Учебная работа. Разработка комбинированной энергетической установки, способной обеспечить функционирование газотурбинной и паротурбинной её частей

(5 оценок, среднее: 4,80 из 5)

Загрузка...

Учебная работа. Разработка комбинированной энергетической установки, способной обеспечить функционирование газотурбинной и паротурбинной её частей

Введение

Целью дипломного проекта является разработка комбинированной энергетической установки, способной обеспечить функционирование газотурбинной и паротурбинной её частей. Основным объектом проектирования является паровая турбина мощностью 660 МВт, работающая в составе таковой установки. Также значимым преимуществом таковой энергоустановки является её способность работать в составе электростанции с внутрицикловой газификацией угля, с применением таковых ведущих технологий, как мембранные реакторы конверсии для извлечения водорода из синтез газа и системой улавливания и удержания СО2 — CCS.

Получение водорода рассматривается как попутное Создание при обработке синтез газа опосля газификации угля и занимает второстепенную позицию. Но если в регионе, где планируется устанавливать таковой энергоблок, высочайший Спрос на водородное горючее, то установленную мощность газовой турбины можно уменьшить либо исключить её как компонент из цикла совершенно, что дозволит создавать больше водорода без понижения мощности паровой турбины.

Выбор главных характеристик
В согласовании с поставленной задачей на дипломное проектирование и ретроспективным анализом технической литературы задаемся последующими главными параметрами паротурбинной установки, работающей в составе комбинированной парогазовой установки:
Номинальная мощность турбогенератора:
Nэ=660 МВт;
Исходные характеристики пара выбраны сверхкритические:
Р0=24,7 МПа;
t0 =535 ?C;
давление в конденсаторе:
Рк=5 кПа.
Температура и давление промежного перегрева пара:
Рпп=6,5 МПа
tпп=565?С
В качестве макета избираем паровую турбину К-660-247 производства ЛМЗ филиала ОАО (форма организации публичной компании; акционерное общество) «Силовые машинки» . Паровая турбина К-66—247 номинальной мощностью 660 МВт с исходным абсолютным давлением 24,7 МПа создана для привода двухполюсного генератора переменного тока ТВВ-660-2, для работы в блоке с прямоточным котлом, использующим органическое горючее. В термический схеме, предложенной в данной работе, паровой котел работает на синтез газе, получаемом при газификации угля.
Предусмотрена параллельная работа ГТУ и ПТУ, при этом регенерация тепла и обогрев питательной воды осуществляется в котле-утилизаторе. При всем этом из самой паротурбинной установки планируется создавать отборы пара на деаэратор, привод турбонасоса и два ПНД, в которые делается слив дренажей. Также в связи с включением доп газификатора, производящего синтез-газ для ГТУ, планируется отбирать пар из цикла ПТУ с давлением, превосходящем давление в газификаторе.
Подготовительный термодинамический расчет турбины

При выполнении расчетов использовалась программка MathCAD 14, также готовые библиотеки Water Steam Pro 6. Результаты расчета приведены из интерфейса программки с некими пояснениями.
В процессе подготовительного расчета были найдены значения располагаемого теплоперепада в турбине, внутренний и тепловой к.п.д., также построен процесс расширения пара в турбине в I-S координатах.
Выполненный подготовительный термодинамический расчет турбины дозволяет произвести наиболее детальные вычисления.
Проведем термический расчет турбины при её совместной работе, другими словами с включенной газотурбинной частью и реактором газификации. Раздельно производим расчет реактора газификации, входе расчета обязано получиться количество газа нужное для работы газотурбинной части. Расчет газовой турбины выполняться в составе ПГУ.
Описание спроектированной паротурбинной установки

Таковым образом, в итоге выполненных конструкторских, термических и прочностных расчетов была спроектирована паровая турбина, удовлетворяющая предъявленным требованиям.
Турбина имеет 7 нерегулируемых отборов пара, созданных для обогрева питательной воды в ПВД, основного конденсата — в ПНД, деаэраторе до температуры 280 °С при номинальной перегрузке турбины. Не считая регенеративных отборов, допускаются отборы пара без понижения номинальной мощности на обогрев сетевой воды и на собственные нужды станции. В составе парогазового блока планируются создавать отбор опосля ЦВД на нужды газификатора, для получения синтез-газа, и предстоящего получения из него водорода способом конверсии.
Турбина представляет собой одновальный 4-х цилиндровый агрегат, выполненный по схеме 1ЦВД+1ЦСД+1ЦНДх2.
ЦВД с облопачиванием реактивного типа, с сопловым парораспределением. В конструкции использованы высокоэффективные профиля направляющих и рабочих лопаток, развитые надбандажные, диафрагменные и концевые уплотнения, втулочная система обойм концевых уплотнений. ЦВД имеет внутренний корпус, в патрубки которого вварены сопловые коробки. Паропроводящие штуцера имеют сварные соединения с внешним корпусом цилиндра и подвижные — с горловинами сопловых коробок.
Опосля промежного перегрева пар по двум паропроводам подводится к двум стопорным клапанам ЦСД, установленным по обе стороны цилиндра, и от их — к четырем регулирующим клапанам, размещенным конкретно на корпусе ЦСД. ЦСД — двухпоточный, с облопачиванием активного типа. Также использованы высокоэффективные профили и уплотнения.Из выхлопных патрубков ЦСД пар по двум трубам подводится к ЦНД.
ЦНД — двухпоточный, по 5 ступеней в любом потоке. Из 2-ух выхлопов опосля ЦНД отработавший пар поступает в общий конденсатор. Расход охлаждающей воды через конденсатор 64 000 м3/ч. Номинальная температура охлаждающей воды 33 °С.
Ротор ЦНД выполнен сварным. Длина рабочей лопатки крайней ступени ЦНД — 1200 мм, средний поперечник данной для нас ступени — 3000 мм. Все роторы имеют твердые соединительные муфты и по две опоры. Фикспункт валопровода (упрямый подшипник) размещен меж ЦВД и ЦСД. Для турбины К-660-247 разработаны новейшие корпуса ЦВД и ЦСД. Новенькая цельнолитая система устойчива к перекосам и короблению цилиндров. Подвод/отвод пара осуществлен лишь в нижней половине цилиндров, что обеспечивает огромную ремонтопригодность конструкции.
Турбина снабжена паровыми лабиринтными уплотнениями. Новейшие улучшенные уплотнения имеют наименьший зазор и работают на витых отжимных пружинах. Также предусмотрены особые отверстия в обоймах уплотнений для циркуляции пара и их остывания. Из концевых каминных камер уплотнений всех цилиндров паровоздушная смесь отсасывается водоструйным эжектором через вакуумный охладитель.
Наибольший расход пара, при обозначенных исходных параметрах спроектированной турбины, составляет 611 кг/с.

