ОСНОВЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПАРОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК

С точки зрения тепломеханического состояния режимы работы паровой турбины можно разделить на стационарные и нестационарные.

Стационарный режим отвечает работе турбины при некоторой фиксированной нагрузке (номинальной или частичной), характерной особенностью которой являются установившиеся во времени тепловые и механические состояния всех деталей турбины (корпуса, ротора, регулирующих клапанов, турбинных лопаток и т.д.).

К нестационарным режимам работы можно отнести пуски и остановы турбины; высокая скорость изменение нагрузки; специфические условия и режимы работы (отключение регенеративных подогревателей; принудительное расхолаживание турбины; перевод турбогенератора в режим синхронного компенсатора и пр.).

К наиболее сложным случаям нестационарного режима относится пуск турбины [1], поскольку возникающие в процессе его термические и механические напряжения в элементах турбины суммируется. Кроме того, при пуске неостывших турбин возникают дополнительные трудности, которые не встречаются в процессах останова. Поэтому от правильного проведения пуска существенно зависят эксплуатационная надежность и долговечность турбоагрегата. Следует отметить, что неправильные действия оперативного персонала при эксплуатации ПТУ не всегда приводят к аварии в данный момент, но это обстоятельство не проходит бесследно и сказывается в дальнейшем.

Нестационарный режим характеризуется неустановившимся механическим и тепловым состоянием турбоагрегата. Изменение механического состояния турбины обусловлено возникновением напряжений от следующих факторов:

— внутреннего давления пара (в паропроводах, корпусах турбины);

— разности давлений (в диафрагмах, лопатках, дисках);

— центробежных сил (во вращающихся элементах);

— вибрации турбинных лопаток и валов;

— осевого усилия в упорном подшипнике и радиальных усилий в опорных подшипниках.

Следует отметить, что от механических перегрузок турбину предохраняют различные защитные устройства (предохранительные клапаны, центробежные регуляторы частоты вращения ротора; автоматы безопасности; вводятся соответствующие защиты и блокировки для предотвращения выхода контролируемых параметров за допустимые пределы).

Изменение теплового состояния элементов турбины вызывает возникновение в них, так называемых, температурных (термических) напряжений. Под температурными напряжениями понимают механические напряжения, возникающие в твёрдом теле вследствие различия температуры у различных частей тела и ограничения возможности теплового расширения или сжатия их со стороны окружающих частей тела или со стороны других тел, окружающих данное тело. Так если температура металла какого-либо элемента турбины равномерная, а ограничения возможности расширения (сжатия) отсутствуют, то температурных напряжений в указанном элементе нет. При его прогреве произойдёт изгиб элемента по сферической поверхности. То есть в этом случае, изгиб (деформация) не вызовет в элементе никаких напряжений. В случае же защемления данного элемента и его неравномерного нагрева, возникнут изгибающие моменты, равномерно распределённые по краям элемента, соответствующие по величине компенсирующему кривизну моменту, вызванному неравномерным нагревом.

Следует отметить, что от недопустимых термических напряжений турбина не может быть полностью защищена и в этом случае безопасность турбины полностью зависит от правильности выбранной методики пуска, квалификации и степени подготовки обслуживающего персонала.

Для понимания физической сущности нестационарности теплового состояния турбины рассмотрим процесс прогрева защемленной толстой металлической пластины при подводе тепла с одной стороны (рис. 4.1.). Эту пластину можно рассматривать как элемент корпуса турбины.

Рис. 4.1. Распределение температуры по сечению пластины для различных моментов времени

До подвода тепла весь металл пластины имеет одинаковую температуру и никаких температурных напряжений в металле не возникает. После подачи пара температура обогреваемой поверхности пластины начинает расти, а не обогреваемой поверхности – остается неизменной. По истечении некоторого времени τi прогрев металла заканчивается при стабилизации температуры наружной tн и внутренней tвн стенки. При этом tвн > tн , а (tвн – tн ) = Δt. Характер распределения температур по толщине стенки в этом случае описывается уравнением параболы второго порядка т.е.

