Меню

Маневренность турбинного оборудования это



Маневренность турбин. Общая хар-ка. Основные факторы, опред. Маневренность турбин. Способы повышения маневренности и расширения регулировочного диапазона турбоагрегатов.

Маневренность ТЭС — способ­ность выполнять переменный суточный график электри­ческой нагрузки. Маневренность – это комплексное понятие, включающее в себя: допустимый диапазоизменения нагрузки; допустимую скорость изменения нагрузки; возможность длительное время работать на различных нагрузках и режимах, без ограничения надежности эксплуатации; продолжительность пуска оборудования из различных состояний.

Основные факторы маневренности: 1.Скорость изменения нагрузки: МВт/мин 2.Диапазон регулирования 3.Технический минимум (длительность работы на данном уровне) 4.Время пуска оборудования и набора нагрузки 5.Возможность подхвата нагрузки (приемистость) 6.Возможность экономичности 7.Ограничение ресурса, связанное с работой в переменных режимах 8.Ограничения, связанные с видом топлива

Характеристики: Регулировочный диапазон оборудования, это диапазон изменения нагрузки от минимума до максимума, без существенных переключений в технологической схеме, позволяющий выполнять действия изменения нагрузки в автоматическом режиме. Технологичский (регуировоный) диапазон –как правило применяется для теплофикационных турбин и определяется разностью между номинальной и минимальной нагрузкой оборудования (паровой турбины) при обеспечении заданного отпуска тепла с заданными параметрами. Технический минимум оборудования — определяется возможностью длительной работы оборудования, без существенного снижения надежности и долговечности оборудования

Основными факторами, определяющими маневренные характеристики паровых турбин, являются:

1) Температурные напряжения в толстостенных элементах, характеризующие опасность возникновения термоусталостных трещин;

2) Перемещения роторов ЧВД, ЧСД и ЧНД по отношению к соответствующему корпусу турбины (относительные перемещения), характеризующие опасность задевания вращающихся частей за неподвижные; 3) Усиление вибрации на частичных нагрузках.

Наибольшие температурные напряжения при изменении нагрузки возникают в роторах турбин ввиду наибольшей скорости изменения их температур. Наиболее опасными элементами являются паровпуск турбины, зона регулирующей ступени, выточки на валу турбины-галтели, тепловые канавки, где возникает местная концентрация напряжений.

Другим опасным элементом считается корпус ЦВД, наиболее толстостенная деталь турбины.

Температурные напряжения в корпусах турбин контролируются по разностям температур:

1) между верхом и низом корпуса; 2) по длине корпуса; 3) по толщине стенки корпуса; 4) по ширине фланцев горизонтального разъема; 5) между фланцами и шпильками; 6) между фланцами и корпусом.

Важным ограничивающим фактором маневренности турбин является относительное смещение роторов. Причина: со стороны входа пара в цилиндр обычно имеется упорный подшипник, фиксирующий положение ротора относительно корпуса в этом месте. При изменении нагрузки или при пусках температура ротора изменяется быстрее корпуса. Поэтому свободный конец ротора начинает смещаться относительно корпуса, в результате возникает опасность задевания неподвижных частей.

Одной из причин усиления вибрации турбин является неравномерный прогрев корпуса. Например, появление разности температур между верхним и нижним фланцами горизонтального разъема, а также между корпусом и фланцем приводит к усилению вибрации. Причиной этого является температурное коробление корпуса.

Причиной ограничения продолжительности работы турбины на малых нагрузках и на холостом ходу является чрезмерный нагрев выхлопного патрубка, что приводит к опасности разрушения лопаточного аппарата ротора ЧНД.

Для расширения маневренности паровых турбин проводят различные мероприятия. К конструктивным относятся: применение системы парового обогрева шпилек и фланцев горизонтальных разъемов турбин при пуске турбин; уменьшение ширины фланцев; локализация областей высоких температур путем экранирования ротора и области паровпуска; применение двустенной конструкции цилиндров (прежде всего — ЦВД); конструирование маневренных турбин с повышенными осевыми и радиальными зазорами; улучшение качества тепловой изоляции цилиндров путем использования метода напыления; применение системы охлаждения выхлопного патрубка ЦНД при малых нагрузках.

В процессе эксплуатации: предтолчковый прогрев перепускных труб при пусках энергоблоков;

— подача пара повышенной температуры на концевые уплотнения турбины при пусках блока из горячего состояния.

Источник

РЕЖИМЫ РАБОТЫ И МАНЕВРЕННОСТЬ БЛОЧНЫХ ТЭС.

Понятие маневренности и маневренные характеристики блочных паротурбинных установок.

В связи с увеличением доли блочных установок и ростом неравномерности суточного и недельного потребления электри­ческой энергии в настоящее время повышаются требования к маневренным характеристикам блоков. Улучшение маневренных характеристик оборудования важно не только с точки зрения обеспечения высокой надежности энергоснабжения, но и с точки зрения повышения экономичности ТЭС, так как расширяет возможности оптимизации режимов работы отдельных электрических станций и в целом ТЭС.