В системе автоматического регулирования и защиты применены главные конструктивные решения, переработанные на большенный части и турбин данной серии.

Предназначение и функции системы:

· обеспечивает автоматическое регулирование частоты вращения и мощности турбины в согласовании со статической чертой и заданием, получаемым из системы автоматического управления энергоблока либо от оператора, как при работе в сети, так и на изолированную нагрузку;

· поддерживает данное давление пара перед регулирующими клапанами высочайшего давления;

· обеспечивает противоразгонную защиту турбоагрегата;

· на базе контроля термонапряженного состояния частей турбины производит команды на ограничение скорости конфигурации перегрузки и информацию о допустимом изменении перегрузки;

· обеспечивает возможность взаимодействия с системой автоматического запуска блока для автоматизации разворота и нагружения турбины;

· обеспечивает останов турбины при появлении аварийных нарушений ее работы.

Система регулирования состоит из органов парораспределения, гидравлической и электрической частей, работа которых взаимосвязана.

Система регулирования обеспечивает возможность конфигурации перегрузки и синхронизации генератора при хоть какой аварийной частоте в энергосистеме.

С учетом реализации в ЭЧСР ряда алгоритмов, улучшающих динамические свойства системы регулирования турбины, наибольшая частота вращения ротора при сбросе номинальной перегрузки с отключением генератора от сети не превосходит 107…108 % номинального значения.

Стопорные и регулирующие клапаны разгруженного типа. В корпусе всякого стопорного клапана устанавливается паровое сито.

Для ограничения поступления в ЦВД пара из «прохладной» полосы промперегрева при работе турбины на клапанах ЦСД (пусковые режимы) на выхлопах из ЦВД установлены два оборотных клапана с байпасами. Оборотные клапаны управляются персональными сервомоторами.

В режиме запуска турбины разворот и изначальное нагружение осуществляется методом подачи пара в цилиндр среднего давления. При всем этом регулирующие клапаны высочайшего давления и оборотные клапаны на линиях прохладного промперегрева остаются закрытыми, характеристики пара поддерживаются регуляторами байпасных станций высочайшего и низкого давления. Опосля заслуги перегрузки 15…20% номинального значения, пар подается в ЦВД.

Термическая схема турбоустановки состоит из 4 подогревателей низкого давления (ПНД), деаэратора скользящего давления и 3-х подогревателей высочайшего давления (ПВД). Все регенеративные подогреватели — горизонтального типа (поверхностные). В качестве привода питательного насоса употребляется турбопривод.

Конденсатор -660КП-35500-1- поверхностный, двухпоточный, одноходовой со интегрированным ПНД-1. Трубная система выполнена из нержавеющей стали ASTM TP304L. поверхность термообмена равна 35500 м2

Повышена надежность соединения «трубка-трубная доска» за счет внедрения вальцовки трубок с следующей обваркой. Конденсатор имеет 32000 трубок поперечником 22, 225х 0,711 мм длиной 16 м. Масса сухого конденсатора 900 т.

Цилиндр высочайшего давления

Для турбин с котлами, работающими на неизменном давлении, в ЦВД применяется сопловое парораспределение с регулирующей ступенью. Проточная часть с 16-ю ступенями реактивного типа имеет неизменный корневой поперечник с направляющими и рабочими лопатками переменной высоты.

Использован цельнокованый ротор. Проточная часть имеет петлевую схему течения пара, обеспечивающую компенсацию осевого усилия. Температурное состояние внешнего корпуса ЦВД сохраняется за счет расположения направляющих лопаток во внутреннем цилиндре и 2-х обоймах.

Регулирующая ступень размещена на пониженном поперечнике. Термический адиабатический перепад на регулирующую ступень на соответственных режимах существенно уменьшен, чем на турбинах прежних конструкций. Такое перераспределение термического перепада на ЦВД достигается повышением числа ступеней, увеличения давления в камере регулирующей ступени, и роста ее пропускной возможности, что содействует увеличению экономичности.

Все направляющие и рабочие лопатки выполнены с цельнофрезерованными бандажами (см. рис.), а в рабочих лопатках в бандаж установлены демпфирующие вставки. На периферии рабочих лопаток и в корневой зоне направляющих лопаток использовано гарантированно-бесконтактное с чередующими гребнями ротора и статора развитое уплотнение, с огромным числом усиков. На бандаже выполнены точеные усики, на роторе — завальцованные. Таковая система круговых уплотнений обеспечивает малые протечки и дозволяет поддерживать их в критериях долговременной эксплуатации фактически постоянными.

В статорной части использованы надбандажные «сотовые» уплотнения.

Цилиндр среднего давления

Использован цельнокованый двухпоточный ротор СД. Все диафрагмы имеют сварную систему с минимальными перекрышами на корневом и периферийном обводах проточной части.

Обоймы втулочного типа предусмотрены для внедрения в цилиндрах ВД и СД турбин средней и большенный мощности. Владеющие большей жесткостью со специально спрофилированными камерами отсоса пара новейшие обоймы не подвержены короблению и обеспечивают плотность системы концевых уплотнений турбины.

Классической конструкцией облопачивания турбин является пакетирование рабочих лопаток с клепаным бандажом. В нужных вариантах с целью вибрационной отстройки в рабочих лопатках инсталлируются проволочные связи, как правило, демпферные с радиальным замыканием. Долгий опыт эксплуатации облопачивания таковой конструкции в турбинах мощностью до 800 МВт свидетельствует о высочайшей ее эксплуатационной надежности при обеспечении соответственного уровня экономичности.

Лопатки с цельнофрезерованными бандажами применялись до недавнешнего времени лишь на регулирующих ступенях ЦВД.

Не считая того, опыт эксплуатации показал, что применение лопаток с цельнофрезерованным бандажом обеспечивает наиболее высшую надежность турбин при эксплуатации их в экстремальных критериях.

Для обеспечения динамической и статической прочности лопаточного аппарата, в особенности при проходных оборотах и переменных режимах, выполнены вибрационные тесты на экспериментальных турбинах и натурные тесты на электростанциях. Маленькой уровень динамических напряжений свидетельствует о высочайшей вибрационной надежности, но основное доказательство надежности, как и экономичности проточной части, заключается в долголетнем опыте эксплуатации использованного в турбине облопачивания.

