(Qт-I"т)/(а-"т)
|
2,57673
|
|
24
|
Произведение
|
*rn*S
|
м*кгс/см2
|
*rп*S
|
1,75979
|
|
25
|
Коэффициент ослабления лучей:
|
|
|
|
|
|
26
|
трехатомными газами
|
Кг
|
1 м*кгс/см2
|
По рис.11 [5]
|
0,27186
|
|
27
|
Золовыми частицами
|
Кзл
|
|
По рис.12 [5]
|
6,6
|
|
28
|
Частицами кокса
|
Ккокс
|
|
|
1
|
|
29
|
Безразмерные параметры:
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1
|
|
|
|
|
|
0,1
|
|
30
|
Оптическая толщина
|
KS
|
|
(Kг*rn+Кзл*зл+Ккокс*1*2)*S
|
3,66466
|
|
31
|
Эффективная степень черноты факела
|
aф
|
|
По рис.10 [5]
|
0,97439
|
|
32
|
Коэфф.тепловой эффективности
|
экр
|
|
По табл.6 [4]
|
0,45
|
|
35
|
Cтепень черноты топочной камеры
|
aт
|
|
aф/(aф+(1-aф)*экр)
|
0,98831
|
|
36
|
Температура газов на выходе из топки
|
"т
|
оС
|
(а+273)/((M*((4,9*10-8*экр *Fст*aт*(а+273)3)/(*Bр
*Vсср))0,6+1)-273
|
1179,47
|
|
37
|
Энтальпия газов на выходе из топки
|
I"т
|
ккал/кг
|
По I- таблице
|
2618,4
|
|
38
|
Кол-во тепла воспринятого в топке
|
Qлт
|
ккал/кг
|
*(Qт-I"т)
|
1900,92
|
|
39
|
Ср.тепловая нагрузка лучевоспринимающей поверхности нагрева
|
qл
|
ккал/м2*ч
|
Bр*Qтл/Hл
|
148071
|
|
40
|
Теплонапряжение топочного объема
|
qv
|
ккал/м3*ч
|
В*Qнр/Vт
|
146323
|
|
5.5.4. Ширмы I ступени
|
|
1
|
Наружный диаметр труб
|
dн
|
мм
|
конструктивные данные
|
32
|
|
2
|
Толщина стенки труб
|
bст
|
мм
|
конструктивные данные
|
6,5
|
|
3
|
Количество паралельно включенных труб
|
nтр
|
шт
|
конструктивные данные
|
704
|
|
4
|
Кол-во ширм
|
nш
|
шт
|
конструктивные данные
|
64
|
|
5
|
Средний шаг между ширмами
|
S1
|
мм
|
конструктивные данные
|
324
|
|
6
|
Продольный шаг
|
S2
|
мм
|
конструктивные данные
|
38
|
|
7
|
Относительный поперечный шаг
|
1
|
мм
|
S1/dн
|
10,125
|
|
8
|
Относительный продольн. шаг
|
2
|
мм
|
S2/dн
|
1,1875
|
|
9
|
Поверхность нагрева ширм
|
НшI
|
м2
|
2*b*h*nтр*х
|
1249,28
|
|
10
|
Доп.поверхность в области ширм
|
НдопI
|
м2
|
конструктивные данные
|
81,3594
|
|
11
|
Площадь входного окна
|
Нвх
|
м2
|
конструктивные данные
|
150,719
|
|
12
|
Лучевосприним.пов-ть ширм
|
Нл.шI
|
м2
|
Hвх*HшI/(HшI+HдопI)
|
141,504
|
|
13
|
Доп.лучевоспринимающ.поверхность
|
Нл.допI
|
м2
|
Hвх-Hл.шI
|
9,21544
|
|
14
|
Входное сечение для газов
|
F'
|
м2
|
10,84*6,952*2-64*6,952* *0,032
|
136,482
|
|
15
|
Выходное сечение для газов
|
F"
|
м2
|
10,84*5*2-64*5*0,032
|
98,16
|
|
16
|
Живое сечение для газов
|
Fг
|
м2
|
2*F'*F"/(F'+F")
|
114,191
|
|
17
|
Живое сечение для пара
|
fп
|
м2
|
nтр**dвн2/4
|
0,1995
|
|
18
|
Высота окна ширм
|
А
|
м
|
конструктивные данные
|
5
|
|
19
|
Ширина окна ширм
|
В
|
м
|
конструктивные данные
|
0,324
|
|
20
|
Глубина окна ширм
|
С
|
м
|
конструктивные данные
|
1,952
|
|
21
|
Эффективная толщина излучающего слоя
|
s
|
м
|
1,8/(1/A+1/B++1/C)
|
0,47384
|
|
22
|
Температура газов на входе
|
'
|
оС
|
из расчета топки
|
1179,47
|
|
23
|
Энтальпия газов на входе
|
I'
|
ккал/кг
|
По I- таблице
|
2618,4
|
|
24
|
Коэффициент
|
|
|
f(Yвх)
|
0,93
|
|
25
|
Средняя по топке высота расположения ширм
|
h
|
м
|
Нт-А/2
|
27,6135
|
|
26
|
Отношение
|
h/Нт
|
|
h/Нт
|
0,91698
|
|
27
|
Коэф.распределения тепловой нагрузки по высоте топки
|
в
|
|
f(h/Нт)
|
0,73
|
|
28
|
Тепловая нагрузка ширм в выходном окне топки
|
qл.ш
|
ккал/м2*ч
|
*в*qл
|
100526
|
|
29
|
Лучистое тепло, воспринятое плоскостью входн.сечения ширм
|
Qл.вх
|
ккал/м2*ч
|
qл.ш*Hвх/Bр
|
97,3769
|
|
30
|
Поправочный коэф.для учета излучения на пучок за ширмами
|
п
|
|
стр.21 [4]
|
0,5
|
|
31
|
Температура газов на входе в ширмы 2-й ст.
|
"
|
оС
|
принята предварительно
|
1056
|
|
32
|
Средняя тем-ра газов
|
|
оС
|
('+")/2
|
1117,74
|
|
33
|
Произведение
|
PnS
|
мкгс/см2
|
P*rn.ср*S
|
0,10901
|
|
34
|
Коэф.ослабления лучей:
|
|
|
|
|
|
трехатомными газами
|
Кr
|
1 м*кгс/см2
|
По рис.11 [5]
|
1,30242
|
|
частицами золы
|
Кзл
|
1 м*кгс/см2
|
По рис.12 [5]
|
7
|
|
35
|
Оптическая толщина
|
KpS
|
|
(Kr*rn.ср+Кзл*зл)*Р*S
|
0,30107
|
|
36
|
Cтепень черноты газов в ширмах
|
a
|
|
По рис.10 [5]
|
0,25996
|
|
37
|
Угловой коэф.с входного на выходное сечение ширм
|
ш
|
|
((l/S1)2+1)0,5-l/S1
|
0,08243
|
|
38
|
Тепло излучения из топки и ширм 1-й ступени на ширмы 2-й
ступени
|
Qл.вых
|
ккал/кг
|
Qл.вх*(1-а)*ш)/+4,9*10-8 *а*Hл.вых*(+273)4*п/Bp
|
22,9862
|
|
39
|
---//---//--- включая дополнительные поверхности
|
Qл.шI+доп
|
ккал/кг
|
Qл.вх-Qл.вых
|
74,3907
|
|
40
|
Тепловосприятие топочных экранов
|
Qэкр
|
ккал/кг
|
Qлт-Qл.вх
|
1803,54
|
|
41
|
Прирост энтальпии среды в экранах
|
i
|
ккал/кг
|
295,388
|
|
42
|
Кол-во лучистого тепла, воспринятого из топки ширмами
|
Qл.ш
|
ккал/кг
|
Qл.шI+доп*Hл.шI/(Hл.шI+Hл.допI)
|
69,8422
|
|
43
|
Кол-во лучистого тепла, воспринятого из топки дополнит.