Маневренность блоков определяется совокупностью технико — экономических характеристик, обеспечивающих отработку за­данного графика нагрузок при соблюдении условий надежности.

В понятие маневренности включаются следующие характе­ристики.

1. Регулировочный диапазон блоков — диапазон нагрузок, в пределах которого блоки работают вполне надежно. Регули­ровочный диапазон определяется величиной допустимой мини­мальной нагрузки (величиной технического минимума нагрузки), которая в основном лимитируется котлоагрегатом.

Основными факторами, определяющими величину регулиро­вочного диапазона блоков, являются устойчивость горения в топке котлоагрегата, температурный режим пароперегревателя и радиационной части, надежность гидравлического режима котлоагрегата, а также устойчивость работы систем автоматиче­ского регулирования.

Устойчивость горения — основной фактор, лимитирующий минимально допустимую нагрузку котлоагрегатов, работающих на твердом топливе. Минимальная нагрузка котлоагрегатов составляет 0,75 номинальной при сжигании АШ, 0,65 — при сжи­гании каменного угля и 0,5 — бурого угля. При сжигании газа и мазута устойчивость горения практически не лимитирует вели­чины технического минимума нагрузок.

При снижении нагрузки котлоагрегата сильнее проявляется гидравлическая неравномерность параллельно включенных труб, что вместе с их неодинаковым тепловосприятием может привести к значительной тепловой неравномерности (разности энтальпий среды па выходе из труб) и как следствие к появлению межвитковой пульсации потока и нарушению циркуляции среды. Для предупреждения этих явлений, которые могут быть причиной пережога труб, массовый расход среды через трубы парообра­зующих поверхностей не должен быть ниже некоторой предель­ной величины.

По условию обеспечения устойчивого гидравлического режи­ма минимальная нагрузка прямоточных котлоагрегатов состав­ляет примерно 30%, т. е. равна их растопочной нагрузке. Однако по условиям температурного режима радиационной части вели­чина минимальной нагрузки может быть существенно выше.

Для расширения регулировочного диапазона блоков приме­няют подсвечивание мазутом пылеугольных котлоагрегатов или перевод их при малых нагрузках на газ и мазут, отладку гидрав­лического режима перевод котлоагрегатов на скользящее дав­ление пара (что повышает надежность циркуляции барабанных котлов в связи с увеличением разности плотностей пара и воды), разработку всережимной автоматики и др.

Н a основе научно-исследовательских и наладочных работ установлены нормы минимально допустимой нагрузки блоков на уровне 40—50% номинальной—для газомазутных блоков и 60—70% —для блоков, работающих на твердом топливе.

Достигнутые значения регулировочного диапазона не ре­шают полностью проблемы прохождения ночных провалов на­грузки, так как в ряде ОЭС коэффициент неравномерности су­точных графиков а имеет меньшие значения, чем общая для системы относительная величина достигнутого технического ми­нимума нагрузок.

Таким образом, задача дальнейшего расширения регулиро­вочного диапазона блоков является актуальной, и ей уделяется большое внимание.

2. Приемистость блоков — способность их к быстрому изме­нению нагрузки и участию в первичном и вторичном регулиро­вании частоты в системе.

Изменение нагрузки блоков связано с изменением темпера турного режима отдельных элементов и деталей и приводит к появлению дополнительных температурных напряжений. Кроме того, происходит изменение линейных размеров (расширение или укорочение) деталей и вибрационного состояния агрегатов. Допустимые скорости нагружения блоков лимитируются как турбиной, так и котлоагрегатом, определяются на основе рас­четных и экспериментальных исследований и оговариваются за­водскими и эксплуатационными инструкциями.

Характер суточных графиков нагрузки обусловливает жест­кие требования к режимам нагружения блоков. Наиболее ин­тенсивный рост нагрузки на мощных блочных установках на­блюдается с 6 до 8—9 ч утра. В этот период средняя скорость нагружения блочных электростанций составляет 0,4—0,5%/мин, а наибольшая в течение часа достигает 0,65%/мин. Для прогре­тых, т. е. частично разгруженных, агрегатов обеспечить такие скорости нагружения несложно, но при пусках это. представляет большие трудности и требует заблаговременного прогрева и пуска оборудования. Для обеспечения надежных условий набо­ра нагрузки в энергосистемах время нагружения блоков 150— 200 МВт от пуля до поминальной мощности должно составлять 2—2,5 ч, а для блоков 300 МВт—3 ч, что требует применения специальных мероприятий по обеспечению равномерного нагре­ва деталей и снижению температурных напряжений в них при нагружении турбины.