В турбине К-660-247 все рабочие лопатки ЦСД имеют цельнофрезерованные бандажи. Демпферные связи исключены из потока пара, использованы особые развитые надбандажные уплотнения, что, таковым образом, увеличивает экономичность турбины.

Рабочие лопатки первых 2-ух и крайней ступени имеют «ёлочные» хвосты с торцевой заводкой, обеспечивающие надежную работу при малых габаритах. Другие ступени имеют Т-образные хвостовики.

Все ступени спроектированы с внедрением разработок новейших наиболее действенных профилей направляющих и рабочих лопаток, геометрия которых согласована с газодинамическими расчетами потока на базе многорежимной оптимизации, в т.ч. и при огромных D/L.

Цилиндр низкого давления

Новенькая система ротора НД предугадывает наличие особых глухих отверстий в средней части ротора для размещения подбалансировочных грузов. Таковая система получила распространение на все выпускаемые ротора НД. Обозначенное техническое решение дозволяет значительно уменьшить время балансировочных работ в связи с отсутствием необходимости вскрытия цилиндра. Доступ для закрепления грузов обеспечивают особые лючки на цилиндре.

Выхлопная часть ЦНД состоит из 2-ух паровыпускных трактов с осерадиальными диффузорами в сборной камере, имеющей развитую систему внутренних ребер.

Проточная часть ЦНД основывается на отработанной в турбинах 300-500-800 МВт проточной части со металлической лопаткой крайней ступени 1200 мм.

Система проточной части НД также базирована на аэродинамических и вибрационных исследовательских работах:

— улучшение плавности верхних обводов проточной части низкого давления;

— применение рабочих лопаток с цельнофрезерованными бандажами, в том числе и в крайних ступенях;

— вынесение во всех ступенях, не считая крайних, демпферных проволок из проточной части в тело бандажей;

— применение усовершенствованных профилей для направляющих лопаток сварных диафрагм и внутриканального влагоудаления с поверхности лопаток диафрагм крайних ступеней.

Технологическая часть

В технологической части рассматривалась разработка производства диафрагмы 18-ой ступени, рассчитаны режимы резания на токарно-карусельную и фрезерную операции.

Диафрагма

Диафрагмы делят внутреннюю полость корпуса турбины на отдельные камеры — ступени, в каких размещается по одному диску ротора с рабочими лопатками.

Пар из одной камеры в другую попадает лишь через сопловые аппараты диафрагм. Сопловые аппараты диафрагм образованы каналами меж приваренными лопатками специального профиля. Форма и размещение каналов таковы, что пар, проходя через их, расширяясь, приобретает доп кинетическую энергию и направляется на рабочие лопатки соответственного диска ротора.

Лопатки всех диафрагм сделаны из коррозионностойкой стали 18X11МНФВ.

Условия, в каких работают диафрагмы разных ступеней давления турбины, не схожи. Это отыскало отражение в конструктивном выполнении диафрагм. Сопловые аппараты диафрагм набраны из цельных лопаток. Диафрагмы имеют приваренные к ободу паровые щиты.

Диафрагмы состоят из 2-ух частей. Нижняя часть своими подвесками опирается на нижний корпус турбины и центрируется шпонкой, установленной в пазу корпуса. Верхняя часть диафрагмы располагается в высшей части корпуса турбины и закреплена в ней от выпадания шпонками. Центровка верхней части диафрагмы осуществляется винтами.

В собранном состоянии обоюдное положение частей диафрагмы определяется шпонками. Не считая этого, шпонки уплотняют горизонтальный стык частей диафрагмы. Главными частями диафрагмы являются полотно и обод, соединенные меж собой диафрагменными лопатками. Равномерность шага лопаток выдерживается с помощью внешнего и внутреннего бандажей.

К ободу приварен круговой паровой щит с уплотнительными усиками. Паровой щит с усиками обеспечивает наивысшую подачу пара с соплового аппарата на рабочие лопатки ротора.

Во внутренней расточке полотна диафрагмы выполнен Т-образный круговой паз, в него заводится кольцо уплотнительное, которое состоит из 6 частей в каждой половине уплотнительного кольца.

Для подъема частей диафрагмы при сборке и демонтаже служат резьбовые отверстия под рым-болты и глухие отверстия на полотне половин диафрагм под особое приспособление, поставляемое с турбиной.

Определение типа производства

Тип производства почти во всем описывает разработку техпроцесса.

Но т.к. диафрагмы для остальных турбин, изготовляемых на предприятии, имеют похожую конфигурацию и примерно однообразные типоразмеры, то для разработки технологической части дипломного проекта принимаем мелкосерийное создание.

анализ технологического процесса на технологичность

Технологичность конструкции — это степень соответствия хорошим производственно-технологическим условиям производства при данном масштабе выпуска.

Технологичность конструкции постоянно следует разглядывать как всеохватывающее понятие, учитывающее требования всех фаз и стадий технологического процесса.

В диафрагме размещен сопловой аппарат, который имеет сложную технологическую конфигурацию, и которую выполнить за одно механической либо электроэрозионной обработкой тяжело. В связи с сиим, для улучшения технологичности принята сварная заготовка диафрагмы.

За ранее, полотно и обод диафрагмы механически обрабатываются из поковки, а лопатки соплового аппарата вполне обработаны и собраны с бандажами сваркой. Сварка делается электронно-лучевая. При всем этом виде сварки нагрев материала фактически отсутствует, что приводит к отсутствию деформации при сваривании детали.

наличие горизонтального разъёма диафрагмы приводит к трудности производства детали.

Первой базой для механической обработки соплового аппарата нужно применять элементы проточной части диафрагмы, что усложняет механическую обработку и просит особых приспособлений либо выверки на станке.

Потому что диафрагма является телом вращения и в достаточной мере технологичной и малосерийной, то избираем технологический процесс с наибольшей концентрацией деталей.

Технологический процесс механической обработки включает 24 операции. Из их главными являются фрезерная, токарно-карусельная и расточная операции.

Приспособления, применяемые для фрезерных, токарных и расточных операций, являются всепригодными. Станки, в главном, все с ЧПУ: карусельный, продольно-фрезерный, горизонтально-расточной и базируются с наибольшей выверкой. Это всё гласит о способности резвой переналадки полосы.

Расчёт припусков

Диафрагма — сварная система, приобретенная электронно-лучевой сваркой.

1. Она поступает на мехобработку сваренная согласно чертежу, термообработанная с заполненной картой контроля до шага мехобработки с клеймами БТК, маркированная согласно чертежу.