повехностями
|
Qл.доп
|
ккал/кг
|
Qл.шI+доп*HдопI/(Hл.шI+HдопI)
|
4,54847
|
|
44
|
Энтальпия газов на выходе из ширм при принятой температуре
|
I"
|
ккал/кг
|
По I- таблице
|
2314,03
|
|
45
|
Тепловосприятие ширм I-й ст.и дополнительных поверхностей
по балансу
|
Qб
|
ккал/кг
|
*(I'-I")
|
303,713
|
|
46
|
В том числе:
|
|
|
|
|
|
собственно ширм
|
Qб.ш
|
ккал/кг
|
принята предварительно
|
279,713
|
|
дополнит. поверхностей
|
Qб.доп
|
ккал/кг
|
принята предварительно
|
24
|
|
47
|
Расход воды на I впрыск
|
DвпрI
|
т/ч
|
принята предварительно
|
33
|
|
48
|
Расход воды на II впрыск
|
DвпрII
|
т/ч
|
принята предварительно
|
24
|
|
49
|
Температура пара перед I-м впрыском
|
t'впрI
|
оС
|
принята предварительно
|
475
|
|
50
|
Давление пара перед ширмами I-й ступени
|
Рп.вх
|
кг/см2
|
принята предварительно
|
282
|
|
51
|
Энтальпия пара перед 1-м впрыском
|
i'впрI
|
ккал/кг
|
таб.воды и вод.пара [9]
|
722,585
|
|
52
|
Снижение энтальпии пара I впрыском
|
iвпр1
|
ккал/кг
|
Dвпр1*(iвпр1-Iпв)/(Dпп-DвпрII)
|
15,8942
|
|
53
|
Энтальпия пара после 1-го впрыска
|
i"впрI
|
ккал/кг
|
i'впрI-iвпр0
|
706,691
|
|
54
|
Температура пара после 1-го впрыска
|
t"впрI
|
оС
|
таб.воды и вод.пара [9]
|
463
|
|
55
|
Энтальпия пара на входе в ширмы
|
i'
|
ккал/кг
|
i'=i"впрI
|
706,691
|
|
56
|
Температура пара на входе в ширмы
|
t'
|
оС
|
t'=t"впрI
|
463
|
|
57
|
Прирост энтальпии пара в ширмах
|
i
|
ккал/кг
|
(Qб.ш+Qл.ш)*Bр (Dпп-Dвпр1)*1000
|
58,7346
|
|
58
|
Энтальпия пара на выходе
|
i"
|
ккал/кг
|
i'+i
|
765,426
|
|
59
|
Температура пара на выходе
|
t"
|
оС
|
таб.воды и вод.пара [9]
|
521
|
|
60
|
Средняя температура пара
|
t
|
оС
|
(t'+t")/2
|
492
|
|
61
|
Температурный напор
|
t
|
оС
|
-t
|
625,737
|
|
62
|
Средняя скорость газов
|
г
|
м/с
|
Bр*Vг*(+273) (3600*273*Fг)
|
10,975
|
|
63
|
Коэф.теплопроводности дымовых газов средний
|
г
|
ккал м.ч.0C
|
f()
|
0,10233
|
|
64
|
Коэффициент
|
M
|
ккал м.ч.0C
|
f(; rH2O.ср)
|
0,97385
|
|
65
|
Коэф.теплопроводности дымовых газов
|
|
ккал м.ч.0C
|
M*r
|
0,09966
|
|
66
|
Коэф.кинематич.вязкости дымовых газов при среднем составе
|
г
|
м2/сек
|
f()
|
0,00019
|
|
67
|
Коэффициент
|
М
|
м2/сек
|
f(; rH2O.ср)
|
0,9909
|
|
68
|
Коэф.кинематич.вязкости дымовых газов
|
|
м2/сек
|
Мr
|
0,00019
|
|
69
|
Критерий Прандтля для дымовых газов при среднем составе
|
Prг
|
|
f()
|
0,56632
|
|
70
|
Коэффициент
|
МPr
|
|
f(rH2O.ср)
|
0,98663
|
|
71
|
Критерий Прандтля для дымовых газов
|
Pr
|
|
МPr*Prr
|
0,55874
|
|
72
|
Поправка на число рядов труб по ходу газов
|
Сz
|
|
По рис.14 [5]
|
1
|
|
73
|
Поправка на геометрич. компоновку пучка
|
Сs
|
|
По рис.14 [5]
|
0,69313
|
|
74
|
Коэффициент теплоотдачи конвекцией
|
aк
|
ккал м2*ч*0С
|
По рис.14 [5]
|
47,2621
|
|
75
|
Коэффициент загрязнения
|
|
м2*ч*0С ккал
|
По рис.5 [4]
|
0,0085
|
|
76
|
Температура наружной поверхности загрязнений
|
tз
|
оС
|
t+*(Qб.ш+Qл.ш)*Bр/H
|
862,053
|
|
77
|
Коэффициент теплоотдачи излучением
|
aл
|
ккал (м2*ч*0С)
|
По рис.20 [5]
|
93,3098
|
|
78
|
Коэффициент использования
|
|
|
По рис.3 [4]
|
0,85
|
|
79
|
Коэффициент теплоотдачи от газов к стенке
|
a1
|
ккал (м2*ч*0С)
|
*(ак**d/(2*S2*x)+ал)
|
132,426
|
|
80
|
Коэффициент теплопередачи
|
К
|
ккал (м2*ч*0С)
|
a1/(1+(1+Qлш/Qбш)**a1)
|
55,0243
|
|
81
|
Тепловосприятие ширм по уравнению теплопередачи
|
Qт.ш
|
ккал/кг
|
К*Hш1*t/Bр
|
276,45
|
|
82
|
Отношение тепловосприятий
|
Qтш/Qбш
|
%
|
(Qтш/Qбш)*100
|
98,8336
|
|
83
|
Средняя температура пара в дополнительных поверхностях
|
t
|
оС
|
принята предварительно
|
350
|
|
84
|
Тепловосприятие дополн. поверхностей по ур-нию
теплопередачи
|
Qт.доп
|
ккал/кг
|
К*Hдоп1*(-t)/Bр
|
22,0895
|
|
85
|
Отношение тепловосприятий
|
Qт.доп Qб.доп
|
%
|
(Qт.доп/Qб.доп)*100
|
92,0394
|
|
Значения Qт.ш и Qб.ш различаются меньше чем на 2%, а Qт.доп
и Qб.доп меньше чем на 10%, что допустимо
|
. Выбор вспомогательного оборудования котельного цеха
турбогенератор воздухоподогреватель энтальпия
6.1 Выбор мельниц
Выбираем схему с молотковыми мельницами с прямым вдуванием. Установим для
размола угля молотковые мельницы ММТ-2000/2600-590 с воздушно-проходным
сепаратором - по 4 мельницы на корпус. Всего на ГРЭС установим 32 мельницы.
Мельницы работают под наддувом. Подача угля в мельницы из бункеров
осуществляется шнековыми питателями сырого угля. Каждая мельница обслуживает 3
турбулентных горелки верхнего или нижнего яруса с одной стороны топки.
Таблица 6.1 Характеристика мельницы ММТ-2000/2600-590
|
Показатель
|
Значение
|
|
Удельный расход электроэнергии на размол, кВт·ч/т:
|
14,8
|
|
центробежный сепаратор:
|
|
|
кг/с
|
10,39
|
|
т/ч
|
37,4
|
|
Мощность электродвигателя, кВт
|
600
|
6.2 Выбор тягодутьевой установки
Тягодутьевая установка состоит из дымососов, дымовой трубы, дутьевых
вентиляторов и соединительных газо- и воздухопроводов. Перед выбором
оборудования необходимо выполнить ряд расчетов.
Топливо: Экибастузский уголь
Состав рабочей массы топлива:
Cр
= 43,4 %
Sр
= 0,4 %
Нр = 2,9 %
Ор =7 %
Nр = 0,8 %
Ар = 38,1 %
Wр
= 7 %
Низшая теплота сгорания Qнр = 6240 ккал/м3
Расход топлива на один двухкорпусный котлоагрегат:
Расчетный
часовой расход топлива на котел:
т/ч
Количество
воздуха и объем продуктов сгорания:
При
сжигании твердых топлив теоретически необходимое количество воздуха,
необходимое для сжигания 1 кг топлива при коэффициенте избытка воздуха α=1 находится:
Минимальный
теоретический объем сухих газов в продуктах сгорания:
Теоретический
объем азота:
Объем
трехатомных газов:
Теоретический объем водяных паров:
Действительный
объем водяных паров:
Действительный объем дымовых газов за воздухоподогревателем равен сумме
объемов сухих газов и водяных паров:
Часовой
расход уходящих газов:
6.2.1 Выбор дымососов
Рассчитаем температура газов у дымососа:
Расчетная
производительность дымососов:
По
нормам проектирования на котел, производительностью более 500 т/ч
устанавливается два дымососа и два вентилятора: каждый производительностью 50 %
от расчетной. Устанавливаем два дымососа типа ДО-31,5, производительностью -
843000 м3/ч, напором - 304 мм.вод.ст. и числом оборотов двигателя -
496 об/мин.
6.2.2 Выбор дутьевых вентиляторов
Расчетная производительность вентиляторов:
Устанавливаем
два дутьевых вентилятора типа ВДН-24×2II, производительностью - 600000 м3/ч, напором
- 300 мм.вод.ст. и диаметром рабочего колеса - 2420 мм.
6.3 Выбор багерных насосов
При использовании на станции системы гидрозолоулавливания
предусматривается установка багерных насосов. Суммарное количество золы и шлак,
удаляемое со станции, определяется по формуле:
Количество
шлака будет равно:
Тогда
количество золы будет равно:
Расчетный
расход пульпы:
, где
Gш, Gз и Gв
- соответственно расход шлака, золы
и воды;
,
, - плотность шлака, золы и воды (справочные данные),
т/м3.
При
этом расход воды на удаление одной тонны золошлаковых остатков определяется по
теплотехническому справочнику и будет равен Gв = 73 т/ч.
Таким
образом, устанавливаем один багерный насос типа 12Гр-8Т-2, один резервный и
один ремонтный.
7.
Выбор оборудования, предназначенного для охраны окружающей среды от вредных
выбросов
7.1
Выбор золоуловителя
Для
очистки дымовых газов от золы установим на двухкорпусный котел 4 электрофильтра
типа ЭГА-30-12-6-4.