где t –текущая температура на глубине х от наружной стенки; х – текущая координата от наружной стенки; δ — толщина стенки; Δt — температурный перепад по толщине стенки.

При параболическом распределении температуры по толщине защемленной пластины температурные напряжения в любой точке пластины могут быть определены по формуле [1].

где – коэффициент линейного расширения; E – модуль упругости; – коэффициент Пуассона.

Если принять в этой формуле значения х=0 и во втором случае x= , то найдем напряжения соответственно на наружной и внутренней поверхности стенки:

Из этих выражений следует, что напряжения на внутренней и наружной стенках отличаются знаками, причем наружная поверхность испытывает при прогреве напряжения растяжения, а внутренняя – напряжения сжатия. Значит, где то внутри стенки будут находиться волокна, не испытывающие напряжений. Если приравниваем =0, то из уравнения (4.1) найдем х=0,577 . Эпюры распределения температур и напряжений в пластине при различных температурных перепадах приведены на рис.4.2.

Из уравнений (4.2) и (4.3) видно, что температурные напряжения для конкретного материала (поскольку Е, β и μхарактеризуют свойства материала из которого изготовлена стенка) зависят только от температурного перепада Δt по толщине стенки. Увеличение температурного перепада ведет к увеличению температурных напряжений и наоборот.

Известно [1], что разность температур по толщине стенки, а следовательно, и термические напряжения в ней в значительной мере зависят от коэффициента теплоотдачи к обогреваемой стенке. Причем чем выше коэффициент теплоотдачи, тем выше температурный перепад по толщине стенки и соответственно выше температурные напряжения, возникающие в ней.

Рис. 4.2. Эпюры распределения температур и термических напряжений в стенке при различных температурных перепадах

При этом коэффициент теплоотдачи зависит от параметров пара, т.е. от давления Р и температуры t; чем выше давление и температура пара тем выше коэффициент теплоотдачи от пара к стенке. Это обстоятельство должно учитываться при нестационарных режимах, особенно при пусках турбин, т.е. для сохранения допустимых температурных напряжений в элементах турбины скорость повышения параметров греющего пара по мере прогрева турбины и паропроводов должна снижаться.

В результате нестационарного теплового состояния в металле турбины возникают следующие явления.

Появляются термические напряжения в стенках и фланцах корпуса турбины, паропроводах, роторе, клапанах и т.д. Появление термических напряжений в металле корпуса способствует дополнительным растягивающим напряжениям в шпильках корпуса. Разница температур верха и низа цилиндров вызывает его прогиб. Изменяются линейные осевые и радиальные размеры ротора и статора, а также напряжения деталей ротора и статора.

Следует отметить, что точный расчет термических напряжений в сложных деталях, таких как корпус турбины, практически пока невозможен.

Кроме того, сложно организовать контроль над тепловым состоянием всех элементов турбины. Поэтому для обеспечения надежной эксплуатации ПТУ устанавливают критерии надёжности для каждого типа турбин, выдерживание которых, гарантирует наличие допустимых механических и термических напряжений в элементах турбины, а также надежность и долговечность работы всей ПТУ. В большинстве случаев это фиксированные величины каких-либо параметров, например разности температур в характерных точках деталей (по толщине стенки корпуса, по ширине фланца, между фланцем и шпилькой, между крышкой и корпусом и т.д.), абсолютные значения температур, давлений и т.п.

Источник



Теплоэлектроцентраль (ТЭЦ)

Теплоэлектроцентраль (ТЭЦ) — разновидность тепловой электростанции, которая не только производит электроэнергию, но и является источником тепловой энергии в централизованных системах теплоснабжения (в виде пара и горячей воды, в том числе для обеспечения горячего водоснабжения и отопления жилых и промышленных объектов).