Высокие требования предъявляются к приемистости блоков, которые привлекаются для регулирования межсистемных пере­токов. Для этой цели применяются блоки не только 150, 200, но и 300 МВт. Для обеспечения необходимой динамической точно­сти регулирования такие блоки должны допускать изменение нагрузки в пределах всего регулировочного диапазона со ско­ростью 1—1,5% и более. Для достижения таких скоростей требуется провести специальные работы по снижению инерцион­ности котлоагрегатов.

Еще более сложные задачи возникают при аварийных ситуа­циях в энергосистемах. При отключении мощностей и падении частоты в системе, чтобы сократить аварийные отключения по­требителей, требуется быстро (в течение 5—10 с) реализовать вращающийся резерв блоков и увеличить их мощность до 25— 30% номинальной. Достигнуть этого можно лишь за счет форсировки топок и использования аккумулирующей способности котлоагрегатов, когда при падении давления пара за счет тепла, аккумулированного в металле и рабочей среде котлоагрегатов, практически мгновенно достигается увеличение их паропроизводительности.

Читайте также:  Оборудование для сто доклад

При отключении потребителей и аварийном повышении час­тоты в системе необходимо уменьшить мощность блоков в соот­ветствии со статизмом регуляторов скорости. После быстрого (в течение нескольких секунд) сброса нагрузки до величины, ле­жащей в пределах регулировочного диапазона, блок должен допускать возможность работы с этой мощностью в течение неограниченно большого промежутка времени.

Блоки должны также допускать сброс нагрузки с любой ве­личины до холостого хода и работать па режимах холостого хо­да в течение времени, необходимого для обеспечения нормаль­ного действия автоматов повторного включения и систем авто­матики поддержания устойчивого синхронного режима.

3. Экономичность блоков при частичных нагрузках.В перио­ды ночных и недельных провалов электрической нагрузки блоки разгружаются вплоть до величины технического минимума на­грузки. В связи с этим режимы частичных нагрузок являются характерными для блоков, в особенности используемых в полу- пиковой части графика нагрузок. Поэтому требование обеспече­ния достаточно высокой экономичности паротурбинных устано­вок при частичных нагрузках является необходимым условием достижения высокой эффективности работы ТЭС.

При частичных нагрузках экономичность блоков значитель­но снижается, что определяется в основном особенностями рабо­ты турбинных установок и связано с увеличением потерь на дросселирование пара в органах парораспределения турбины, а также снижением внутреннего относительного к. п. д. проточной части, прежде всего, регулирующей и последних ступеней. Су­щественно могут сказываться также изменения к. п. д. котло­агрегата и относительное увеличение расхода энергии на соб­ственные нужды, в частности на привод питательных насосов и тягодутьевых машин, в особенности при применении неэконо­мичного дроссельного способа регулирования производитель­ности. Повышения экономичности работы турбин при частичных нагрузках можно достигнуть за счет правильного выбора ре­жима (снижения расчетного расхода пара по сравнению с но­минальным) и должного профилирования лопаток ступеней, ре­жим работы которых существенно изменяется при изменении расхода пара через турбину. Так, последние ступени турбины должны проектироваться при номинальных расходах пара в конденсатор на пониженные отношения скоростей , а корневая степень реактивности выбираться достаточно высокой, чтобы снизить интенсивность корневого отрыва потока, возни­кающего при малых объемных расходах пара в конденсатор.

Большое влияние па экономичность турбин при частичных нагрузках оказывают тип и характеристики систем парораспре­деления. В частности, существенное (до 2% и более) снижение удельного расхода тепла при частичных нагрузках блоков обес­печивается при применении скользящего начального давления пара

4. Пусковые характеристики блоков. Пусковые схемы блоков должны допускать возможность пуска котлоагрегатов и турбин из любого температурного состояния при соблюдении всех кри­териев надежности и водного режима блока в соответствии с установленными нормами. При этом должны обеспечиваться минимальная продолжительность пусковых операций, малые за­траты топлива и потери конденсата при оптимальных условиях прогрева элементов котлоагрегата, паропроводов и турбин.

Основными пусковыми характеристиками являются продол­жительность пуска и затраты тепла (топлива) на пуск. Продол­жительность пуска блока складывается из длительности отдель­ных этапов: растопки котлоагрегатов, прогрева и разворота тур­бины, нагружения блока, причем длительность этих этапов существенно зависит от исходного температурного состояния оборудования или от времени простоя его в резерве, а также от типа и конструктивного выполнения котлоагрегатов и турбин, особенностей пусковой схемы и параметров свежего пара.

Расход топлива па пуск в основном определяется длитель­ностью пуска и находится как разность между полным расходом топлива на пуск и расходом топлива на выработку электроэнер­гии за время пуска, рассчитанным по удельному расходу топли­ва при номинальной нагрузке блока. Например, для блока 160 МВт с барабанным котлом расход топлива на пуск из хо­лодного состояния составляет примерно 55 т у. т., для дубль — блока 300 МВт — порядка 150 т у. т.