Таблица
7.1 Характеристики электрофильтра ЭГА-30-12-6-4
|
1
|
Количество на корпус котла
|
шт.
|
2
|
|
2
|
Степень очистки газов от золы (проектная)
|
%
|
98-99
|
|
3
|
Живое сечение для прохода газов
|
м2
|
|
4
|
Высота электродов
|
м
|
12,0
|
|
5
|
Скорость газов в поле
|
м/сек.
|
1,28
|
|
6
|
Содержание золы: в неочищенных газах в очищенных газах
|
г/нм2
|
55 0,55-1,1
|
|
7
|
Количество полей
|
шт.
|
4
|
|
8
|
Напряжение полей
|
кВ
|
55-60
|
|
9
|
Ток полей
|
ма
|
1000
|
|
10
|
Точка росы для паров воды
|
ОС
|
45-48
|
7.2 Расчет дымовой трубы
Общий расход топлива на станции:
, где
Z - количество
котлов, установленных на ТЭС; Z = 4.
Суммарный
объем газов на выходе из дымовой трубы:
Определяем
диаметр устья дымовой трубы:
м,
где
w0 -
скорость газов на выходе из устья трубы, м/с. Для котлов большой и средней
производительности выбирается из диапазона 15 - 25 м/с;
N - число
дымовых труб. При установке на станции четырех блоков мощностью по 300 МВт их
подключают на одну дымовую трубу.
Полученный
диаметр устья округляем до ближайшего типоразмера и получаем 12 метров.
Количество
выбросов NO2:
,
При
этом k = 6,79.
Высота
дымовой трубы:
м
А
= 160 для Урала;
F = 1 при
расчете высоты трубы с учетом концентрации пыли и золы;
m = 1 при
скорости газов на выходе из устья трубы, равной 15 м/с.
Ближайший
типовой размер - 210 м.
Т.к.
коэффициент улавливания электрофильтров больше 88 %, то количество
выбрасываемой золы в атмосферу не определяется.
8.
Спецтема: Дефектоскопия оборудования энергоблока
Дефектоскопия (от лат. defectus - недостаток) - комплекс методов и
средств неразрушающего контроля материалов и изделий с целью обнаружения
дефектов. Дефектоскопия включает: разработку методов и аппаратуру (дефектоскопы
и др.); составление методик контроля; обработку показаний дефектоскопов.
В основе существующих методов дефектоскопии лежит исследование физических
свойств материалов при воздействии на них рентгеновских, инфракрасных,
ультрафиолетовых и гамма-лучей, радиоволн, ультразвуковых колебаний, магнитного
и электростатического полей и др.
Методы и значение контроля.
В зависимости от назначения изделия, степени его сложности и ответственности,
а также материала, из которого оно выполняется, контроль качества металла и
сварных соединений выполняется: неразрушающими и разрушающими методами.
К неразрушающим методам контроля относятся:
Ø Внешний осмотр;
Ø Ультразвуковой;
Ø Капиллярный;
Ø Магнитный;
Ø Магнитоэлектрический;
Ø Течеискание;
Ø Радиационный;
Ø Химического состава.
К методам контроля с разрушением конструкции относятся:
Ø Испытания образцов на растяжение;
Ø Изгиб;
Ø Удар;
Ø Коррозионные и циклические нагрузки;
Ø Твердости.
Технические измерения, оценка качества обработанной поверхности
(овальность, конусность, шероховатость и др.) несут информацию о внешней
стороне дела. Это очень важно, но еще более важно проникнуть в материал, знать
его структуру, химический состав, качество и глубину термической обработки,
распределение внутренних напряжений, характер и распределение возможных
внутренних и поверхностных металлургических дефектов.
Виды дефектов
Производственно - технологические дефекты
Дефекты механической обработки
Трещины отделочные возникают в поверхностном слое металла, наклепанном при
отделочных операциях. Поверхностные микротрещииы в дальнейшем, при работе
детали под нагрузкой, могут значительно увеличиться.
Прижоги, трещины шлифовочиые возникают при резком нагреве поверхностного
слоя стального изделия при нарушении режима шлифования или полирования. Дефекты
представляют собой или закаленные участки небольшой площади, или участки с
сеткой тонких трещин на поверхности детали. Применение неподходящего для
данного металла или «засаленного» круга, повышение подачи, скорости шлифования
или недостаточное охлаждение детали вызывают местные перегревы поверхностного
слоя закаленной стали и высокие внутренние напряжения из-за неравномерных
объемных изменений при чередующихся нагревах и охлаждении.
Дефекты соединения металлов
Металлургические дефекты сварного шва появляются в сварных соединениях
вследствие нарушения режима сварки. При сварке металл подвергается расплавлению
и затвердеванию, поэтому в сварных соединениях могут быть дефекты, присущие
литому металлу (раковины, поры, шлаковые включения и др.).
Поры и раковины в металле шва - пузыри, в основном сферической
формы различной величины, заполненные водородом или окисью углерода, образуются
из-за присутствия газов, поглощаемых жидким металлом.
Шлаковые включения в металле шва - небольшие объемы, заполненные
неметаллическими веществами (окислами, шлаками). Размеры их колеблются от
микроскопических до нескольких миллиметров в поперечном сечении.
Трещины появляются вследствие внутренних напряжений, возникающих из-за
усадки металла при охлаждении шва Причиной усадки металла может быть нарушение
технологии сварки или несоответствие основного металла и электродов требованиям
ТУ.
Непровар - отсутствие сплавления между основным и наплавленным металлом в
корне шва или по кромкам из-за плохой подготовки кромок свариваемых листов или
малого расстояния между кромками по отношению к диаметру электрода. Например:
типичной картиной непровара в вершине шва на рентгеновском снимке является
непрерывная или прерывистая темная полоса в центре шва.
Перечисленные выше дефекты обычно относят к внутренним дефектам сварного
шва. К наружным (внешним) дефектам можно отнести неполное заполнение шва,
вогнутость на вершине шва, избыточное усиление (увеличение толщины шва),
нахлест (наплавление металла на основу), проплав, продольный канавки, подрезы,
смещение кромок шва, неровности в местах смены электрода и др. В большинстве
случаев внешние дефекты могут быть определены визуально.
Отслоение - характерный дефект в изделиях, изготавливаемых из двухслойных
металлов. Возникает в процессе получения двухслойных листов или труб, а также
при их обработке давлением, сваркой.
Производственные дефекты существенно ухудшают прочностные характеристики
металла и могут явиться причиной поломки и преждевременного выхода деталей из
строя в условиях эксплуатации при ремонте требуют замены или восстановления.
Другие изнашиваются меньше и могут длительное время эксплуатироваться без
ремонта. Следовательно, детали машин в процессе эксплуатации теряют свои
служебные свойства неравномерно, что вызывает на определенных этапах
необходимость проведения осмотров и ремонтов, при которых определяют
техническое состояние, заменяют или восстанавливают определенную номенклатуру
деталей, узлов и агрегатов.
Под техническим состоянием понимают степень пригодности деталей и узлов
для надежной работы в машине в соответствии с требованиями технических условий.
В процессе эксплуатации техническое состояние не остается постоянным и с
увеличением наработки под воздействием внешних факторов ухудшается,
работоспособность машины из-за износов и повреждений снижается и надежность
работы элементов конструкции падает.
Физический износ является нормальным явлением, неизбежно сопровождающим
эксплуатацию любой машины. Величина и характер физического износа определяются
конструкцией машины, использованными в ней: материалами, технологией
изготовления и условиями эксплуатации.
Наиболее распространенным видом физического износа элементов конструкций,
где имеется контакт, является механический износ. Он происходит в результате
действия сил трения и ударных нагрузок в сопряженных деталях, имеющих
относительное перемещение с большей или меньшей скоростью.
К физическому износу относится также коррозионный износ деталей и агрегатов,
возникающий в результате химического или электрохимического взаимодействия
металла с внешней средой. В процессе эксплуатации коррозия может возникать
вследствие атмосферных воздействий, из-за неблагоприятных контактов металла в
конструкции, под воздействием рабочей жидкости в системах, под влиянием газовой
среды при высоких температурах.
Особенно вредно влияние коррозии при одновременном воздействии на детали
переменных нагружений (коррозионная усталость). Установлено, что при этих
условиях разрушение их может происходить при напряжениях, значительно меньших
предела усталости. Дефекты металла могут возникать и в условиях эксплуатации
как следствие физического износа и неправильного технического обслуживания
машин.
Разнообразие применяемых материалов для изготовления деталей и агрегатов
машин, а также различные условия работы приводят к тому, что физический износ
отдельных элементов конструкции наступает неодновременно.
Усталость материала представляет собой процесс постепенного изменения
деталями машины своей работоспособности под воздействием переменных по величине
и направлению нагрузок. Усталость проявляется в виде трещин, возникающих
преимущественно на деталях, испытывающих при работе многократные
знакопеременные циклические нагрузки. Чаще всего трещины усталости возникают в
местах концентрации напряжений-галтелях, у отверстий для смазки, в местах
резкого перехода, глубоких рисок и т. д. Возникновению усталостных трещин в
значительной степени способствуют структурная неоднородность материала, острые
углы между сопряженными элементами деталей, местные повреждения в виде забоин,
царапин и т. д.
Например: часто трещины усталости возникают на лопатках газовых турбин
вследствие одновременного воздействия значительных напряжений, высоких
температур и агрессивной среды, приводящих к разрушению лопаток.
А так же вибрационные нагрузки, возникающие при работе машин, приводят к
появлению трещин усталости на валиках приводов агрегатов, лопатках осевых
компрессоров, трубопроводах гидро и пневмосистем.
Эксплуатационные дефекты
В результате неправильного технического обслуживания машин на деталях
могут появиться дефекты в виде забоин, рисок, вмятин и т. п. Такого рода
дефекты, как уже указывалось, способствуют образованию трещин; усталости, а в
ряде случаев являются непосредственной причиной их возникновения.
