учь5. Силовые приводы насосных установок Приводы центробежных насосов 1 Типы приводов, применяемых в насосостроении
 Скачать 365.74 Kb.
|
|
Силовые приводы насосных установок Приводы центробежных насосов 1 Типы приводов, применяемых в насосостроении Увеличение мощности и расширение областей применения центробежных насосов предопределило увеличение типов применяемых приводов. В настоящее время наиболее распространенным типом привода центробежного насоса остаются электродвигатели различного исполнения, а среди них – электродвигатели переменного тока синхронные и асинхронные с частотой вращения до 3000об/мин. Синхронная частота вращения определяется выражением п сирх =60 f х p, где f –частота тока; p – число пар полюсов. В основном применяются асинхронные трехфазные короткозамкнутые электродвигатели, частота вращения которых в отличие от синхронных меняется в зависимости от нагрузки. Величина скольжения определяется выражением где n –частота вращения асинхронного электродвигателя. В небольших двигателях s = 5-6% , в мощных s = 1-2%. Частота вращения синхронных и асинхронных электродвигателей при различном числе пар полюсов, при частоте тока 50Гц приведена в табл.3.3. Таблица 1. – Зависимость частоты вращения электродвигателей от числа пар полюсов асинхронного* (в зависимости от скольжения) Число пар полюсов 1 2 3 4 5 6 Частота вращения электродвигателя, об/мин: 3000 1500 1000 750 600 500 синхронного; 2950* 1450 960 730 560 480 Критериями выбора типа электродвигателя наряду с особенностями их характеристик как технических, так и экономических являются традиции. Например, для привода насосов общепромышленного назначения чаще применяются асинхронные электродвигателя, а для нефтяной промышленности – синхронные. Синхронные электродвигатели применяются в крупных установках, когда не требуется регулирования частоты вращения и частых пусков. Электродвигатели мощностью 400 кВт и выше считаются «именниковыми» и поставляются по отдельным заказам. Максимальная мощность таких двигателей 12500кВт. Для привода насосов, перекачивающих горючие и взрывоопасные продукты, применяются электродвигатели во взрывозащищенном исполнении с различной степенью защиты. Для особых условий работы применяются электродвигатели постоянного тока. Для привода насосов, перекачивающих токсичные, радиоактивные и другие характерные жидкости, используют герметичные электродвигатели различного исполнения. Мощность их, как правило, не превышает нескольких десятков киловатт. Хотя в отдельных случаях, например, для главных циркуляционных насосов АЭС применяются специальные электродвигатели мощностью до 1500кВт. Характерной особенностью таких двигателей является, с одной стороны, возможность предотвращения утечек перекачиваемой жидкости, а с другой – более низкая экономичность и возможность ремонта только на заводе-изготовителе или в аналогичных условиях. В последние десятилетия прошлого века разработаны приводы, альтернативные герметичным электродвигателям, а именно использование обычных двигателей, но с магнитными муфтами. Мощность их ограничивается десятками киловатт. Паровые и газовые турбины в качестве привода центробежных насосов используются значительно реже. Как правило, это установки индивидуального проектирования, характеризующиеся отсутствием ограничения по мощности, широкой зоной регулирования по частоте вращения и наличием рабочей жидкости: пара или газа. В качестве примера можно привести питательные турбонасосы энергетических блоков ГРЭС, ТЭЦ и АЭС, насосы магистральных нефтепроводов отдаленных районов, где невыгодно проводить линии электропередач. В случае наличия гидравлической энергии перспективно использование в качестве привода гидравлической турбины. Так, применение насосов с гидротурбинным приводом в составе энергоблоков ТЭС и АЭС дает следующие преимущества: - позволяет создать насос с оптимальной частотой вращения; - позволяет осуществить регулирование насоса наиболее рациональным способом; - упростить конструкцию уплотнений