ТЭЦ конструктивно устроена, как конденсационная электростанция (КЭС, ГРЭС).

Главное отличие ТЭЦ от КЭС состоит в возможности отобрать часть тепловой энергии пара после того, как он выработает электрическую энергию.

В зависимости от вида паровой турбины, существуют различные отборы пара, которые позволяют забирать из нее пар с разными параметрами.

Турбины ТЭЦ позволяют регулировать количество отбираемого пара.

Отобранный пар конденсируется в сетевых подогревателях и передает свою энергию сетевой воде, которая направляется на пиковые водогрейные котельные и тепловые пункты.

На ТЭЦ есть возможность перекрывать тепловые отборы пара, в этом случае ТЭЦ становится обычной КЭС.

Это дает возможность работать ТЭЦ по 2 м графикам нагрузки:

тепловому — электрическая нагрузка сильно зависит от тепловой нагрузки (тепловая нагрузка — приоритет);

электрическому — электрическая нагрузка не зависит от тепловой, либо тепловая нагрузка вовсе отсутствует, например, в летний период (приоритет — электрическая нагрузка).

Совмещение функций генерации тепла и электроэнергии (когенерация) выгодно, т. к. оставшееся тепло, которое не участвует в работе на КЭС, используется в отоплении.

Это повышает расчётный КПД в целом (35-43% у ТЭЦ и 30% у КЭС), но не говорит об экономичности ТЭЦ.

Основными же показателями экономичности являются удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении и КПД цикла КЭС.

При строительстве ТЭЦ необходимо учитывать близость потребителей тепла в виде горячей воды и пара, т. к. передача тепла на большие расстояния экономически нецелесообразна.

По типу соединения котлов и турбин теплоэлектроцентрали могут быть:

неблочные (с поперечными связями).

На блочных ТЭЦ котлы и турбины соединены попарно (иногда применяется дубль-блочная схема: 2 котла на 1 турбину).

Такие блоки имеют, как правило, большую электрическую мощность: 100-300 МВт.

Схема с поперечными связями позволяет перебросить пар от любого котла на любую турбину, что повышает гибкость управления станцией.

Однако для этого необходимо установить крупные паропроводы вдоль главного корпуса станции.

Кроме того, все котлы и все турбины, объединённые в схему, должны иметь одинаковые номинальные параметры пара (давление, температуру).

Если в разные годы на ТЭЦ устанавливалось основное оборудование разных параметров, должно быть несколько схем с поперечными связями.

Для принудительного изменения параметров пара может быть использовано редукционно-охладительное устройство (РОУ).

По типу паропроизводящих установок ТЭЦ могут быть:

с паровыми котлами,

с парогазовыми установками,

с ядерными реакторами (атомная ТЭЦ).

Могут быть также ТЭЦ без паропроизводящих установок — с газотурбинными установками.

Поскольку ТЭЦ часто строятся, расширяются и реконструируются в течение десятков лет (что связано с постепенным ростом тепловых нагрузок), то на многих станциях имеются установки разных типов.

Кроме этого:  Режимы IDE или AHCI Что это Чем отличаются КАК ВКЛЮЧИТЬ

Паровые котлы ТЭЦ различаются также по типу топлива:

По типу выдачи тепловой мощности различают турбины:

с регулируемыми теплофикационными отборами пара (в обозначении турбин, выпускаемых в России, присутствует буква «Т», например, Т-110/120-130),

с регулируемыми производственными отборами пара («П»),

с противодавлением («Р»).

Обычно имеется 1-2 регулируемых отбора каждого вида.

При этом количество нерегулируемых отборов, используемых для регенерации тепла внутри тепловой схемы турбины, может быть любым (как правило, не более 9, как для турбины Т-250/300-240).

Давление в производственных отборах (номинальное значение примерно 1-2 МПа) обычно выше, чем в теплофикационных (примерно 0,05-0,3 МПа).

Термин «противодавление» означает, что турбина не имеет конденсатора, а весь отработанный пар уходит на производственные нужды обслуживаемых предприятий.