Как видно, рассмотренные дефекты независимо от их происхождения вызывают
ухудшение технического состояния элементов конструкции и могут привести к
постепенному (износовому) или внезапному их отказу в. эксплуатации. Это
существенно снижает срок службы и надежность машин.
Методы неразрушающего контроля
Наиболее простым методом дефектоскопии является визуальный -
невооружённым глазом или с помощью оптических приборов (например, лупы). Для
осмотра внутренних поверхностей, глубоких полостей и труднодоступных мест
применяют специальные трубки с призмами и миниатюрными осветителями
(диоптрийные трубки) и телевизионные трубки. Используют также лазеры для
контроля, например, качества поверхности тонкой проволоки и др. Визуальная
дефектоскопии позволяет обнаруживать только поверхностные дефекты (трещины,
плёны и др.) в металлических изделиях и внутренние дефекты в изделиях из стекла
или прозрачных для видимого света пластмасс. Минимальный размер дефектов,
обнаруживаемых невооружённым глазом, составляет 0,1-0,2 мм, а при использовании
оптических систем - десятки мкм.
Методы контроля проникающими веществами
К ним относятся капиллярные методы и методы течеискания.
Капиллярные методы основаны на капиллярном проникновении индикаторных жидкостей
в полости поверхностных дефектов и регистрации индикаторного рисунка. При
контроле этими методами на очищенную поверхность детали наносят проникающую
жидкость, которая заполняет полости поверхностных дефектов. Затем жидкость
удаляют, а оставшуюся в полостях дефектов часть обнаруживают путем нанесения
проявителя, который адсорбирует жидкость, образуя индикаторный рисунок. Эти
методы применяют в цеховых, лабораторных и полевых условиях, при положительных
и отрицательных температурах. Они позволяют обнаруживать дефекты
производственно-технологического и эксплуатационного происхождения: трещины
шлифовочные, термические, усталостные и др. Капиллярные методы могут быть
применены для обнаружения дефектов в деталях из металлов и неметаллов простой и
сложной формы.
Благодаря высокой чувствительности, простоте контроля и наглядности
результатов эти методы применяют не только для обнаружения, но и для
подтверждения дефектов, выявленных другими методами дефектоскопии-
ультразвуковым, магнитным и др.
Наиболее распространенными капиллярными методами являются цветной,
люминесцентный, люминесцентно-цветной, фильтрующихся частиц, радиоактивных
жидкостей и др.
Методы течеискания основаны на регистрации индикаторных жидкостей,
проникающих в сквозные дефекты контролируемого объекта. Их применяют для
контроля герметичности работающих под давлением сварных сосудов, баллонов,
трубопроводов гидро-, топливо-, масляных систем силовых установок и т. п. К
методам течеискания относятся гидравлическая опрессовка, аммиачно-индикаторный
метод, фреоновый, масс-спектрометрический, пузырьковый, с помощью гелиевого и
галоидного течеискателей и т. д. Проведение течеискания с помощью радиоактивных
веществ позволило значительно увеличить чувствительность метода.
Капиллярные методы дефектоскопии.
Капиллярные методы получили большое распространение. Герметичность
сварных или клепаных соединений издавна проверяют при помощи керосина. Одну
сторону сварного шва, более доступную для осмотра, окрашивают меловым раствором
с последующей просушкой. Затем противоположную сторону шва обильно смачивают
керосином. Так как керосин обладает способностью проникать в мельчайшие поры
металла, то при наличии даже незначительной неплотности на стороне шва,
окрашенной мелом, обнаруживаются пятна керосина.
Капиллярный метод применяется также для обнаружения несквозных
несплошностей: трещин, микропористости и т. д. Если деталь с такой
несплошностью погрузить в жидкость-проникатель или нанести ее на деталь кистью,
то благодаря капиллярным силам жидкость проникнет в трещину (фиг. 15, а).
Затем жидкость удаляют струёй воды (фиг. 15, в). Деталь сушат. Таким
образом, проникатель удаляют с поверхности детали, и он остается лишь в
трещинах.
На сухую деталь наносят специальный порошок-проявитель (фиг. 15, г). Он
действует как промокательная бумага, вытягивая проникатель из трещины и образуя
над ней полосу, значительно более широкую, чем раскрытие трещины (фиг. 15, д).
Чтобы улучшить видимое изображение дефекта в проникателе растворяют яркий
краситель. Такой метод получил название цветной дефектоскопии. После нанесения
суспензии деталь просушивают. На ней образуется плотно прилегающий к
поверхности детали рыхлый слой проявителя, хорошо впитывающего (абсорбирующего)
проникатель из несплошностей. Несколько менее трудоемок люминесцентный метод
контроля. При контроле этим методом в проникателе растворяют не краситель, а
люминесцирующее вещество. Такое вещество светится, если его облучать, например,
ультрафиолетовым светом.
Деталь выдерживают несколько минут, после чего . стряхивают с нее
проявитель. За это время проявитель впитывает (абсорбирует) проникатель из
трещин и налипает возле них. Обработанную таким образом деталь освещают
ультрафиолетовым светом и осматривают. Так как наш глаз не воспринимает
отраженного от детали ультрафиолетового света, ее поверхность выглядит темной.
На темной поверхности ярко светится голубовато-синим светом проникатель,
выступивший в местах несплошностей (фиг. 16).
Капиллярными методами могут быть выявлены дефекты на любых непористых
материалах: алюминии, магнии, пластмассе и т. д. (если они не заполнены
каким-либо веществом). Могут быть выявлены трещины шириной от 0,05 до 0,01 мм и
глубиной от 0,2 до 0,03 мм, пористость, микрорыхлоты в магниевых отливках и т.
д. Чувствительность зависит от применяемых проникателей, проявителей и методики
проведения контроля.
Существует много различных вариантов капиллярной дефектоскопии, однако
все они содержат следующие основные этапы:
Ø подготовка объектов к контролю;
Ø обработка объекта дефектоскопическими материалами;
Ø проявление дефектов;
Ø обнаружение дефектов и расшифровка результатов контроля;
Ø окончательная очистка объекта.
Технологические режимы операций контроля (продолжительность, температуру,
давление, интенсивность внешних физических воздействий) устанавливают в
зависимости от требуемого класса чувствительности, используемого набора
дефектоскопических материалов, особенностей объекта контроля и типа искомых
дефектов, условий контроля и применяемой аппаратуры.
Рис. 8.1 Обнаружение поверхностных несложностей капиллярным методом
Магнитные методы
Основаны на регистрации магнитных полей рассеяния над дефектами или
магнитных свойств контролируемого объекта. Применяют для обнаружения
поверхностных и подповерхностных дефектов в деталях и полуфабрикатах различной
формы, изготовленных из ферромагнитных материалов. К ним относятся
магнитно-порошковый, магнитно-графический, феррозондовый, магнитно-индукционный
и другие методы.
Магнитные поля рассеяния над дефектами регистрируются в
магнитно-порошковом методе с помощью ферромагнитного порошка или суспензии, в
магнитно-графическом - с помощью ферромагнитной ленты и в феррозондовом - с
помощью чувствительных к магнитным полям феррозондов.
Магнитно-порошковый метод нашел широкое применение на заводах
промышленности, ремонтных предприятиях и эксплуатирующих подразделениях.
Магнитно-графический метод наибольшее применение получил для контроля
сварных соединений. Он позволяет выявлять трещины, непровары, шлаковые и
газовые включения и другие дефекты в стыковых сварных швах.
Магнитная дефектоскопия.
Для контроля ферромагнитных (намагничивающихся) металлов, применяют
магнитный метод. При контроле этим методом деталь необходимо намагнитить или
поместить в магнитное поле. При этом в ней возникает магнитный поток. Если в
детали имеется несплошность, пересекающая магнитные силовые линии, магнитный
поток будет искажен (фиг. 17) и часть силовых магнитных линий может выйти за
пределы детали. Вышедшая наружу часть магнитного потока называется потоком
рассеяния. По нему судят о наличии в детали несплошностей. Для выявления потока
рассеяния чаще всего пользуются магнитной суспензией, состоящими из
ферромагнитных частиц, взвешенных в жидкости. Такой контроль называют методом
магнитной суспензии.
При магнитных методах выявляемость несплошности зависит от ориентации
последних относительно магнитного потока: трещины и другие несплошности будут
выявляться лучше, если они расположены перпендикулярно магнитному потоку.
Трещины, расположенные вдоль магнитного потока, обнаружить трудно.
Направление магнитного потока зависит от способа намагничивания детали.
При полюсном намагничивании и намагничивании в соленоиде магнитный поток
параллелен оси детали (фиг. 18, а, б), при циркулярном намагничивании он
направлен перпендикулярно оси детали (фиг. 18, в, г), а при комбинированном -
под углом к ней.
Магнитным методом можно выявлять несплошности в металле как ничем не
заполненные, так и заполненные неметаллическими включениями. Выявление
несплошностей возможно. если они выходят на поверхность детали или залегают на
небольшой глубине (не более 2-3 мм).
Недостаток метода магнитной суспензии заключается в сложности определения
распространения трещины в глубь металла, преимущества метода - в меньшей
трудоемкости контроля по сравнению с капиллярным, в возможности обнаружения
несплошностей, заполненных каким-либо веществом, а также в возможности
обнаружения подповерхностных несплошностей, т. е. несплошностей, залегающих на
небольшой глубине.