Для улучшения пусковых характеристик блоков и достиже­ния минимальной продолжительности пуска и затрат топлива па пуски необходимо выдерживать оптимальную продолжитель­ность всех пусковых операций, что требует разработки и наладки систем автоматического пуска оборудования. Разработке та­ких систем в настоящее время уделяется большое внимание.

Задача улучшения маневренных характеристик блочного оборудования актуальна и требует проведения специальных проектно-конструкторских и режимно-наладочных работ по рас­ширению регулировочного диапазона блоков, повышению их приемистости и мобильности, повышению экономичности блоков в широком диапазоне нагрузок, автоматизации пусковых опера­ций и снижению затрат времени и топлива на пуски оборудо­вания.

Источник

Маневренность энергетического оборудования

3.1.6 Маневренность энергетического оборудования : Характеристика пусковых и остановочных режимов, способность осуществлять изменение нагрузки в пределах регулировочного диапазона нагрузок за заданное время, осуществлять сбросы нагрузки полные и частичные и набросы нагрузки.

Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации . academic.ru . 2015 .

Смотреть что такое «Маневренность энергетического оборудования» в других словарях:

Маневренность — Свойство транспортных средств изменять направление движения в горизонтальной плоскости на минимальной площади Источник … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

СТО 70238424.27.100.016-2009: Парогазовые установки. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования — Терминология СТО 70238424.27.100.016 2009: Парогазовые установки. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования: 3.1.1 Автоматическое управление : Управление техническим процессом или его частью или осуществление… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

Инфраструктура — (Infrastructure) Инфраструктура это комплекс взаимосвязанных обслуживающих структур или объектов Транспортная, социальная, дорожная, рыночная, инновационная инфраструктуры, их развитие и элементы Содержание >>>>>>>> … Энциклопедия инвестора

Freelancer — Разработчик Digital Anvil Издатель Microsoft Локализ … Википедия

Список космических кораблей в Звёздных вратах — «Дедал» и «Аполлон» используют новые орудия Содержание 1 Тау’ри … Википедия

Источник

—>Библиотека Энергетика —>

—> —>Категории раздела —>

—> —>Статьи —>

—> —>Статистика —>

Каталог статей

Маневренность паровых турбин и паротурбинных установок - часть 1

Графики электрической нагрузки и способы их покрытия

Производство электрической энергии в любой момент времени должно совпадать с ее потреблением. На рис. 1 показан типичный суточный график потребления электроэнергии крупным промышленным городом. Часть потребителей электроэнергии работает круглосуточно (например, трехсменные промышленные предприятия), часть — только днем (например, односменные промышленные предприятия), а часть — только в определенные часы суток (например, освещение). В результате при суммировании всех нагрузок получается зависимость электрической нагрузки от времени суток, которую называют суточным графиком электрической нагрузки. Выработка электроэнергии в соответствии с этим графиком называется покрытием графика нагрузки.

Маневренность паровых турбин и паротурбинных установок - часть 1

Рис. 1. График суточной электрической нагрузки промышленного города

График электрической нагрузки принято делить на три зоны: базовую, полупиковую и пиковую (рис. 2). Базовая зона лежит ниже уровня минимальной нагрузки. Отношение минимальной нагрузки к ее максимальному значению называется коэффициентом неравномерности графика нагрузки. Например, для графика, приведенного на рис. 2, коэффициент неравномерности α = 0,6.

Если на графике нагрузки провести линию, соответствующую средней нагрузке, то область, лежащая выше этой линии, называется пиковой зоной. Отношение средней нагрузки к максимальной называется плотностью графика нагрузки. Например, плотность графика, приведенного на рис. 2, составляет β = 0,83. Область графика, расположенная между пиковой и базовой зонами называется полупиковой.

Маневренность паровых турбин и паротурбинных установок - часть 1

Рис. 2. Основные зоны графика электрической нагрузки: 1 — минимальная нагрузка; 2 — средняя нагрузка

В идеальном случае всякая энергосистема должна располагать энергетическим оборудованием для работы в соответствующей области графика нагрузки.

Для покрытия базовой зоны используются мощные ГРЭС и АЭС с блоками 160—1200 МВт, ТЭЦ с турбоустановками 100—250 МВт. В отдельные периоды (например, во время паводков), а также в тех энергосистемах, где доля установленной мощности ГЭС велика (например, в Сибири, Казахстане, Средней Азии), к покрытию базовой части графика привлекаются и ГЭС.

Использование электростанций с мощными дорогостоящими высокоэкономичными блоками для покрытия полупиковой и тем более пиковой зон графика нагрузки нецелесообразно. Связано это с тем, что всякое недоиспользование высокоэкономичных агрегатов приводит к удорожанию электроэнергии, вырабатываемой ими.