Такая турбина не может работать, если нет потребителя пара противодавления.

В похожем режиме могут работать теплофикационные турбины (типа «Т») при полной тепловой нагрузке: в таком случае весь пар уходит в отопительный отбор, однако давление в конденсаторе поддерживается немногим более номинального (обычно не более 12-17 кПа).

Для некоторых турбин возможна работа на «ухудшенном вакууме» — до 20 кПа и более.

Кроме того, выпускаются паровые турбины со смешанным типом отборов:

с регулируемыми теплофикационными и производственными отборами («ПТ»),

с регулируемыми отборами и противодавлением («ПР») и др.

На ТЭЦ могут одновременно работать турбины различных типов в зависимости от требуемого сочетания тепловых нагрузок.

Источник

Отметка установки паровой турбины тэс

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ НП "ИНВЭЛ"

ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ И ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ

НОРМЫ И ТРЕБОВАНИЯ

Дата введения 2010-01-29

Настоящий стандарт устанавливает нормы и требования при организации эксплуатации и технического обслуживания паротурбинных установок тепловых электростанций.

Стандарт разработан в соответствии с требованиями:

— ГОСТ Р 1.4-2004 Стандарты организации. Общие положения.

Построение, изложение, оформление и содержание настоящего стандарта выполнены с учетом требований ГОСТ Р 1.5-2004 Стандарты национальные Российской Федерации.

Сведения о стандарте

1. РАЗРАБОТАН Филиалом ОАО "Инженерный центр ЕЭС" — "Фирма ОРГРЭС"

2. ВНЕСЕН Комиссией по техническому регулированию НП "ИНВЭЛ"

4. ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

1 Область применения

— распространяется на установки турбинные паровые стационарные мощностью от 6 до 1200 МВт, с номинальной частотой вращения ротора 50 с, предназначенные для привода турбогенераторов тепловых электростанций отрасли, работающих на органическом топливе. Стандарт определяет основные требования для разработки местной эксплуатационной документации по паротурбинным установкам ТЭС;

— предназначен для применения организациями (обществами, компаниями), осуществляющими проектирование, строительство, монтаж, наладку, эксплуатацию, техническое обслуживание и ремонт установок турбинных паровых стационарных мощностью от 6 до 1200 МВт, с номинальной частотой вращения роторов 50 с, предназначенных для привода турбогенераторов тепловых электростанций, работающих на органическом топливе;

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие нормативные документы и стандарты:

ГОСТ 12820-80 Фланцы стальные плоские приварные на Ру от 0,1 до 2,5 МПа (от 1 до 25 кгс/см). Конструкция и размеры

ГОСТ 12821-80 Фланцы стальные приварные встык на Ру от 0,1 до 20 МПа (от 1 до 200 кгс/см). Конструкция и размеры

ГОСТ 18322-78 Система технического обслуживания и ремонта техники. Термины и определения

ГОСТ 23269-78 Турбины стационарные паровые. Термины и определения

ГОСТ 24278-89 Установки турбинные паровые стационарные для привода электрических генераторов ТЭС. Общие технические требования

ГОСТ Термины и определения*

* Текст документа соответствует оригиналу. — Примечание изготовителя базы данных.

ГОСТ 27164-86 Аппаратура специального назначения для эксплуатационного контроля вибрации подшипников крупных стационарных агрегатов. Технические требования

ГОСТ 28969-91 Турбины паровые стационарные малой мощности. Общие технические условия

ГОСТ 3618-82 Турбины паровые стационарные для привода турбогенераторов. Типы и основные параметры

ГОСТ 481-80 Паронит и прокладки из него. Технические условия

ГОСТ 6613-86 Сетки проволочные тканые с квадратными ячейками. Технические условия