насоса, так как перекачиваемая и рабочая среда гидропривода близки по основным параметрам; - возможность создать агрегат, не требующий внешних систем смазки подшипников; - при использовании гидротурбинного привода, органично включенного в тепловую схему энергоблока, осуществлять утилизацию потерь энергии в приводе благодаря возврату в цикл установки рабочей воды, нагреваемой за счет потерь в гидротурбине. В последние годы все более актуальным становится вопрос энергосбережения за счет использования нетрадиционных видов энергии, в частности энергии, существующей в непрерывных технологических циклах в виде перепадов давления жидкости. Простейшим путем использования этой энергии может быть установка в месте перепада давления турбины, которая может рекуперировать энергию жидкости с помощью генератора или же работать в качестве привода. К созданию рекуперативных турбин в Украине приступили во второй половине 80-х годов во ВНИИАЭН. Были проведены теоретические и экспериментальные исследования, отработаны высокоэкономичные проточные части для многоступенчатых турбин. Созданы гидротурбины двух типов: однопоточные многоступенчатые секционные и двухпоточные одноступенчатые спиральные с расходом 800 - 4000м3/ч, напором 180 - 500м и мощностью 700 - 2000кВт. При разработке конструкции турбин использован опыт создания мощных центробежных насосов для тепловой и атомной энергетики, нефтехимической промышленности. Ряд узлов: опорные и упорные подшипники, концевые уплотнения, соединительные муфты роторов – заимствованы из этих насосов. Отдельные турбины выполнены на базе серийных насосов и отличаются от последних только рабочими колесами. Рекуперативные гидротурбины могут быть использованы в производствах газоочистки, нефтехимии и т.п. как вспомогательный привод насосных агрегатов. При этом образуется агрегат мотор-насос-турбина, состоящий из насоса, турбины и электродвигателя. Схема газоочистки с использованием рекуперативной турбины приведена на рис.3.26. Применение рекуперативных турбин позволяет значительно снизить потребляемую насосами мощность. Одним из перспективных направлений использования рекуперативных гидротурбин и агрегатов со вспомогательным турбоприводом является их установка вместо дроссельных клапанов на электростанциях, на линии рециркуляции мощных питательных насосов. В качестве примера можно привести насос ПЭА 1650-80, при работе которого на линии рециркуляции с расходом 500м3/ч потери мощности при дросселировании составляют примерно 3000кВт. Замена дросселей рекуперативными турбинами позволит наряду с экономией электроэнергии значительно снизить уровень шума, износ и вибрацию арматуры. Основные преимущества и недостатки применения различных наиболее часто встречающихся типов приводов приведены в табл. 3.4. Таблица 2. – Преимущества и недостатки применения различных типов приводов Преимущества Недостатки Асинхронные электродвигатели Просты в производстве. Ограничение по мощности до 6000-8000кВт. Надежны в эксплуатации. Ограничение по частоте вращения (не более 3000об/мин) Возможность регулирования частоты вращения (по сравнению с синхронным). Снижение КПД на частичных нагрузках Меньшие габариты по сравнению с синхронным Синхронные электродвигатели 1 Более высокий КПД (по сравнению с асинхронными двигателями) благодаря возможности работать с высоким коэффициентом мощности (cos=1) Невозможность регулирования частоты вращения. Большие габариты (по сравнению с асинхронным двигателем дополнительно комплектуются возбудителем) Паровые турбины Практически отсутствует ограничение по мощности. Необходимость наличия пара. Гибкость регулирования за счет плавного изменения частоты вращения (отпадает необходимость в применении гидромуфты и мультипликатора, снижающих экономичность электронасосного агрегата). Усложнение тепловой схемы блока. Применение частоты вращения более 3000об/мин позволяет уменьшить габариты приводимого насоса за счет уменьшения числа ступеней и диаметра рабочего колеса при данном напоре, повысить КПД турбины, снизить ее габариты и стоимость. Усложнение схемы трубопроводов Повышение тепловой экономичности энергоблока Гидравлические турбины Учитывая общую тенденцию повышения частоты вращения в насосостроении (более 3000об/мин), принципиальным становится вопрос выбора высокооборотного привода. В этом случае возможны следующие варианты приводов: 1 Турбина паровая, газовая или гидравлическая. 