Наряду с магнитной суспензией для обнаружения потока рассеяния применяют магнитную
ленту, а также другие способы.
Одним из самых распространенных способов магнитной дефектоскопии является
магнитопорошковый, т.е. использование магнитного порошка в качестве
обнаружителя магнитного поля дефекта. Этим методом контролируется до 70% всей
продукции, подвергаемой проверке на наличие поверхностных и подповерхностных
дефектов. Он получил широкое распространение благодаря высокой чувствительности
в сочетании с повышенной производительностью и простой технологией.
Магнитные частицы порошка, попадая в поле дефекта, намагничиваются и под
действием пондеромоторной силы перемещаются в зону наибольшей неоднородности
магнитного поля. Однако сила трения препятствует этому движению, поэтому
перемещение частиц происходит под действием результирующих составляющих сил и
силы тяжести.
Порошинки, притягиваясь друг к другу, выстраиваются в цепочки. Эти
цепочки ориентируются по магнитным силовым линиям поля (аналогично магнитной
стрелке) и, накапливаясь, образуют характерные рисунки в виде валиков, по которым
судят о наличии дефекта.
Рисунок 8.2 Различные методы намагничивания деталей
Рентгенодефектоскопия
Рентгенодефектоскопия основана на поглощении рентгеновских лучей, которое
зависит от плотности среды и атомного номера элементов, образующих материал
среды. Наличие таких дефектов, как трещины, раковины или включения инородного
материала, приводит к тому, что проходящие через материал лучи ослабляются в
различной степени. Регистрируя распределение интенсивности проходящих лучей,
можно определить наличие и расположение различных неоднородностей материала.
Рис. 8.3 Схема рентгеновского просвечивания
- источник рентгеновского излучения; 2 - пучок рентгеновских лучей; 3 -
деталь; 4 - внутренний дефект в детали; 5 - невидимое глазом рентгеновское
изображение за деталью; 6 - регистратор рентгеновского изображения.
Интенсивность лучей регистрируют несколькими методами. Фотографическими
методами получают снимок детали на плёнке экране. Более эффективен этот метод
при использовании электронно-оптических преобразователей.
При ксерографическом методе получают изображения на металлических
пластинках, покрытых слоем вещества, поверхности которого сообщён
электростатический заряд. На пластинах, которые могут быть использованы
многократно, получают контрастные снимки. Ионизационный метод основан на
измерении интенсивности электромагнитного излучения по его ионизирующему
действию, например, на газ. В этом случае индикатор можно устанавливать на
достаточном расстоянии от изделия, что позволяет контролировать изделия, нагретые
до высокой температуры.
Чувствительность методов рентгенодефектоскопии определяется отношением
протяжённости дефекта в направлении просвечивания к толщине детали в этом
сечении и для различных материалов составляет 1-10%. Применение рентгенодефектоскопии
эффективно для деталей сравнительно небольшой толщины, т.к. проникающая
способность рентгеновских лучей с увеличением их энергии возрастает
незначительно.
Рентгенодефектоскопию применяют для определения раковин, грубых трещин,
ликвационных включений в литых и сварных стальных изделиях толщиной до 80 мм и
в изделиях из лёгких сплавов толщиной до 250 мм. Для этого используют
промышленные рентгеновские установки с энергией излучения от 5-10 до 200-400
кэв (1 эв = 1,60210 · 10-19 Дж). Изделия большой толщины (до 500 мм)
просвечивают сверхжёстким электромагнитным излучением с энергией в десятки Мэв,
получаемым в бетатроне.
Гамма-дефектоскопия
Гамма-дефектоскопия имеет те же физические основы, что и
рентгенодефектоскопия, но используется излучение гамма-лучей, испускаемых
искусственными радиоактивными изотопами различных металлов (кобальта, иридия,
европия и др.). Используют энергию излучения от нескольких десятков кэв до 1-2
Мэв для просвечивания деталей большой толщины.
Этот метод имеет существенные преимущества перед рентгенодефектоскопией:
аппаратура для гамма-дефектоскопии сравнительно проста, источник излучения
компактный, что позволяет обследовать труднодоступные участки изделий. Кроме
того, этим методом можно пользоваться, когда применение рентгенодефектоскопии
затруднено (например, в полевых условиях).
При работе с источниками рентгеновского и гамма-излучений должна быть
обеспечена биологическая защита.
При радиационном контроле используют, как минимум, три основных элемента:
Рис. 8.4 Схема просвечивания
- источник; 2 - объект контроля (ОК); 3 - детектор
При прохождении через изделие ионизирующее излучение ослабляется -
поглощается и рассеивается. Степень ослабления зависит от толщины δ,
плотности ρ
и атомного номера z
материала контролируемого объекта, а также от интенсивности М и энергии Е
излучения. При наличии в веществе внутренних дефектов размером Δρ
изменяются интенсивность
и энергия пучка излучения.
Методы радиационного контроля различаются способами детектирования
дефектоскопической информации и соответственно делятся:
Ø радиографические;
Ø радиоскопические;
Ø радиометрические.
Изделия просвечиваются с использованием различных видов ионизирующих
излучений.
Этими методами можно просвечивать стальные изделия толщиной от 1 до 700
мм.
Специалисты по неразрушающему контролю должны работать в контакте с
конструкторами изделий, материаловедами и технологами.
Рис. 8.5 Схемы просвечивания объекта контроля (ОК) со сварным швом
а - без скоса кромок, б - с кромками Х-образной разделки;
- источник излучения; 2 - ОК; 3 - пленка
Рис. 8.6 Схемы просвечивания угловых сварных соединений
- источник излучения; 2 - ОК; 3 - пленка
Рис. 8.7 Схема просветки кольцевого стыкового сварного соединения через
две стенки
- источник излучения; 2 - ОК; 3 - пленка; 4 - пластинчатый эталон
чувствительности с толщиной 2% от удвоенной толщины стенки; 5 - пластинчатый
эталон чувствительности с толщиной 2% от толщины одной стенки; 6 - участки
(экспозиции) при контроле (не менее 6).
а) б)
Рис. 8.8 Схема панорамного просвечивания труб
а - труб большого диаметра; б - нескольких одинаковых по толщине ОК
- источник излучения; 2 - ОК; 3 - пленки.
Основные факторы, определяющие выбор метода контроля
Наиболее эффективные результаты контроля могут быть достигнуты только при
технически правильном выборе и применении методов дефектоскопии. Выбор метода
НК определяется конкретными требованиями практики и зависит от:
Ø материала детали;
Ø конструкции (форма и размеры) изделий;
Ø состояния поверхности детали, характеристики дефектов (вид и
размер дефекта, места его расположения);
Ø условий работы детали;
Ø условий контроля;
Ø технико-экономических показателей.
Характеристика дефектов (вид и размер дефекта, место его
расположения)
Дефекты могут иметь самое различное происхождение и отличаться по виду,
размерам, месту расположения, ориентировке относительно волокна металла и т.д.
Прежде чем выбрать метод контроля, следует изучить технологию изготовления
изделия, характер возможных дефектов и технические условия на браковку.
Дефекты по расположению относительно поверхности детали могут быть
внутренними, залегающими на глубине более 1 мм, подповерхностными, залегающими
на глубине менее 1 мм, и поверхностными.
Установив вид и место расположения предполагаемого дефекта, выбирают
метод контроля, для чего оценивают технические возможности МНК и отбирают
наиболее подходящий.
Так, например, для обнаружения внутренних дефектов в стальных изделиях
используют радиационные и ультразвуковые методы. Если изделия имеют
сравнительно небольшую толщину, а дефекты, подлежащие выявлению (например,
раковины)достаточно большого размера, то лучше воспользоваться радиационными
методами. При этом можно точно определить и зафиксировать на пленке размеры и
местоположение дефекта. Если толщина изделия в направлении просвечивания более
100-150 мм или требуется обнаружить в нем внутренние дефекты в виде трещин или
тонких расслоений, то применять радиационные методы нецелесообразно, так как
они «не пробивают» толщину металла более 150 мм, а кроме того, обнаруживать
трещины и расслоение радиационными методами неэффективно из-за низкой
чувствительности. В данном случае наиболее подходящим является ультразвуковой
контроль.
Поверхностные дефекты обнаружить проще, чем внутренние, так как для этого
имеется больше и технических возможностей (число методов). Однако и в данном
случае следует выбирать и применять методы контроля в зависимости от того, где
расположена трещина: на гладкой плоской или кривой поверхности, в галтельном
переходе или в резьбе и т. д.
Условия работы детали
Детали и узлы многих машин работают в условиях повышенных статических,
динамических и вибрационных нагрузок.. Некоторые элементы конструкции
испытывают периодические перегрузки работают в агрессивной среде и подвергаются
коррозионному и эрозионному воздействию. Все это приводит к возникновению
дефектов в элементах конструкций, которые могут явиться причиной усталостного
их разрушения.
Поэтому важно знать условия работы машины для определения критических
мест на деталях и выбора метода контроля, обеспечивающего надежное выявление
дефектов в опасных участках.