2. При сборке диафрагмы весь крепёж ставится на графитомеднистой смазке.

3. Перед установкой детали на станок и при снятии со станка предохранить выступающую лопатку и предъявить БТК сохранность лопатки.

Габаритные размеры: ш 1078-0,5 — внешний поперечник, мм

ш 482Н7(+0,06) — внутренний поперечник, мм

70 — толщина, мм

Малый припуск при поочередной обработке противолежащих поверхностей:

2*Zmin=2*[(Rz+h)i-1+ДУi-1+Еi]

Малый припуск при обработке внешних поверхностей вращения:

2*Zi min=2*[(Rz+h)i-1+(Д2Уi-1+Е2i)1/2]

где Rz i-1 — высота микронеровностей на прошлом переходе.

hi-1 — глубина дефектного слоя на прошлом переходе.

ДУi-1 — суммарное

Еi — погрешность установки заготовки на выполняемом переходе.

ДУ=(Д21+Д22)1/2,

где Д1 и Д2 — пространственные отличия.

Для ш 482(+0,06):

Отклонение плоскостей торцевой поверхности: Д1=40 мкм

Отклонение всепостоянства размера в поперечном сечении: Д2=30 мкм

Днар=(Д21+Д22)1/2=(402+302)1/2=50 мкм

Погрешность установки — Е : Е=(Е2б+Е2з)1/2

Где Еб — погрешность базирования.

Ез — погрешность закрепления.

значения Е для данных критерий базирования и закрепления вписаны в таблицу 1.

Наибольший припуск на обработку:

Zi max=Zi min + Tdi-1 — Tdi ;

2*Zi max=2*Zi min + TDi-1 — TDi ,

где и — допуск по размеру на предыдущем переходе.

и — допуск по размеру на выполняемом переходе.

Меньший предельный размер:

dmin i-1=dmin i + Zmin i

Dmin i-1=Dmin i + 2*Zmin i

Больший предельный размер:

dmax i-1=dmin i-1 + Tdi-1

Dmax i-1=Dmin i-1 + TDi-1

Результаты расчёта сведены в таблицу 1:

Таблица заполняется с внедрением [2].

Проверка:

Td2 — Tdg=2*Z0 max — 2*Z0 min=2000-60=6940-5000=

1940=1940

2*Z0 max=У2*Zmax= 6940 мкм

2*Z0 min=У2*Zmin= 5000 мкм

Выбор заготовки

Наладка — Продольно-фрезерная. Операция 426300.

1. Установить 2 половины на столе станка разъёмом к шпинделю на подкладки, выставить по подрезной риске и плоскости разъёма, закрепить.

Расчёт режимов резания

2. Фрезеровать выступающие части бандажей над торцем обода и полотна до плоскости разъёма.

Поперечник фрезы:

Dфр=(1,25ч1,5)*B,

где В — ширина фрезерования, В=100 мм.

Dфр=1,25*100=125 мм

Минутная подача:

Sм=S*n=Sz*z*n, мм/мин

Где n — частота вращения фрезы, о/мин;

z — число зубьев фрезы; =12

Sz — подача на 1 зуб;

S — подача на 1 оборот, мм/о;

Sz=S/z=0,15/12=0,0125 мм.

Скорость резания:

, мм

Где V — окружная скорость фрезы;

Cv=64,7, y=0,2

q=0,25, u=0,15

x=0,1, m=0,2, p=0,

Из табл.40 (2 стр.290) T=180 мин. — период стойкости.

kv=kмv*kпv*kuv

Где kмv — коэффициент, учитывающий свойство обрабатываемого материала.

kпv — коэффициент, учитывающий состояние поверхности заготовки.

kuv — коэффициент, учитывающий материал инструмента.

Из табл.3 (2 стр.262): kмv=1,0

Из табл.6 (2 стр.263): kпv=1,0

Из табл.5 (2 стр.263): kuv=1,0

kv=1,0*1,0*1,0=1,0

м/мин

Частота вращения:

о/мин

Принимаем: n=200 о/мин

Минутная подача: Sм=S*n=0,15*200=30 мм/мин

Сила резания:

— окружная сила

из табл.9 (2 стр.264):

из табл.41 (2 стр.291): Cp=825, y=0,75, q=1,3, x=1, u=1,1, w=0,2

Составляющая, по которой рассчитываем оправку на извив:

Pyz=(P2y+P2z)1/2, Н

Где Py — круговая сила подачи, Н

Из табл.42 (2 стр.292): Py/Pz=0,35, Py =Pz*0,35=534,88 Н

Pyz=(534,882+1528,232)1/2=1619,13 Н

Вращающий момент на шпинделе:

Н*м

Мощность резания (действенная):

кВт

Фрезеровать плоскость разъёма, не касаясь торцев выступающей лопатки.

Т.к. размеры близкие и обработка похожая, то задаёмся таковым же режимом резания. Результаты расчёта приведены в таблице на чертеже наладки.

Нормирование операции

Штучное время обработки детали:

Тшт=tо+tв+tабс+tп,

§ операция 426300. Продольно-фрезерная. Станок 6Н610Ф1.

Основное время на выполнение операции:

где L — длина обрабатываемой поверхности.

l — Длина врезания и перебега инструмента.

i — Число рабочих ходов.

So — Подача на 1 оборот, мм/о.

n — Частота вращения заготовки либо инструмента, о/мин.

L+l=2507,18 мм

i=1,

So=0,15 мм/о,

n=200 о/мин. (см. режимы резания)

мин

Машинно-вспомогательное время tмв (мин), затрачиваемое:

v на одновременное перемещение рабочих органов станка по осям Z и X:

q ускоренное (на длине 2507,18 мм) — 1,866 мин

q установочное — 3,75 мин

q установочное (холостое) в зоне резания — 2,15 мин

q ускоренное поперечное (на длине) — 7,8 мин

q на поворот револьверной головки на 1 позицию — 1,9 мин

q установка детали — 6 мин.

tабс п на сервис рабочего места, личные потребности в % от оперативного времени — 15%:

tмв= 1,866+3,75+2,15+7,8+1,9+6=23,466 мин.

tабс п=tо*0,15=12,53 мин

tшт=83,57+23,466+12,53=119,56 мин = 2 ч.

Наладка — Токарно-карусельная. Операция 411300.

1. Установить диафрагму стороной паровпуска ввысь, выверить по подрезной и окружной рискам и полосы разъёма с точностью до 0,2 мм, под полотно установить домкраты, проверить установку диафрагмы по внешнему поперечнику внутреннего бандажа согласно чертежу, установить индикатор в резцедержатель, закрепить, настроить с натягом в точках у разъёма, закрепить деталь не пережимая, допустимая деформация не наиболее 0,05 мм.