ГОСТ 8734-75 Трубы стальные бесшовные холоднодеформированные. Сортамент

ГОСТ 8732-78 Трубы стальные бесшовные горячедеформированные. Сортамент

ГОСТ 9567-75 Трубы стальные прецизионные. Сортамент

СТО 70238424.27.100.029-2009 Трубопроводы и арматура ТЭС. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования

СТО 70238424.27.100.018-2009 Тепловые электростанции. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования

СТО 70238424.27.100.026-2009 Блочные установки. Организация эксплуатации и техническое обслуживание. Нормы и требования

СТО 70238424.27.100.027-2009 Водоподготовительные установки и водно-химический режим ТЭС. Организация эксплуатации и техническое обслуживание. Нормы и требования

СТО 70238424.27.100.011-2008* Тепловые и гидравлические станции. Методики оценки качества ремонта энергетического оборудования**

* Вероятно ошибка оригинала. СТО 70238424.27.100.011-2008 имеет название "Тепловые электрические станции. Методики оценки качества ремонта энергетического оборудования";

** Стандарт "Тепловые и гидравлические станции. Методики оценки качества ремонта энергетического оборудования" имеет обозначение и номер СТО 70238424.27.100.012-2008. — Примечание изготовителя базы данных.

СТО 70238424.27.100.012-2008* Тепловые электрические станции. Методики оценки качества ремонта энергетического оборудования**.

* Вероятно ошибка оригинала. СТО 70238424.27.100.012-2008 имеет название "Тепловые и гидравлические станции. Методики оценки качества ремонта энергетического оборудования";

** Стандарт "Тепловые электрические станции. Методики оценки качества ремонта энергетического оборудования" имеет обозначение и номер СТО 70238424.27.100.011-2008. — Примечание изготовителя базы данных.

СТО 70238424.27.100.053-2009 Энергетические масла и маслохозяйства электрических станций и сетей. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования.

Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов и классификаторов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины в соответствии с ГОСТ 18322, ГОСТ 23269 и СТО 70238424.27.010.001-2008, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 номинальная мощность турбины: Наибольшая мощность, которую турбина должна длительно развивать на клеммах турбогенератора при номинальных значениях основных параметров.

3.2 номинальная нагрузка турбины: Нагрузка турбины, равная номинальной мощности.

3.3 номинальное значение параметра: Значение параметра, определяемое его функциональным назначением и служащее началом отсчета отклонений.

3.4 регулировочный диапазон нагрузки: Интервал нагрузок, внутри которого мощность может изменяться автоматически без изменения состава вспомогательного оборудования и горелочных устройств.

3.5 энергоблок: Составная часть тепловой электростанции на давление свежего пара 13,3 и 23,6 МПа, представляющая собой комплекс оборудования, объединенного в единую технологическую систему для превращения химической энергии топлива в электрическую.

3.6 энергокомпания: Генерирующая компания, сформированная на базе электростанций в соответствии с Основными направлениями реформирования электроэнергетики Российской Федерации.

4 Обозначения и сокращения

АВР — автоматическое включение резерва;

АСУТП — автоматизированная система управления технологическим процессом;

ГРЭС — государственная районная электростанция;

КПД — коэффициент полезного действия:

КИП — контрольно-измерительные приборы;

КРУ — клапан регулятора уровня;

МНУ — маслонасос уплотнений генератора;

НД — нормативная документация;

ПВД — подогреватели высокого давления;

ПНД — подогреватели низкого давления;

ТУ — технические условия на поставку;

ТЭС — тепловая электрическая станция;

ЦВД — цилиндр высокого давления;

ЦСД — цилиндр среднего давления;

ЦНД — цилиндр низкого давления;

ЭГП — электрогидравлический преобразователь.

5 Требования, обеспечивающие безопасность эксплуатации паротурбинных установок

5.1 Общие требования, обеспечивающие безопасность эксплуатации паротурбинных установок

5.1.1 При эксплуатации и техническом обслуживании паротурбинных установок должны быть выполнены требования, обеспечивающие безопасность эксплуатации, согласно СТО 70238424.27.100.018-2009.