Условия контроля
Контроль продукции металлургических и машиностроительных предприятий
проводят как в заводских условиях, так и в эксплуатации. На заводе-изготовителе
изделия контролируют с целью выявления дефектов металлургического или
производственно-технологического происхождения; для этого применяют
пооперационный контроль с использованием инструментальных средств, позволяющих
отбраковывать дефектные детали на ранней стадии изготовления. Контролировать
однотипные заготовки или детали простой формы на промежуточной стадии их
изготовления, когда внешняя поверхность хорошо обработана и не имеет защитных
покрытий, значительно проще, чем готовых изделий, имеющих сложную форму,
защитные покрытия и собранных в отдельные узлы. Поэтому на заводах имеются
широкие возможности организации участков для проведения массового контроля
заготовок и деталей с применением типовой контрольно-измерительной и
дефектоскопической аппаратуры.
На ремонтных заводах, целью контроля является выявление дефектов,
связанных с продолжительностью и условиями работы деталей и агрегатов:
механических повреждений, деформаций, износов, усталостных трещин, коррозии и
т.д.
При ремонте контролю подвергают разнообразные по размерам, форме и
материалам детали и узлы машин, причем контролируют их обычно в одном цехе.
Детали, бывшие в эксплуатации, имеют антикоррозионные защитные покрытия; на
некоторых деталях в результате воздействия высоких температур образовались
нагар или окисные пленки, в результате износа - риски и надиры, при работе в
агрессивных средах-коррозионное поражение. Некоторые детали, соединенные тугой
посадкой, сваркой или заклепками, при ремонте не разбирают и их контролируют в
собранном виде.
Такие условия усложняют контроль и требуют более широкого и гибкого
применения контрольно-измерительной аппаратуры и различных методов НК,
использования универсальных дефектоскопов с различными устройствами и
приспособлениями, а также введения операций по подготовке деталей к контролю
(очистки от нагара, удаления защитных покрытий, зачистки рисок, забоин и др.).
В условиях эксплуатации целью контроля является обнаружение дефектов,
возникающих на деталях в процессе работы, в основном усталостных трещин и
коррозионного поражения. В этом случае контролируют небольшую номенклатуру
деталей и агрегатов. Однако их поверхность защищена покрытием, поражена
коррозией, загрязнена или покрыта нагаром и имеет механические повреждения.
Контролировать изделия в условиях эксплуатации сложнее, так как объекты
контроля, как правило, не демонтируются, находятся в конструкции и доступ к ним
в ряде случаев затруднен. Для контроля деталей, расположенных в труднодоступных
местах, необходимы преобразователи и датчики, посаженные на удлинительные
ручки, зажимные и сканирующие устройства, фиксаторы, осветители, поворотные
зеркала, механические отсчетные устройства и т.д. Все это нужно учитывать при
выборе метода контроля.
Технико-экономические показатели
При выборе метода контроля по этому фактору в первую очередь учитывают
технические возможности метода: оценивают его чувствительность, разрешающую
способность, достоверность результатов контроля и надежность аппаратуры. Затем
оценивают его техническую доступность для применения в конкретных условиях:
сложность аппаратуры и возможность обеспечения ею, сложность технологии
контроля и дефицитность применяемых при этом материалов и т.д. В ряде случаев
при выборе метода решающим фактором является его производительность. Чем проще
метод, объективнее результаты контроля, выше производительность и ниже
трудоемкость работ при контроле и дешевле применяемая аппаратура, тем
предпочтительнее метод.
При оценке производительности метода следует иметь в виду и трудовые
затраты, необходимые для выполнения подготовительных работ при контроле,
особенно в условиях эксплуатации. Преимущество имеет тот метод, который может
быть и труднее по применению, по аппаратуре, но для его осуществления не
требуется полной или частичной разборки агрегата или машины, так как последняя
увеличивает сроки и трудоемкость работ и приносит значительные убытки за счет
вынужденного простоя машин.
Эффективность контроля
Как видно, выбор методов и технических средств контроля представляет
собой сложную техническую задачу. Однако решение ее еще не обеспечивает
эффективности НК. Высокая эффективность контроля может быть обеспечена при
условии правильного выбора методик и инструкций контроля, технических средств
(дефектоскопов и дефектоскопических материалов); исправности дефектоскопической
аппаратуры и качества применяемых материалов; достаточной квалификации
контролеров дефектоскопистов; правильной организации работ.
Следует отметить, что эффективность НК существенно зависит от лица,
проводящего контроль, его эрудиции, практических навыков, личных качеств.
Сравнение методов дефектоскопии.
Для проверки детали на отсутствие любых дефектов потребовалось бы
использование многих методов дефектоскопии. Трудоемкость контроля при этом
превысила бы во много раз трудоемкость изготовления детали. Поэтому перед тем
как приступить к разработке методики дефектоскопии, следует тщательно изучить
технологию изготовления детали и определить, какие в ней могут возникнуть
несплошности. Для этой работы следует привлекать технологов и конструкторов.
В период отладки дефектоскопии необходимо подвергать часть деталей
исследованию с разрушением, чтобы убедиться в правильности контроля. Такому
исследованию следует подвергать как забракованные, так и годные детали. Можно
разрезать детали, забракованные по механической обработке.
Капиллярные и магнитные методы служат для обнаружения поверхностных
несплошностей. В отличие от магнитных, капиллярными методами можно
контролировать детали из любых материалов, если несплошности не заполнены
инородным твердым веществом. Выбор одного из этих методов для контроля поверхностных
дефектов в ферромагнитных материалах определяется главным образом массовостью
выпуска деталей. Если объем контроля столь невелик, что им занято не более
одного-двух человек, то в большинстве случаев применение капиллярных методов
целесообразно, так как эти методы наиболее универсальны. При большом объеме
контроля значительными преимуществами обладает магнитный метод дефектоскопии,
как более простой и менее трудоемкий. Магнитным методом можно также
контролировать несплошности, находящиеся вблизи поверхности (на глубине
нескольких миллиметров).
Если методы контроля поверхностных дефектов в основном удовлетворяют
требованиям производства, то методы контроля внутренних несплошностей
значительно отстают от потребностей промышленности.
Для выявления внутренних несплошностей применяют методы просвечивания и
прозвучивания ультразвуком. Принципиально эти методы могут быть использованы и
для выявления поверхностных дефектов, однако применение просвечивания для
обнаружения поверхностных дефектов в большинстве случаев нецелесообразно из-за
большей трудоемкости. Ультразвуковые методы применяют только в тех случаях,
когда доступ к контролируемой поверхности затруднен.
Трещины, возникающие в процессе эксплуатации. обычно выходят на
поверхность и поэтому могут быть выявлены магнитными или капиллярными методами.
Однако для такого контроля часто приходится разбирать машину. В этих случаях
целесообразно применять ультразвук. Между ультразвуковым эхо-методом и
рентгенографией много общего. Оба они требуют высокой квалификации
дефектоскописта, который для решения вопроса о годности той или иной детали
должен обладать опытом, выработанным при контроле аналогичных деталей.
Метод просвечивания наиболее чувствителен к пустотам, ориентированным
перпендикулярно поверхности контролируемой детали (параллельно направлению
лучей). С помощью ультразвука легче выявляются пустоты, вытянутые параллельно
поверхности детали (чувствительность метода во многих случаях мало изменяется с
изменением толщины детали). При просвечивании может быть определен размер
проекции дефекта на рентгеновскую пленку и даже природа несплошности (по ее
конфигурации), однако определение глубины залегания и толщины несплошности
вдоль направления просвечивания вызывает затруднения. При помощи ультразвука
легко установить местоположение несплошности, но значительно сложнее определить
ее размеры. Определить характер такой несплошности и ее размер по направлению
хода луча почти невозможно.
Для просвечивания необходимо, чтобы были доступны обе поверхности, а для
прозвучивания достаточно одной. При помощи ультразвука можно выявить в стальных
деталях толщиной более метра такие опасные дефекты, как трещины, в то время как
рентгено-графированием выявление мелких флокенов и трещин возможно лишь при
толщине стенки не более 10-15 мм Контроль просвечиванием требует принятия
значительных мер безопасности, в то время как работа на ультразвуковых
дефектоскопах совершенно безопасна.
В процессе прокатки и ковки пустоты и засоры в металле вытягиваются,
располагаясь параллельно плоскости деформации. При этом величина раскрытия
дефектов значительно уменьшается и в большинстве случаев не превышает десятой
доли миллиметра. Это в большой степени затрудняет просвечивание
деформированного металла. Более распространено просвечивание литых деталей, имеется
возможность обнаружить усадочные раковины и засоры в деталях толщиной до
нескольких сот миллиметров; из-за крупнозернистой структуры и плохого качества
поверхности применение ультразвука в этом случае затруднено.
Для контроля сварных соединений применяют магнитные и капиллярные методы,
методы просвечивания и ультразвуковую дефектоскопию. Наибольшее распространение
для контроля ответственных сварных конструкций получила рентгенография.
Чувствительность этого метода, определяемая по эталонам чувствительности с
канавками, находится в пределах 1-6%. Такая чувствительность обеспечивает
достаточно надежное выявление газовых пор, неметаллических включений и
непроваров при толщине шва до 20-30 мм.
С помощью рентгенографии можно выявить только те трещины, которые имеют
размеры в пределах чувствительности метода, и их направление составляет
небольшой угол с направлением лучей. Например, поперечная тонкая трещина в шве,
наполовину его глубины и более, не выявится, если угол между ее плоскостью и
осью луча будет более 40°.