Расчёт режимов резания

Надрезать торец диафрагмы.

Глубина резания: t=1,5 мм

Подача мм/о: S=1,5 мм/о

Скорость резания:

Из табл.17 (2 стр.269): Cv =340, x=0,15, y=0,45, m=0,2 T=50 мин, kv=1

м/мин

Сила резания:

Из табл.22 (2 стр.273)

300

243

339

0,9

0,75

0,6

0,5

-0,15

-0,3

-0,4

Частота вращения:

о/мин

Принимаем n=50 о/мин.

м/мин

Мощность резания:

кВт

Точить внешний поперечник ш 1078-0,5

Точить поперечник ш 1042-0,5

Надрезать торец 60

Надрезать торец 13-0,12-0,17

Переустановить прихваты и точить ш290А+0,052

Фасонное точение R3

Глубина резания: t=1 мм

Подача мм/о: S=0,03 мм/о

Скорость резания:

Из табл.17 (2 стр.269): Cv =22,7, y=0,50, m=0,3 T=55 мин, kv=1

м/мин

Сила резания:

Из табл.22 (2 стр.273)

212

—

0,75

—

Частота вращения:

о/мин

Принимаем n=18 о/мин

м/мин

Мощность резания:

кВт

Нормирование операции

Штучное время обработки детали:

Тшт=tо+tв+tабс+tп,

§ операция 4113000. Токарно-карусельная. Станок 1516Ф1.

L=806+44+60+13+17+290=1230 мм

i=1, So=0,4 мм/о, n=51 о/мин.

tо=1230*1/50*0,4=61,5 мин

фасонное точение: i=1, So=0,015 мм/о, n=18 о/мин, L=3 мм

tо=3*1/18*0,015=69,8 мин

tмв= 5,88+10,4+6,1+2,3=24,68 мин.

tабс п =tо*0,15=(60,4+69,8)*0,15=19,5 мин.

tшт=130,2+24,68+19,5=174,4 мин.= 2ч. 54 мин.

Описание карусельного станка 1516Ф1

Его характеристики и свойства: станок одностоечный, с одним вертикальным суппортом с 5-ти позиционной револьверной головкой и боковым суппортом с 4-х резцовым поворотным резцедержателем. Этот станок с устройством цифровой индикации (выполнение Ф1). Дозволяет выполнить обтачивание и растачивание цилиндрических, конических и фасонных поверхностей тел вращения; обтачивание торцовых поверхностей; подрезание уступов; прорезание кольцевых канавок и отрезание; сверление и рассверливание, зенкерование и развёртывание отверстий.

Самые большие характеристики обрабатываемой заготовки:

q поперечник — 1600 мм

q высота — 1000 мм

q масса — 6300 кг

Наибольшее перемещение вертикального суппорта:

q горизонтальное — 950 мм

q вертикальное — 700 мм

Поперечник планшайбы — 1400 мм

Частота вращения планшайбы — 40 — 200 о/мин

Подача суппорта вертикальная и горизонтальная — 0,1 — 1000 мм/мин

Мощность головного электродвигателя привода — 30 кВт

Габаритные размеры:

q длина — 3170 мм

q ширина — 3025 мм

q высота — 4100 мм

Масса: 19200 кг.

Описание продольно-фрезерного станка 6Н610Ф1

Размер рабочей поверхности стола — 200х500

Самые большие перемещения:

q вертикального стола:

продольное — 320

вертикальное — 320

q шпиндельной бабки — 200

q гильзы вертикальной головки — 60

Частота вращения шпинделей, о/мин:

q горизонтального — 40-2240

q вертикального — 40-2240

Продольная, поперечная и вертикальная подачи с бесступенчатым регулированием, мм/мин — 10-600

Частота вращения быстроходной головки, о/мин — 104-5000

Мощность электродвигателя привода головного движения, кВт — 1,5

Габаритные размеры:

q длина — 3700

q ширина — 1975

q высота — 1695

Масса, кг — 1452

Описание приспособления

Приспособление для шабровки горизонтальной плоскости диафрагмы состоит из горизонтальной плиты поз.2, к которой крепятся угольники поз.4 (2 шт.) и поз.5 (2 шт.). При помощи угольников поз.4 и поз.5, шнопорта поз.7 и болта поз.1 (2 шт.) диафрагма фиксируется и предотвращается от сдвигов. Шнопорт имеет ручку поз.8, при помощи которой он закручивается. Два угольника друг относительно друга фиксируются штырями поз.6 (2 шт.)

Положение горизонтальной плиты на столе станка фиксируется при помощи 4 болтов поз.3.

Таковым образом, затяжка болтов поз.1,6 и штопорта поз.7 фиксирует диафрагму и предутверждает её от перекосов.

Приспособление для закатки усиков в диафрагме состоит из оправки с роликами, к державке поз.1 крепятся при помощи шайбы поз 2. и гайки поз.3 ролик закатной правы либо левый поз.5 меж ними ставиться упрямая шайба поз.4, ролик крепится при помощи втулки поз.7, кручивается винт поз.9, прижимающая шайба поз.8 держит иглы поз.10 для предотвращения трения и наилучшего вращения оправки и затки усиков.

Приспособления изготовлены из конструкционной стали.

Расчёт прижимающих усилий

Сдвигу детали под действием силы резания R препятствуют силы трения, возникающие в местах контактов детали с зажимными механизмами.

Сила зажима определяется по формуле (2 стр.85):

где к=к0*к1*к2*к3*к4*к5*к6=1,5*1*1*1,2*1,3*1*1=2,34

к — коэффициент припаса.

к — коэффициент гарантированного припаса.

к — коэффициент, учитывающий повышение сил резания из-за случайных неровностей.

к — коэффициент, характеризующий повышение сил резания из-за затупления инструмента.

к — коэффициент, характеризующий повышение сил резания при прерывающемся резании.

к — коэффициент, характеризующий повышение сил резания из-за всепостоянства силы закрепления в зажимном механизме.

к — коэффициент, характеризующий эргономичность ручных зажимных устройств.

к — коэффициент, который учитывают при наличии моментов, стремящих повернуть деталь.

R — сила резания. R=2967 Н

f1, f2 — коэффициент трения: f1=f2=0,2

Расчёт винтообразного простого зажима:

мм

где d — поперечник винта, мм

уp — напряжение растяжения (сжатия) винта, МПа

Создание водорода способом газификации угля

Резвое развитие производственных сил, связана с огромным расходом горючего и углеводородного сырья, неравномерность и сложность добычи горючих ископаемых сопровождается ростом цен и повышение транспортных расходов и вещественных издержек.