Вместе с тем необходимо подчеркнуть, что для мощных экономичных энергоблоков маневренность не является чем-то второстепенным. Как показывает опыт эксплуатации и у нас, и за рубежом, моральное старение оборудования, т. е. снижение его экономических показателей по сравнению с новым оборудованием, происходит гораздо быстрее, чем физическое «старение», т. е. способность выполнять свои функции, хотя и при сниженных показателях. Поэтому, как правило, высокоэкономичное мощное оборудование работает в базовом режиме первые 15—20 лет эксплуатации. Далее, по мере ввода нового, более эффективного оборудования, старое оборудование сначала работает в режиме периодических разгружений и нагружений, затем с остановками на конец недели и, наконец, с ежесуточными ночными остановками в горячий резерв. Поэтому с самого начала, при проектировании и изготовлении, даже самые новые энергоблоки должны обладать определенным «запасом» по маневренности, который будет использован после 15—20 лет работы.

Читайте также:  Оборудование для окрашивание порошковыми красками

Имеется и еще одно обстоятельство, специфичное для нашей энергетики и обусловливающее необходимость высокой маневренности всех вводимых энергоблоков, работающих на органическом топливе. Дефицит органического топлива в европейской части России заставляет ориентироваться на широкое использование АЭС, которые и по техническим, и по экономическим причинам не могут использоваться для работы в маневренном режиме. Поэтому все вводимое оборудование, работающее на органическом топливе, должно удовлетворять определенным требованиям по маневренности, которые мы рассмотрим ниже.

Лучшим энергетическим оборудованием для покрытия полупиковой и пиковой зон графика нагрузки являются турбоагрегаты ГЭС, пуск и остановка которых могут быть проведены за несколько минут. Особенно подходящими они являются для европейской части России, где, с одной стороны, в ряде энергосистем неравномерность графика нагрузки велика, а с другой, недостаток воды в водохранилищах не позволяет ГЭС нести нагрузку постоянно. Однако установленная мощность ГЭС мала (например, в европейской части она составляет примерно 13 % всей мощности), и поэтому для покрытия переменной части графика нагрузки приходится привлекать ТЭС, а в некоторых случаях и АЭС.

Для покрытия пиковой зоны графика нагрузки используют оборудование, которое можно быстро пускать и останавливать, чаще всего газотурбинные установки, а также устаревшее паротурбинное оборудование на сниженные начальные параметры пара. Хотя эти агрегаты и обладают значительно меньшей экономичностью, чем базовые, их использование в пиковой области оказывается целесообразным вследствие малого числа часов использования в году (500—1000 ч).

Особые проблемы возникают при покрытии полупиковой части графика нагрузки, так как оборудование, используемое для этой цели, должно быстро пускаться и останавливаться и в то же время обладать высокой экономичностью, так как оно останавливается только на ночь, на субботу и воскресенье, т. е. работает 3000—4000 ч в год.

Реальные энергосистемы не обладают идеальной структурой энергетических мощностей, которая обеспечивает покрытие графика нагрузки соответствующими агрегатами. В большинстве случаев в энергосистеме имеется избыток базовых и недостаток пиковых и полупиковых мощностей. Поэтому приходится часть базовых турбоагрегатов переводить в режим регулярных пусков и остановок, терпя при этом убытки из-за перерасхода топлива и снижения надежности оборудования.

Работа ТЭС в условиях переменного графика нагрузки

Проблема покрытия графиков нагрузки в условиях их несоответствия структуре генерирующих мощностей включает в себя ряд сторон. Прежде всего необходимо обеспечить снижение нагрузки в ночное время, в субботу и воскресенье, иногда наполовину и более. Это можно сделать следующими способами:

  1. снижением нагрузки на всех турбоагрегатах;
  2. отключением части турбоагрегатов;
  3. снижением нагрузки на части агрегатов и отключением некоторых из них.

При снижении нагрузки турбоагрегат работает в нерасчетном режиме с повышенным расходом теплоты. Паропроизводительность котла не может быть ниже определенного минимального значения, обусловленного его надежной работой, например устойчивостью горения топлива, условиями движения воды в трубах, температурным режимом отдельных элементов. Для современных котельных установок она в зависимости от вида топлива и типа котла составляет 25—60 % номинальной.

Конечно, ограничение паропроизводительности котла вовсе не означает, что энергоблок не может работать на меньших нагрузках. В этом случае значительная часть пара, вырабатываемого котлом, должна сбрасываться в обвод турбины в конденсатор, т. е. бесполезно. Длительная работа в таком режиме, как правило, недопустима из экономических соображений.

Невозможность глубокой разгрузки приводит к необходимости остановки части агрегатов в горячий резерв.

При остановке агрегата потери топлива, связанные с нерасчетным режимом работы оборудования, отсутствуют, но зато возникают потери, связанные с пуском. Поэтому, выбирая способ уменьшения мощности конкретной ТЭС при ночном провале нагрузки (путем остановки или разгрузки), сравнивают потери топлива в этих двух случаях и выбирают оптимальный вариант.