Стыковые сварные соединения условно можно разбить на три диапазона:
толщиной до 10 мм, от 10 до 30-50 мм и свыше 30-50 мм. Контроль соединений
толщиной до 10 мм ультразвуком затруднен. При таких толщинах значительными
преимуществами обладают рентгенография и гаммаграфия с использованием
источников с мягким излучением. При этом удается выявить почти все дефекты
сварного соединения. Просвечивать сварные соединения толщиной' свыше 30-50 мм
целесообразно лишь в тех случаях, когда они не могут быть проконтролированы
ультразвуком. В большинстве случаев такие толщины целесообразнее контролировать
ультразвуком. Сварные соединения толщиной от 10 до 30-50 мм в большинстве
случаев оказывается целесообразным контролировать ультразвуком, дублируя
просвечиванием контроль мест с несплошностями, допустимость которых вызывает
сомнение. Причем, если при просвечивании несплошность не выявлена, наиболее
вероятно, что в детали имеется трещина. Чем меньше размер недопустимых
несплошностей, тем целесообразнее применение ультразвука.
Дефектоскопия ПВД
Все работы по дефектации и ремонту корпуса подогревателя
производятся в объеме карты контроля тех.освидетельствования и по отдельным
техническим решениям.
Характерные дефекты ПВД
. Корпус
1.1 Раковины, коррозионное разрушение основного метала и сварных
соединений.
.2 Коррозионное разрушение поверхности мембран до толщины менее 4‚5 мм.
.3 Увеличение зазора между поверхностями фланцев горизонтального разъёма
по кромке мембран более 1 мм.
.4 Уменьшение ширины “уса” мембраны до значения менее 8 мм.
2. Трубная система
2.1 Нарушение плотности кожухов охладителей пара и конденсата. Приводит к
недогреву питательной воды.
.2 Размывы диафрагм, шайб дроссельных и обводных устройств. Приводит к
недогреву питательной воды.
.3 Трещины и другие дефекты в соединениях раздающих и сливных
коллекторов, эрозионный износ их стенки до толщины менее 31 мм являются особо
опасными‚ так как повреждение коллектора при работе ПВД может быть причиной
разрыва корпуса аппарата. Причиной утонения стенки коллекторов может также
стать чрезмерное снятие металла при зачистке.
.4 Эрозионное разрушение труб змеевиков с наружной стороны в зоне первого
хода пароохладителя.
.5 Трещины в сварном соединении гиба спирали с коллектором при замене
гиба из стали 12Х18Н10Т на гиб из стали 20 вследствие неполного удаления
аустенитного сварного шва.
.6 Эрозионно-коррозионньпй износ (ударная коррозия) входных участков
спиралей с внутренней стороны до толщины стенки 3,0 мм для гибов из трубы
диаметром 32мм и толщиной 4мм, вследствие некачественного углового сварного
соединения, излома осей стыкового шва, несоответствия радиуса гиба входного
участка, увеличенного зазора между торцом гиба и гнезда в коллекторе, нарушение
соосности отверстия коллектора и гиба. Некачественное соединение спирали с
коллектором, вызванное нарушением геометрии установки, приводит к сужению
потока, образованию вихрей и пульсации давления воды и повышенной местной
ударной коррозии змеевика.
Методы и объем контроля
1.1 В процессе подготовки, выполнения сборочно-сварных работ и
заключительных операций, оценки качества собранного фланцевого разъема должен
производиться контроль и фиксироваться его результаты:
Контролируются:
) материалы (основные и сварочные);
) рабочий и инженерно-технический персонал;
) приспособления и аппаратура;
) геометрические размеры кромок перед сваркой;
) сварные швы;
) толщина трубных элементов;
) документация.
.2 Контроль материалов, сварочной и измерительной аппаратуры выполнять в
объеме Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под
давлением (утв. Постановлением Госгортехнадзора России от 11.06.2003г. № 91).
.3 Геометрические размеры контролировать в соответствии с требованиями
конструкторской документации и “Инструкции по монтажу и ремонту мембранного
уплотнения фланцевого разъема подогревателей высокого давления, 080302282 РА”.
.4 Контроль металла производить в соответствии с таблицей контроля.
Таблица 8.1 Объемы контроля элементов ПВД
|
№
|
Объект контроля
|
Метод контроля
|
Объем Контроля
|
|
1
|
Отвод от входного стакана(патрубка) к раздающему коллектору
|
ВИК, измерение толщины УЗТ
|
За сварным швом и на расстоянии 50 и 100 мм от него по всей
поверхности
|
|
2
|
Отвод от верхнего сборника к центральной отводящей трубе
|
-//-
|
-//-
|
|
3
|
Гибы отводов от входного стакана(патрубка) к раздающим
коллекторам и от сливных коллекторов к верхнему сборнику
|
-//-
|
В среднем радикальном сечении гиба и на расстоянии 50мм от
него по обе стороны
|
|
4
|
Участки коллекторных и перепускных труб за дроссельными
шайбами
|
-//-
|
За сварным швом дроссельной шайбы и на расстоянии 50 и 100
мм от него по ходу пит.воды в доступных местах
|
|
5
|
Участки конденсатопроводов за регулирующими клапанами(РК)
уровня воды в ПВД
|
-//-
|
1. За всеми св.швами на расстоянии 50 и 100мм от них по
ходу конденсата 2. В среднем радиальном сечении гиба и по 50мм от него по обе
стороны
|
|
6
|
Входной участок спирали от раздающего коллектора до начала
трубы
|
ВИК УЗТ
|
1.Уч-к длиной 30мм от линии сплавления-сканированием УЗ
толщиномером с шагом в продольном направлении 10мм. 2.Уч-к 150мм-УЗТ
растянутой части гиба и нейтралей с шагом 10мм
|
|
6
|
Угловой сварной шов варки гиба входного участка спирали в
коллектор
|
ВИК
|
Доступная для осмотра поверхность шва
|
|
7
|
Прямые участки и гибы выходных участков змеевиков и св.швов
|
ВИК УЗТ
|
Уч-к 150мм растянутой части и нейтралей гибов (не менее чем
20 точках)
|
|
8
|
Стыковые и угловые св.соединения с наружным диаметром более
76мм
|
ВИК МПД УЗК
|
100%
|
|
9
|
Стыковые швы сегментов мембран
|
-//-
|
-//-
|
|
10
|
Сварные швы приварки мембран к фланцам
|
Послойный ВИК МПД или ЦД
|
100%
|
|
11
|
Сварной шов мембран между собой
|
ВИК послойный контроль макроструктуры
|
100%
|
|
112
|
Сварные швы приварки водоуказательной колонки и
расширительных бачков
|
ВИК УЗК (РГК)
|
100%
|
Подготовка поверхностей и сварных соединений к контролю и проведение
контроля при дефектации и после устранения дефектов должны осуществляться в
соответствии с требованиями унифицированных методик контроля.
Методики контроля:
Ø Визуальный контроль выполняется послойно в соответствии с
Инструкцией по визуальному и измерительному контролю. РД 03-606-03 (утв. Постановлением
Госгортехнадзора от 11.06.2003г. № 92, зарегистрировано в Минюсте 20.06.2003г.
№ 4782), с оценкой качества по РД 153-34.1-003-01. Сварка, термообработка и
контроль трубных систем котлов и трубопроводов при монтаже и ремонте
энергетического оборудования (РТМ-Iс), по категории III В;
Ø Контроль макроструктуры определяется по ГОСТ 10243-75 (СТ СЭВ
2837-81). Государственный стандарт Союза ССР. Сталь. Методы испытаний и оценки
макроструктуры (введен Постановлением Госстандарта СССР от 19.08.1975 № 2176)
(ред. от 01.08.1982);
Ø УЗК сварных соединений выполнять по ГОСТ Р55724-2013.
Национальный стандарт Российской Федерации. Соединения сварные. Методы
ультразвуковые (утв. и введен в действие Приказом Росстандарта от 08.11.2013 №
1410-ст;
Ø Контроль МПД выполнять ГОСТ Р 56512-2015. Национальный
стандарт Российской Федерации. Контроль неразрушающий. Магнитопорошковый метод.
Типовые технологические процессы (утв. и введен в действие Приказом
Росстандарта от 06.07.2015 № 875-ст). Условный уровень чувствительности “Б”;
Ø Контроль цветной дефектоскопией (капиллярные методы)
осуществлять по ГОСТ 18442-80, РБ-090-14. Класс чувствительности 2;
Ø Контроль радиографический выполнять по ГОСТ 7512-82. Контроль
неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод (утв. Постановлением
Госстандарта СССР от 20.12.1982 № 4923) (ред. от 01.03.1988);
Ø Оценку качества выполнять согласно РТМ-1с.
Гидравлические испытания пробным давлением проводить после ремонта или
технического освидетельствования.
Методы, объем и периодичность контроля составных частей ПВД при
дефектации должны соответствовать рабочей программе контроля, разработанной в
соответствии с требованиями Правил устройства и безопасной эксплуатации
сосудов, работающих под давлением (утв. Постановлением Госгортехнадзора России
от 11.06.2003г. № 91) и техническими условиями на ремонт.
При контроле сварных соединений (по указаниям рабочей программы контроля)
необходимо выполнить КК или МПК внутри и снаружи ПВД как сварных соединений,
так и основного металла в зоне шириной не менее 20 мм с двух сторон от границы
сплавления основного металла и металла сварного соединения
В случае обнаружения дефектов при выборочном контроле УЗТ участков
спиралей необходимо провести дополнительный выборочный контроль в удвоенном
объеме, при повторном обнаружении дефектов объем контроля аналогичных участков
на этом ПВД должен быть увеличен до 100%.