В хим промышленности более неотложной задачей является перевод угольной базы производства связанного азота, синтетического метанола. Этот перевод сулит уменьшать крупнотонажность хим компаний от сезонных колебаний в снабжении природным газом, высвободить от внедрения значимых количеств жароупорных легированных сталей.

Переход на жесткое горючее несёт и ряд негативных явлений для промышленного производства. анализ, подготовка производства и преодоление проблем является задачей науки.

Работа с жестким топливом в аппаратурно-техническом плане труднее, чем с водянистыми и газообразными углеводородами. Добыча и транспортировка твердого горючего, его сушке, измельчение, подача в газогенератор, удаление золы, чистка технологического газа все это просит помощи механических и технологических приспособлений. Не считая того, все технологические операции требуют энергетических издержек.

Таковым образом, переход на новейшую сырьевую базу связан: с ростом удельных серьезных издержек, уменьшение КПД процесса, повышение расхода рабочей силы на тонну конечного продукта. Но с какими бы затратами не был связан этот переход, его недозволено разглядывать как кандидатура, это неминуемая необходимость. И чем ранее будет развита подготовка к этому переходу, тем он пройдет наиболее безболезненно. Более принципиальным звеном при решении задачки— это неувязка газификации твердого топлива- получение генераторного газа [1].

Газификация угля — Создание горючего (технологического) газа при неполном окислении органической массы угля, имеет давнишнюю историю с периодами бурного развития и спадами. В первый раз горючий газ из угля получил британец Мэрдок в 1792 г. как попутный продукт при производстве «светильного масла». К 50-м годам XIX в. фактически во всех больших и средних городках Европы и Северной Америки действовали газовые фабрики для производства отопительного, бытового и светильного газа [2]. Это был «золотой век» газификации угля. Начиная с 60-х годов XIX в., все наиболее суровую конкурентнсть углю начинает оказывать нефть. Сначала 1960-х годов разработка месторождений дешевенькой нефти на Ближнем Востоке и в Западной Сибири привела фактически к полной ликвидации данной для нас отрасли индустрии. Сохранились только маленькие островки в неповторимых регионах. к примеру, в ЮАР (Южно-Африканская Республика — государство в южной части Африканского континента) углепереработка (основным образом на базе газификации угля) стала большой фабричным сектором из-за эмбарго на поставку нефти. Началось триумфальное шествие нефти. Но уже в 1972 г. оно омрачилось первым «энергетическим кризисом», который по существу был спровоцирован на политической базе странами-участниками ОПЕК. Мировые цены на нефть подпрыгнули с 5-7 до 24 долл. США (Соединённые Штаты Америки — сделалось ясно, что углепереработку списывать в архив рано, потому что в большинстве продвинутых стран много угля и не достаточно либо совершенно нет нефти. Любопытно увидеть, что если б не этот 1-ый «энергетический кризис», то крах социалистической системы мог наступить еще в 1970-е гг. Активный приток «нефтедолларов» продлил агонию СССР (Союз Советских Социалистических Республик, также Советский Союз — лет. Но самый основной итог этот кризиса заключается в активизации работ по энергосбережению.

Посреди 1980-х годов Энтузиазм к углепереработке начал двигаться на убыль. обстоятельств несколько. Во-1-х, политикой «бича и пряника» США (Соединённые Штаты Америки — время колеблются в «коридоре» 17-27 долл. США (Соединённые Штаты Америки — ВВП (Валовой внутренний продукт — макроэкономический показатель, отражающий рыночную стоимость всех конечных товаров и услуг, то есть предназначенных для непосредственного употребления, произведённых за год во всех отраслях экономики на территории государства) в продвинутых странах снизилась на 22 %, а нефтеемкость на 38 % [3].

В-3-х, оживленное развитие нефтегазовой отрасли и масштабные работы по разведке новейших месторождений нефти и газа проявили, что припасы углеводородного сырья по сути существенно больше, чем предполагалось. Крайние 20 лет каждогодний прирост разведанных припасов нефти и газа опережает их потребление, и прогнозные сроки исчерпания часто отодвигаются. По довольно знатным данным глобальную подмену нефти углем следует ждать опосля середины XXI в., а подмену природного газа углем — к концу века. Если, естественно, не произойдет прорыва в развитии технологии ядерного синтеза.

В-4-х, ни одна из разрабатываемых технологий не дозволила повысить Рентабельность процесса получения водянистого горючего из угля в таковой степени, чтоб «синтетическая нефть» могла соперничать с природной нефтью.

В итоге “эра угля” не наступила и Энтузиазм к переработке угля уменьшился. Большая часть программ было свернуто, а оставшиеся — конструктивно урезаны. Наиболее 10-ка проектов были завершены на стадии 5-летней готовности, т.е. при изменении конъюнктуры рынка углеводородного сырья можно в течение 5 лет на базе демо установок производительностью 10-60 т/ч по углю развернуть промышленное Создание. Если от коммерческого использования технологий прямого и непрямого ожижения угля в конце 1980-х гг. пока отказались, то Энтузиазм к газификации угля хотя и уменьшился, но не закончился. к примеру, в ряде регионов, где природного газа нет либо не достаточно (Северная Америка, Китай и др.), внедрение газа из угля для синтеза метанола и аммиака экономически оправдано и построен ряд промышленных компаний. На рис.1 приведены данные по мировому производству газа из жестких топлив с 1970 г., а в табл. 1.2 — структура его употребления.

Рис. 1. Суммарная мощность газогенераторных установок

Динамика употребления газа из угля в мире

Целевое внедрение

Внедрение в 2001 г., МВт по газу

Толика в 2001 г., %

Вводится в эксплуатацию до конца 2004 г., МВт по газу

Годичный прирост мощности в 2002-2004 гг., %

Хим Создание

18 000

5 000

9,3

Внутрицикловая газификация (создание электроэнергии)

12 000

11 200

синтез по Фишеру-Тропшу

10 000

ВСЕГО

40 000

100

17 200

14,3

Приведенные данные наглядно показывают убыстрение динамики вовлечения газификации угля в мировую индустрия. Завышенный Энтузиазм к внутрицикловой газификации угля в продвинутых странах разъясняется 2-мя причинами. Во-1-х, ТЭС с внутрицикловой газификацией экологически наименее небезопасна. Благодаря подготовительной чистке газа сокращаются выбросы оксидов серы, азота и жестких частиц. Во-2-х, внедрение бинарного цикла дозволяет значительно прирастить КПД электростанции и, как следует, уменьшить удельный расход горючего.