Маневренность паровых турбин и паротурбинных установок - часть 1

Рис. 3. Зависимость пусковых потерь от времени простоя и потерь от нерасчетного режима работы от времени работы энергоблока

На рис. 3 показана типичная зависимость пусковых потерь топлива ΔВпуск от времени простоя и потерь ΔВ в зависимости от времени работы при нерасчетных режимах. Видно, что при времени ночного провала τ 400

Источник

Малая теплоэнергетика

Турбинное оборудование

Паровые турбины

Паровая турбина (ПТ), первичный паровой двигатель с вращательным движением рабочего органа (ротора) и непрерывным рабочим процессом, служит для преобразования тепловой энергии пара водяного в механическую работу. Поток водяного пара поступает через направляющие аппараты на криволинейные лопатки, закрепленные по окружности ротора, и, воздействуя на них, приводит ротор во вращение. В отличие от поршневой паровой машины, ПТ использует не потенциальную, а кинетическую энергию пара. Попытки создать ПТ делались очень давно. Известно описание примитивной ПТ, сделанное Героном Александрийским (1 в. до н. э.). Однако только в конце 19 в., когда термодинамика, машиностроение и металлургия достигли достаточного уровня, К. Г.П. де Лаваль (Швеция) и Ч.А. Парсонс (Великобритания) независимо друг от друга в 1884–89 гг. создали промышленно пригодные ПТ Лаваль применил расширение пара в конических неподвижных соплах в один приём от начального до конечного давления и полученную струю (со сверхзвуковой скоростью истечения) направил на один ряд рабочих лопаток, насаженных на диск. ПТ, работающие по этому принципу, получили название активных ПТ. Парсонс создал многоступенчатую реактивную ПТ, в которой расширение пара осуществлялось в большом числе последовательно расположенных ступеней не только в каналах неподвижных (направляющих) лопаток, но и между подвижными (рабочими) лопатками.

Паровая турбина оказалась очень удобным двигателем для привода роторных механизмов (генераторы электрического тока, насосы, воздуходувки) и судовых винтов; она была более быстроходной, компактной, лёгкой, экономичной и уравновешенной, чем поршневая паровая машина. Развитие ПТ шло чрезвычайно быстро как в направлении улучшения экономичности и повышения единичной мощности, так и по пути создания специализированных ПТ различного назначения.

Альфа-излучатели. Интенсивными источниками а-излучения являются некоторые радионуклиды с большим атомным весом (самарий-146, гадолиний-148, 150, полоний-210, радий-226, актиний-227, протактиний-231, нептуний-237), большинство изотопов тория (Th-228,-229,-230,-232), урана (U-232,-233,-234,-235,-236,-238), плутония (Pu-238,-239,-240,-241,-242), америция (Am-241,-243), кюрия (Cm-242,-243,-244,-245,-246), берклия (Bk-247) и калифорния (Cf-249,-250,-251,-252). При этом часть этих радионуклидов (самарий-146, галолиний-148,150, полоний-210, протактиний-231, плутоний-23 9,-240, нептуний-237) являются практически чистыми альфа-излучателями.

Невозможность получить большую агрегатную мощность и очень высокая частота вращения одноступенчатых ПТ Лаваля (до 30 000 об/мин у первых образцов) привели к тому, что они сохранили своё значение только для привода вспомогательных механизмов. Активные ПТ развивались в направлении создания многоступенчатых конструкций, в которых расширение пара осуществлялось в ряде последовательно расположенных ступеней. Это позволило значительно увеличить единичную мощность ПТ, сохранив умеренную частоту вращения, необходимую для непосредственного соединения вала паровой турбины с вращаемым ею механизмом.

Реактивная паровая турбина некоторое время применялась в основном на военных кораблях, но постепенно уступила место более компактным комбинированным активно-реактивным паровым турбинам, у которых реактивная часть высокого давления заменена одно- или двухвенчатым активным диском. В результате уменьшились потери на утечки пара через зазоры в лопаточном аппарате, турбина стала проще и экономичнее.

В современной энергетике паровая турбина является основным типом теплового двигателя. Она устанавливается в качестве первичного двигателя почти на всех современных ТЭС. Преимущество паровых турбин перед поршневыми тепловыми двигателями заключается в следующем: возможность получения больших мощностей в одном агрегате, высокая экономичность и надежность, небольшие габаритные размеры, возможность непосредственного соединения с электрическим генератором, возможность применения пара высоких параметров.

Принцип действия турбины прост. Рабочее тело (пар), имеющее высокое давление и обычно высокую температуру, при истечении из сопла теряет давление и получает приращение кинетической энергии. Процесс протекает адиабатно, поскольку теплообмен не успевает осуществиться. Такие турбины вырабатывают мощность при расширении рабочего тела до более низкого давления. В этих устройствах энергия постоянно движущегося потока отводится от него динамическим воздействием нескольких движущихся рядов лопаток. Чтобы такое воздействие осуществлялось, необходима определенная скорость движения рабочего тела относительно движущихся лопаток (ротора). Эту скорость (кинетическую энергию) рабочее тело получает в неподвижных каналах соплового аппарата (статора). В сопловых каналах потенциальная энергия рабочего тела преобразуется в кинетическую. Таким образом, паровая турбина представляет собой весьма сложный агрегат, состоящий из вращающейся части – ротора и неподвижной части – корпуса.