Дефектоскопия - равноправное и неотъемлемое звено технологических
процессов, позволяющее повысить надёжность и долговечность работы оборудования.
Надёжности контроля способствует его автоматизация, совершенствование
методик, а также рациональное сочетание нескольких методов. Годность изделий
определяется на основании норм браковки, разрабатываемых при их конструировании
и составлении технологии изготовления. Нормы браковки различны для разных типов
изделий, для однотипных изделий, работающих в различных условиях, и даже для
различных зон одного изделия, если они подвергаются различному механическому,
термическому или химическому воздействию.
Применение дефектоскопии в процессе производства и эксплуатации изделий
даёт большой экономический эффект за счёт сокращения времени, затрачиваемого на
обработку заготовок с внутренними дефектами, экономии металла и др.
Заключение
В данной ВКР
представлен расчет ТЭС с установленной мощностью 1200 МВт, использующая
в качестве основного вида топлива Экибастузский уголь, резервным видом топлива
является мазут.
В результате
выполненной работы можно сделать выводы по представленным разделам:
В первой части работы
проведено обоснование проекта, выбрано основное оборудование ТЭС, в качестве которого используется котел ПК - 39 (Пп-950/255) и турбина К-300-240 ХТГЗ.
Далее произведен тепловой расчет тепловой схемы
проточной части турбины, рассмотренный на примере турбины К-300-240 ХТГЗ, который заключался в расчете сетевых подогревателей, подогревателей высокого
давления (ПВД), расчет деаэратора питательной воды, подогревателей низкого
давления (ПНД), проверке баланса пара в турбине.
Выбрано необходимое
вспомогательное теплоэнергетическое оборудование турбинного цеха и оборудования
котельного цеха ТЭС.
В следующем разделе
представлен тепловой расчет котельного агрегата типа ПК
- 39, в котором были определены коэффициенты избытка воздуха, объемы и энтальпии продуктов
сгорания, объемы дымовых газов, трехатомных газов и водяных паров, а также
регенеративный воздухоподогреватель, топка котла и ширмы I ступени. Для удобства все расчеты
были сведены в таблицы.
В разделе
специального задания рассмотрен вопрос проведения дефектоскопии металла на
энергоблоке, а также
подробно проанализированы методы неразрушающего контроля энергетического
оборудования, на примере контроля металла подогревателей высокого давления.
Библиографический
список.
1. Выбор тепломеханического оборудования ТЭС: методические указания к курсовому и дипломному
проектированию/ А.А. Поморцева, В.Н.
Потапов. - Свердловск: УПИ, 1991- 36с.
2.
Тепловые электрические станции: учебно-методическое пособие для выполнения
курсовой работы по дисциплине «Тепловые электрические станции»/ Б.В. Берг. - Екатеринбург:
УГТУ - УПИ, 1993 - 28 с.
3.
Организация и планирование энергетики:
нормативно-справочные материалы к выполнению курсовой работы/
Т.А. Кутявина , Ф.Ф. Никифоров Ф.Ф., Б.Ю. Клюев. - Екатеринбург:
УГТУ - УПИ, 1993 - 20
с.
4.
Тепловой расчет котельного агрегата: нормативный метод/
Н.В. Кузнецов [др.]; под ред. Н.В. Кузнецова. - Москва:
Энергия, 1973 - 295 с.
5.
Тепловой расчет
котельных агрегатов: методические указания/ М.П. Фадюшина. - Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 2007 - 72 с.
6.
Тепловые электрические станции: учебник для вузов/ В.Я.
Рыжкин; под редакцией Гиршфельда В.Я. - Москва:
Энергоатомиздат, 1987 - 325 с.
7.
Тепловые и атомные электрические станции: справочник/
В.А. Григорьев, В.М. Зорин. - Москва:
Энергоатомиздат, 1989 - 608 с.
8.
Определение вредных выбросов из дымовых труб тепловых
электростанций: методические указания/ А.А. Поморцева. - Свердловск:
УПИ, 1998 - 16 с.
9.
Термодинамические свойства воды и водяного пара:
справочник/ С.Л. Ривкин, А.А. Александров. - Москва:
Энергоатомиздат, 1984 - 80 с.
10.Стационарные паровые турбины: учебник
для вузов/ Трухний А.Д. - Москва: Энергоатомиздат,
1990 1990 - 640 с.
11.Паровые турбины. Теория теплового
процесса и конструкции турбин: учебник для вузов/ А.В. Щегляев. - Москва:
Энергоатомиздат, 1993 - 384 с.
12.Проект паровой турбины: методические
указания к курсовому проектированию по дисциплине «Энергетические
машины»/ Е.В. Урьев, С.В. Жуков. - Екатеринбург:
УГТУ-УПИ, 2000 - 59 с.
13.Паровые и газовые турбины: учебное пособие
для вузов/ С.А. Кантора. - Ленинград: Машиностроение,
1970 - 248 с.
14.Теплофикационные паровые турбины и турбоустановки:
учебник для вузов/ А.Д. Трухний, Б.В. Ломакин. - Москва:
Издательство МЭИ, 2002 - 437 с.
15.Проектирование электрических станций:
учебник для вузов/ М.Н. Околович. - Москва:
Энергоиздат, 1982 - 400 с.
16.Тепловые электрические станции: учебник
для вузов/ В. Д. Буров, Е. В. Дорохов, Д. П. Елизаров [и др.]; под ред. В. М.
Лавыгина, А. С. Седлова, С. В. Цанева. - 2-е
изд., перераб. и доп. - Москва: Издательский дом
МЭИ, 2007 - 466 с.
17.Основы энергетики: учебник/ Г. Ф.
Быстрицкий. - Москва: Инфра - М,
2007 - 278 с.
18.Энергетические установки электростанций:
учебник для вузов по специальности "Электрические станции"/ Э.П.
Волков, В.А. Ведяев, В.И. Обрезков - Москва:
Энергоатомиздат, 1983 - 280 с.
19.Котельные установки и парогенераторы
(конструкционные характеристики
энергетических котельных агрегатов): справочное пособие/ Е. А. Бойко,
А. А. Шпиков. - Красноярск: КГТУ, 2003 - 230
с.
20.Ультразвуковой контроль: справочник/ И.Н. Ермолов, Ю.В. Ланге. - Москва: Машиностроение, 2008 - 859 с.
21.Ультразвуковая дефектоскопия в энергомашиностроении/ Е.Ф. Кретов - Изд.
3-е, перераб. и доп. - Санкт-Петербург: СВЕН, 2011- 312
с.
22.Радиационная дефектоскопия/ С.В. Румянцев. Изд. 2-е. - Москва: Атомиздат, 1974 - 512 с.
23.Неразрушающий контроль и техническая диагностика энергетических объектов:
учебное пособие/ А.А. Решетов, А.К. Аракелян; под ред. проф. А.К. Аракеляна. - Чебоксары: Изд-во Чуваш.
ун-та, 2010 - 470 с.
24.Дефектоскопия металлов/ А.К. Денель. - Москва: Металлургия, 1972 - 304 с.
25.Применение радиоактивных изотопов в промышленной дефектоскопии/ С.В.
Румянцев. - Москва: Атомиздат,
1960 - 301 с.
26.Меры и образцы в области неразрушающего
контроля/ Л.С. Бабаджанов, М.Л. Бабаджанова. - Москва: ФГУП
"Стандартинформ", 2007 - 208 с.
27.Приборы для неразрушающего контроля материалов и изделий. Справочник. В
2-х книгах. Кн. 1/ Под ред. В.В. Клюева. - 2-е изд., перераб. и доп. - Москва: Машиностроение, 1986. - 488 с.
28.Приборы для неразрушающего контроля материалов и изделий. Справочник. В
2-х книгах. Кн. 2/ Под ред. В.В. Клюева. - 2-е изд., перераб. и доп. - Москва: Машиностроение, 1986. - 352 с.
29.Федеральные
нормы и правила в области промышленной безопасности опасных производственных
объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным
давлением. Утверждены Приказом Ростехнадзора от 25.03.2014 № 116. - Екатеринбург: ИД "УралЮрИздат", 2014 - 200 с.
31.ГОСТ Р 56512-2015. Национальный стандарт Российской Федерации. Контроль
неразрушающий. Магнитопорошковый метод. Типовые технологические процессы. -
Взамен ГОСТ 21105-87; введ. 2016-06-01; Москва: Стандартинформ, 2016, 32 с.
32.ГОСТ 7512-82. Контроль неразрушающий. Соединения сварные.
Радиографический метод. - Взамен ГОСТ 7512-75; введ. 1984-01-01; Москва:
Издательство стандартов, 1988, 34 с.
33.ГОСТ Р 55724-2013. Национальный стандарт Российской Федерации. Соединения
сварные. Методы ультразвуковые. - Взамен ГОСТ 14782-86; введ. 2015-07-01;
Москва: Стандартинформ, 2014, 42 с.
34.ГОСТ 10243-75 (СТ СЭВ 2837-81). Государственный стандарт Союза ССР.
Сталь. Методы испытаний и оценки макроструктуры. - Взамен ГОСТ 10243-62; введ.
1978-01-01; Москва: Издательство стандартов, 1985, 26 с.
35.Инструкция по
визуальному и измерительному контролю. РД 03-606-03. Утверждены Постановлением
Госгортехнадзора РФ от 11.06.2003 № 92. -
Екатеринбург: ИД "УралЮрИздат", 2014 - 84
с.