В табл.1.2 приведены соответствующие величины удельных выбросов и КПД для ТЭС с внутрицикловой газификацией и для ТЭС с обычным сжиганием угля. Величины удельных выбросов и КПД для ТЭС с внутрицикловой газификацией и с обычным сжиганием угля

нужно отметить, что удельные серьезные издержки при использовании внутрицикловой газификации составляют приблизительно 1500 долл. США (Соединённые Штаты Америки — время как для классической угольной ТЭС удельные серьезные Издержки составляют приблизительно 800-900 долл. США (Соединённые Штаты Америки — характеристики

Обычная угольная ТЭС

ТЭС с внутрицикловой газификацией

Концентрация вредных веществ в дымовых газах (для угольной ТЭС — согласно Евростандарту), мг/м3 -SOx -NOx — Твердые частички

130 150 16

10 30 10

электронный КПД, %

33-35

42-46

ясно, что ТЭС с внутрицикловой газификацией твердого горючего наиболее презентабельна при наличии экологических ограничений в месте размещения и при использовании довольно драгоценного горючего, потому что расход горючего на 1 кВт сокращается. Эти условия свойственны для продвинутых стран. В истинное время внедрение внутрицикловой газификации твердого горючего считается самым многообещающим направлением в энергетике.

Для современной хим индустрии и энергетики требуются газогенераторы с единичной мощностью по углю 100 т/ч и наиболее. К началу 1970-х годов в промышленном масштабе было реализовано три типа газогенераторов [4].

· Cлоевые газогенераторы. В различное время действовало наиболее 800 газогенераторов, в том числе наиболее 30 газогенераторов “Лурги” с единичной мощностью по углю до 45 т/ч. Опосля 1977 г. введено в эксплуатацию еще 130 газогенераторов “Лурги”.

· Газогенераторы Винклера с бурлящим слоем. Было сооружено наиболее 40 аппаратов с единичной мощностью до 35 т/ч по углю.

· Пылеугольные газогенераторы Копперса-Тотцека. К началу 1970-х годов эксплуатировалось наиболее 50 аппаратов с единичной мощностью до 28 т/час по углю.

Не случаем все самые массивные газогенераторы имели германское происхождение. Причина в том, что в Германии нет своей нефти, но имеются огромные припасы угля. В 1920-1940 гг. в Германии была реализована беспримерная по масштабам программка углепереработки с созданием моторных топлив, металлургического горючего, газов различного предназначения и широкого диапазона товаров углехимии, включая пищевые продукты. Во время 2-ой мировой войны с внедрением водянистых товаров пиролиза, прямого и непрямого ожижения угля выполнялось до 5,5 млн. т в год моторного горючего. Конкретно германские разработки того времени обусловили на почти все десятилетия стратегию развития технологий углепереработки, в том числе газификации горючего.

1. Создание Фрицем Винклером (Концерн BASF) в 1926 г. газогенератора с бурлящим слоем. Эта разработка послужила основой для современных действий HTW (Hoch-Temperatur Winkler) и KRW (Kellogg-Rust-Westinghouse) и др.

2. Разработка компанией «Лурги» в 1932 г. слоевого газогенератора, работающего под давлением 3 МПа. Внедрение завышенного давления для интенсификации процесса газификации реализовано практически во всех современных промышленных газогенераторах.

3. Разработка Генрихом Копперсом и Фридрихом Тотцеком в 1944-45 гг. пылеугольного газогенератора с водянистым шлакоудалением. 1-ый промышленный аппарат этого типа был построен в 1952 г. в Финляндии. Пылеугольный принцип газификации с водянистым шлакоудалением реализован в промышленных аппаратах Destec, Shell, Prenflo, разработанных на базе газогенератора Копперса-Тотцека, в аппарате Texaco и др. Удаление шлака в водянистом виде реализовано в слоевом газогенераторе BGL (British Gas- Lurgy), разработанном на базе газогенератора Лурги.

4. Разработка компанией Texaco в 1950-е годы газификаторов для переработки томных нефтяных остатков. Всего выстроено наиболее 160 таковых установок. В 1970-е годы была разработана модификация аппарата Texaco для газификации водо-угольной суспензии. Принцип подачи угля в аппарат в виде водо-угольной суспензии применен и в газогенераторе Destec.

Были пробы применять и ряд остальных технических решений для сотворения новейших газогенераторов: внедрение наружного теплоносителя, в том числе тепла ядерного реактора; газификация в расплавах солей, железа, шлака; 2-ух — трехступенчатая газификация; газификация в плазме; каталитическая газификация и др.

В 1930-1950 гг. были разработаны теоретические базы физико-химических действий горения и газификации угля, выполнены фундаментальные исследования, не потерявшие актуальности до реального времени. В данном направлении безоговорочно лидерство русских ученых: А.С.Предводителева, Л.Н.Хитрина, Я.Б.Зельдовича, Н.В.Лаврова, Д.А.Франк-Каменецкого, Б.В.Канторовича и др.

Газификации могут быть подвергнуты любые виды жестких топлив от бурых углей до антрацитов.

Активность жестких топлив и скорость газификации в значимой степени зависит от минеральных составляющих, выступающих в роли катализаторов. Относительное каталитическое воздействие микроэлементов углей при газификации быть может представлено :

Mn>Ba>>B, Pb, Be>>Y, Co>Ga>Cr>Ni>V>Cu.

К главным характеристикам, характеризующим отдельные процессы газификации жестких топлив, могут быть отнесены:

— тип газифицирующего агента;

— температура и давление процесса;

— метод образования минерального остатка и его удаление;

— метод подачи газифицирующего агента;

— метод подвода тепла в обскурантистскую зону.

Все эти характеристики взаимосвязаны меж собой и почти во всем определяются конструктивными чертами газогенераторов.

Обычно газифицирующими агентами служат воздух, кислород и водяной пар. При паро-воздушном дутье отпадает необходимость в установке воздухоразделения, что удешевляет процесс, но выходит газ малокалорийный, так как очень разбавлен азотом воздуха.

температура газификации зависимо от избранной технологии может колебаться в широких границах 850-2000 0С. спектр давлений газификации от 0.1 до 10.0 МПа и выше. Газификация под давлением предпочтительна в вариантах получения газа, применяемого потом его в синтезах, которые проводятся при больших давлениях (понижаются Издержки на сжатие синтез-газа).