Потенциальная энергия рабочего тела в начале процесса достаточно велика, и осуществить ее перевод в кинетическую энергию в одном ряду сопловых каналов технически невозможно.

Этот процесс носит постепенный, ступенчатый характер.

Принципиальное отличие активной турбины от реактивной заключается в том, что в первой расширение пара происходит только в неподвижной сопловой решетке, а во второй – и в сопловой, и в рабочей решетке. Наибольшее применение нашли активные турбины.

По характеру теплового процесса различают турбины конденсационные и теплофикационные. В конденсационных турбинах (типа К) пар из последней ступени отводится в конденсатор. Давление отработавшего конденсирующего пара 0,003–0,005 МПа. Турбины типа К не имеют регулируемых (при неизменном давлении) отборов пара, хотя, как правило, имеют много нерегулируемых отборов пара для регенеративного подогрева питательной воды, а иногда и для внешних тепловых потребителей.

Главное назначение конденсационных турбин – обеспечивать производство электрической энергии, поэтому они являются основными агрегатами мощных ТЭС.

На современных паротурбинных ТЭЦ основная комбинированная выработка кинетической энергии производится на базе теплоты, отдаваемой из теплофикационных отборов или из хвостовой части турбины в систему теплоснабжения, то есть на базе отбора теплового потребления. На базе теплоты из регенеративных отборов турбин ТЭЦ вырабатывается комбинированным методом дополнительное количество кинетической энергии, составляющее на современных ТЭЦ с высокими начальными параметрами примерно 15–20 % комбинированной выработки на базе внешнего теплового потребления. Энергетическая эффективность теплофикации оценивается по экономии топлива при получении от ТЭЦ заданных нагрузок по электрической энергии и теплоте, по сравнению с расходом топлива при раздельном методе, то есть выработке электрической энергии на КЭС и теплоты в котельных.

Теплофикационные турбины имеют один или несколько регулируемых отборов пара, в которых поддерживается заданное давление. Они предназначены для выработки теплоты и электроэнергии. Теплофикационная турбина может выполняться с конденсацией пара и без нее. В первом случае она может иметь отопительный отбор пара (турбины типа Т) для нужд отопления или производственный отбор пара (турбины типа П) для технологических нужд промышленных предприятий или тот и другой отборы (турбины типа ПТ). Во втором случае турбина будет носить название турбины с противодавлением (турбины типа Р). В ней пар из последней ступени направляется не в конденсатор, а непосредственно производственному потребителю. Таким образом, главным назначением турбины с противодавлением является производство пара заданного давления (в пределах 0,3–3 МПа). Схема турбины с противодавлением показана на рис. 2.1.

а)

б)

Рис. 2.1. Схемы мини-ТЭЦ на органическом топливе с турбиной

противодавления (а) и с турбиной паровой с регулируемым отбором (б)

На рисунке обозначено: 1 – паровой котел; 2 – РОУ; 3 – турбогенератор; 4 – тепловой потребитель; 5 – конденсатор; 6 – обратный конденсатный насос; 7 – конденсатный насос; 8 – пар от отбора; 9,12 – пар на регенеративный подогрев и в деаэратор; 10,14 – регенеративные низкого высокого давлений; 13 – питательный насос.

Турбины с противодавлением, (рис 2.1 а) имеют существенный недостаток, связанный с невозможностью одновременной независимой работы по тепло- и электрическому графикам. Гораздо большее распространение получили теплофикационные турбины с регулируемыми отборами пара для потребителей теплоты (рис 2.1 б).

Турбина с регулируемым отбором пара может работать как в режиме турбины с противодавлением, так и в режиме конденсационной турбины.

Теплофикационные турбины имеют свои отличительные особенности по сравнению с конденсационными турбинами. Конструкция теплофикационной турбины усложняется наличием дополнительных выводов из цилиндра больших объемных расходов пара и размещением регулирующих органов отбора. В турбинном зале ограниченных размеров необходимо разместить много дополнительного оборудования, трубопроводы отборов и сетевые подогреватели. Для теплофикационных турбин дополнительно приходится решать задачи регулирования нескольких параметров, вопросы обеспечения надежности и экономичности лопаточного аппарата и турбоагрегата в целом в характерном для этих турбин широком диапазоне возможных режимов.