2 Обычный электродвигатель с мультипликатором. 3 Обычный электродвигатель с гидродинамической муфтой и встроенным мультипликатором. 4 Частотно-регулируемый электродвигатель. Преимущества и недостатки турбинного привода приведены в табл.3.4. Обычный электродвигатель имеет свои недостатки, на которые накладывается надежность дополнительного элемента – мультипликатора, при этом главный недостаток – отсутствие возможности регулирования частоты вращения. При включении в состав привода гидродинамической муфты этот недостаток устраняется, но усложняется установка, снижается ее экономичность и повышается стоимость. Применение частотно-регулируемых электродвигателей (с тиристорными преобразователями частоты) обеспечивает плавное регулирование частоты вращения в широком диапазоне, однако их дороговизна значительно сдерживает их широкое применение. В целом выбор того или иного типа привода определяется назначением, параметрами и условиями эксплуатации центробежного насоса. Расчеты по выбору электродвигателя Электродвигатель для привода при соединении валов посредством муфты выбирается по максимальной мощности насоса, Вт, обусловленной условиями работы агрегата: где Qmax– максимально возможная подача насоса, м3/ч; H Qmax/ Qmax - соответственно напор, м и КПД насоса при Qmax; p - плотность жидкости, кг/м3; k - коэффициент запаса, выбираемый в пределах 1.5-1.05, в зависимости от условий работы агрегата. По ГОСТ 12878-67 рекомендуются следующие значения коэффициента запаса в зависимости от мощности насоса: до 20кВт к =1.25; от 20 до 50кВт к =1,2; от 50 до 300кВт к =1,15; от 300 до 500кВт к =1,1; свыше 500кВт к =1,05. По полученному значению максимальной мощности Nmax выбирается ближайший по каталогу тип электродвигателя. Номинальная мощность двигателя должна быть больше Nmax. После выбора электродвигателя необходимо проверить соответствие его пусковых характеристик условиям работы агрегата в системе. Для этого строится графическая зависимость момента сопротивления агрегата от частоты вращения (рис.3/25). Обычно в инженерной практике используют приближенные методы построения кривой момента сопротивления насосного агрегата в процессе пуска, основываясь на экспериментальных данных. Момент сопротивления насосного агрегата состоит из суммы момента трения вращающихся частей и момента, затрачиваемого на ускорение массы жидкости в трубопроводах. Для нормального пуска момент, создаваемый электродвигателем, должен быть больше суммарного момента сопротивления. Так как центробежные насосы чаще всего запускаются в работу при закрытой задвижке, момент, затрачиваемый на ускорение жидкости в трубопроводе, не принимается во внимание. Графическая зависимость Mcопр= f(n) строится по следующим точкам: -начальный момент трогания с места (n =0); по опытным данным: M0=0,21Mном, где Mном= 9736 Nдв /n –номинальный момент на валу электродвигателя, нм; -момент выхода электродвигателя на номинальную частоту вращения (n= nном): Mр= 9736 N /n, (3.58) Из начала координат через точку Mр строим квадратичную параболу Mn2, так как составляющие момента сопротивления пропорциональны квадрату частоты вращения. Эксперименты показывают, что в начальный момент пуска кривая момента сопротивления резко отличается от параболы. Для того чтобы получить кривую, близкую по форме к действительной, на график наносят дополнительную точку «С» с координатами: nc=0,3 nном, (3.59) Мс=0,03 Мном . (3.60) Точки М0 и Мс соединяются плавной кривой, пересекающей квадратичную параболу. В месте пересечения выполняется плавное сопряжение двух кривых (рис 3.24) |