В газогенераторах с водянистым шлакоудалением процесс проводят при температурах выше температуры плавления золы (обычно выше 1300-1400 0С). ”Сухозольные“ газогенераторы работают при наиболее низких температурах, и зола из него выводится в жестком виде [6].

По способу подачи газифицирующего агента и по состоянию горючего при газификации различают слоевые процессы, при которых слой кускового горючего продувается по противоточной схеме газифицирующими агентами, также объёмные процессы, в каких большей частью по прямоточной схеме топливная пыль ведет взаимодействие с соответственном дутьем.

процесс газификации угля первого поколения: Лурьги, Винклера и Копперс-Тотцека, довольно отлично исследованы и используются в индустрии в ряде государств для получения в главном синтез-газа и заменителя природного газа.

Большая часть больших газогенераторов на жестком горючем работают по прямому процессу с газификацией горючего в передвигающемся слое. При всем этом движение горючего и дутья происходит навстречу друг дружке. По данной для нас схеме подаваемое в газогенератор дутьё происходит через шлковую зону, где оно несколько подогревается, и дальше поступает в зону горения горючего при недочете кислорода. Кислород дутья вступает в реакции с углеродом образуя оксид и диоксид углерода сразу.

Главными недочетами процесса Лурьги является сравнимо маленькая скорость разложения водяного пара дутья, необходимость использования водяного пара как охлаждающего теплоносителя, предотвращающего сплавления и спекания золы, также содержания в газе высших углеводородов и фенолов [9].

Увеличение температуры реализовано в процессе БГЛ с водянистым шлакоудалением, разработанном компанией “ British gas “ на базе процесса Лурьги. Сиим методом можно перерабатывать малореакционные и коксующие угли широкого гранулометрического состава. Выделенные из газа смолы и пыль возвращают в газогенератор, при этом количество возврата может доходить до 15% на уголь. процесс проверен на установки мощностью по углю 350 т/сут. В Ухтфильде. процесс считается многообещающим для внедрения в США (Соединённые Штаты Америки — работы по его совершенствованию [10].

процесс Винклера основан на использовании псевдоожиженного слоя горючего. Принцип газификации тонкодисперсного горючего в бурлящем слое состоит в том, что при определенной скорости дутья и крупности горючего, лежащей на сетки слой горючего приходит в движение.

Процесс Винклера обеспечивает высшую производительность, возможность переработки разных углей и управлением составом конечных товаров. Но в этом процессе значительны утраты непрореагированного угля до 20-30% (масс.), выносимого из реактора, что ведет к потере теплоты и понижению энергетической эффективности процесса. Псевдоожиженный слой различается большенный чувствительностью к изменению режима процесса, а низкое давление лимитируется производительность газогенераторов [5].

По способу Винклера в различных странах работают 16 заводов ( Испании, Стране восходящего солнца, Германии, Кореи и остальные). Газогенератор типа Винклера имеет поперечник 5,5 м; высоту 23 м и наибольшая единичная мощность работающих газогенераторов этого типа в истинное время составляет 33 тыс. м3 газа в час [6].

В США (Соединённые Штаты Америки — процесс газификации угля в аппарате с следующей агломерацией золы- так именуемый процесс-V, созданный для производства малокалорийного газа, который быть может применен в качестве сырья для получения водорода, аммиака либо метанола, также как горючего. Газификацию проводят в присутствии кислорода и паров воды в псевдоожиженном слое при давлении 5,7-7 МПа и температуре 980-1100 0С. Угольная пыль отделяется в циклонах, при этом из наружного циклона пыль ворачивается в газогенератор. Газ не содержит водянистых товаров, что упрощает его чистку [6].

Вследствие высочайшей температуры процесса для газификации могут быть применены угли хоть какого типа включая спекающиеся, а приобретенный газ беден метаном и не содержит конденсирующиеся углеводородов, что упрощает его следующую чистку. К недочетам процесса можно отнести низкое давление, завышенный расход кислорода, необходимость узкого размола горючего [5].

1-ый промышленный газогенератор этого типа производительностью 4 тыс. м3 в час синтез газа, был сотворен в 1954 году. По способу Коппер-Тотцека в мире работают 16 заводов (Япония, Греция и остальные). Газогенератор Коппер-Тотцека с 2-мя форсунками имеет поперечник 3-3,5 м; длину 7,5 м и объём 28 м3 в час [6].

Известны плохие пробы выполнить прямоточную факельную газификацию в критериях сухого золоудаления. В истинное время газификацию угольной пыли проводят с водянистым шлакоудалением. Для данной для нас цели получили распространение газогенераторы вертикального типа, близкие по конструктивному оформлению к котельным агрегатам с пылеугольным сжиганием (Бабкок-Вилькокс) и газогенераторы с горизонтальной камерой газификации (Копперс-Тотцек).

Огромные работы по созданию газогенераторов для газификации пылевидных топлив под высочайшим давлением с водянистым шлакоудолением проводит южноамериканская Компания“Тексако”, которая является первопроходчиком в применении для газификации водо-угольных суспензий. В газогенератор подают водную суспензию угля с концентрацией до 70% (мас.), что упрощает решение почти всех технических вопросцев и дозволяет заавтоматизировать процесс [5]. В 1984 году японской компанией “Убе Индастриз” пущен наикрупнейший в мире газогенератор Тексако мощностью по углю 1500 тонн в день, вырабатывающий газ для синтеза аммиака [7]. На заводе Aioi (Япония) в 1987 году была сооружена пилотная установка производительностью 6 т. в день угля для газификации водо-угольных су суспензии по процессу Тексако, как более прогрессивному. По проектным данным процесс осуществляется под давлением 1,96-2,94 МПа при температуре 1400 0С с получением консистенции газов из оксида углерода, диоксида углерода и водорода, до 1991 года проводились научно-исследовательские работы вместе с “Tokyo Electric Power Co” и было переработано 533 тонны угля. Степень конверсии углерода достигала 100%. В синтез-газе содержалось до 52,3% оксида углерода, 33,2% водорода, 12,7% диоксида углерода. На воздушном дутье при обогреве суспензии до 150 0С степень конверсии достигала 72% [8].

]]>

Перейти и растаять в своей любимой социалке

Учебная работа. Разработка комбинированной энергетической установки, способной обеспечить функционирование газотурбинной и паротурбинной её частей

Учебная работа. Разработка комбинированной энергетической установки, способной обеспечить функционирование газотурбинной и паротурбинной её частей

Как? Вы еще не читали? Ну это зря...