Паровые турбины электростанций используются для привода электрических генераторов и поэтому должны работать с постоянным числом оборотов, обеспечивающим требуемую стабильность частоты переменного тока. Для поддержания равенства развиваемой турбиной мощности и нагрузки генератора служит автоматическое регулирование частоты вращения. Основным элементом системы регулирования паровой турбины является регулятор частоты (скорости), который реагирует на изменение числа оборотов. Зависимость между мощностью турбины N и частотой вращения n принято называть статической характеристикой регулирования. Форма статической характеристики зависит от свойств и типа системы автоматического регулирования турбины.

Каждая турбина снабжена автоматической защитой, отключающей подачу пара на турбину путем закрытия быстродействующего стопорного клапана при чрезмерном повышении частоты вращения. Кроме того, защита срабатывает при осевом сдвиге с турбины, при недопустимом падении вакуума в конденсаторе, при недопустимом давлении масла в системе смазки подшипников. Наибольшую трудность создает для системы регулирования случай полного сброса нагрузки при отключении электрического генератора от сети.

При этом система регулирования должна удержать турбину на холостом ходу, прикрыв регулирующие клапаны.

Системы маслоснабжения, регулирования, охлаждения и смазывания подшипников могут иметь общий масляный бак и общие насосы подачи масла. Такие системы применяются для турбин мощностью до 200 МВт. В качестве рабочего тела в таких маслосистемах используют нефтяные масла Т-22, Ти-22, Тп-22С, ТСп-22 или по паспортным данным завода-изготовителя.

Применение повышенного давления масла в системах регулирования мощных турбин поставило проблему пожарной безопасности агрегата в случае разрыва маслопроводов системы регулирования и попадания масла на паропроводы свежего пара. Проблема была решена использованием в системах регулирования огнестойких синтетических масел Иввиоль и ОМТИ, а в системах смазывания – нефтяного масла Т-22.

Дальнейшим развитием применения в системах регулирования негорючих масел стала водяная система регулирования. Основным преимуществом использования воды в системах регулирования является резкое повышение пожарной безопасности. Кроме того, при использовании воды легко увеличить давление в системах и, следовательно, уменьшить размеры всех ее элементов и повысить их быстродействие. И, наконец, вода, в отличие от негорючих синтетических жидкостей, дешева и является рабочим телом основного производственного процесса; контроль ее качества проводится химическим лабораториями для всей установки в целом.

Термодинамический цикл паросиловой установки предполагает обязательное наличие холодного источника.

В качестве такого источника используют конденсационные устройства, являющиеся частью паротурбинной установки.

Главная часть этих устройств – конденсатор пара. В конденсаторе пар переходит в жидкое состояние, изменяя свой объем в 25000–30000 раз. Процесс перехода пара в жидкость – изобарный. Рабочее тело сохраняется в конденсаторе для обеспечения его постоянной циркуляции в цикле. Теплоту конденсации в конденсаторе воспринимает охлаждающая вода. Так как температура охлаждающей воды обычно значительно ниже ее температуры насыщения при атмосферном давлении, то конденсация водяного пара в конденсаторе происходит при давлениях ниже атмосферного. Водяной пар в своем составе имеет небольшое количество неконденсирующихся газов. Кроме того, значительная часть воздуха может проникать в конденсатор из атмосферы через неплотности системы. Неконденсирующиеся газы ухудшают теплопередачу в конденсаторе. Таким образом, для нормальной работы конденсатора, работающего при давлениях конденсации ниже атмосферного, необходимо непрерывно отводить:

теплоту конденсации пара;

конденсат из конденсатора;

неконденсирующиеся газы из конденсатора.

Первое достигается прокачкой воды через трубки конденсатора, для чего создается циркуляционная система водоснабжения с насосами, внешними охладителями и другим оборудованием.

Откачка конденсата осуществляется конденсатными насосами, неконденсирующихся газов – пароструйными и водоструйными эжекторами.

Эффективность работы конденсатора зависит от начальной температуры t1В и нагрева охлаждающей воды Δt. Нагрев воды на различных режимах работы конденсатора зависит только от отношения m ее расхода W к количеству пара Gк, поступающего в конденсатор. Чем больше т = W/Gк, тем меньше нагрев воды и, следовательно, меньше давление конденсации Рк. В реальном поверхностном конденсаторе имеет место определенный температурный напор δt = t2В – tН между конденсирующимся паром и охлаждающей водой на выходе. Наименьшие значения Δt, достигнутые в практике, составляют примерно 1–5 °С для нормальных нагрузок. Большие температурные напоры свидетельствуют либо о плохой плотности вакуумной системы, о недостаточной производительности эжекторов, либо об уменьшении расхода или о появлении малотеплопроводных отложений на поверхности трубок или эксплуатационных нарушениях.

Как было показано ранее, значение Рк связано е расходом охлаждающей воды. Понижение Рк может быть достигнуто увеличением расхода охлаждающей воды при неизменных t1в и Gk. Чем ниже абсолютное давление за турбиной, тем больше располагаемый перепад и выше развиваемая турбиной мощность при одном и том же расходе пара.

Источник