5.1.2 При эксплуатации и техническом обслуживании паротурбинных установок должны быть выполнены требования пожарной безопасности в соответствии с ГОСТ 12.1.004.

5.2 Специальные требования, обеспечивающие безопасность эксплуатации паротурбинных установок

5.2.1 Автомат безопасности должен срабатывать при повышении частоты вращения ротора турбины от 10 до 12% сверх номинальной или до значения, указанного заводом-изготовителем.

Источник

Паротурбинные установки тепловых электростанций (ТЭС)

Паровая турбина вместе с относящимися к ней регенеративными подогревателями, конденсатором, насосами, трубопроводами и арматурой образует паротурбинную установку.

Современная паровая турбина состоит из большого числа деталей, тщательно изготовленных и собранных в единый агрегат. Мощности современных энергетических турбоагрегатов постоянно повышаются, и в настоящее время основной прирост мощностей в энергосистемах происходит за счет ввода агрегатов 300, 500, 800 МВт. На Костромской ГРЭС сооружен головной агрегат мощностью 1200 МВт.

Увеличение мощности турбоагрегатов позволяет сооружать ТЭС большой мощности при одновременном удешевлении их строительства и эксплуатации и снижении расходов топлива на выработанный киловатт-час. Наряду с экономичностью современная турбина должна отвечать высоким требованиям безопасности, надежности и маневренности. Требование высокой маневренности предъявляется ко всему энергетическому оборудованию. Турбина должна допускать быстрый пуск, набор и изменение нагрузки и остановку. Эта задача весьма сложна для агрегатов, работающих при высоких начальных параметрах пара (26 МПа, 540-570 °С) и имеющих стенки корпусов и фланцы большой толщины.

При разработке и эксплуатации турбин приходится сталкиваться с весьма сложными проблемами аэродинамики, теории колебаний, теплопередачи, изменения свойств материалов при высоких температурах и вибрации, автоматического регулирования и контроля турбоустановки.

Схема простейшей турбины

Рис. 1. Схема простейшей турбины

На рис. 1 показана схема простейшей турбины, а на рис. 2 — схема устройства многоступенчатой паровой турбины. Простейшая турбина состоит из соплового аппарата 1, рабочей лопатки 2, вала 3 и диска 4.

Схема устройства многоступенчатой паровой турбины

Рис. 2. Схема устройства многоступенчатой паровой турбины

1 — вал турбины; 2 — диски; 3 — рабочие решетки; 4 — нижняя половина корпуса; 5 — верхняя половина (крышка) корпуса; 6 — диафрагмы (нижние половины); 7, 8 – сопловые решетки; 9 – уплотнения диафрагмы; 10 – сопловая решетка первой ступени давления; 11 – переднее уплотнение; 12 – заднее уплотнение; 13 – опорные подшипники; 14 – упорный подшипник; 15 — соединительная муфта; 16 — червячная передача; 17 — масляный насос; 18 — фундаментные плиты; 19 — регулятор скорости; 20 — масляный бак; 21 — регулятор безопасности; 22 — камера отбора; 23 — окна для отбора пара; 24, 27 — опорные фланцы корпуса; 25, 26 — фланцы опорных блоков

Турбина состоит из вращающейся части — ротора и неподвижной части — статора. К ротору относятся вал и закрепленные на нем диски с рабочими лопатками. Статор включает в себя паровпускные органы, сопловые решетки, подшипники и др. Корпус турбины делается разъемным в горизонтальной плоскости по центровой линии вала. Нижняя его часть опирается на фундамент, а верхняя часть устанавливается на нижнюю и крепится по фланцам с помощью шпилек и гаек. Через паровпускные органы в сопловую коробку вводится свежий пар. Корпус заканчивается выхлопным патрубком, через который отработавший пар отводится из турбины.

Кроме этого:  XCOM 2 не запускается Тормозит Как увеличить FPS Красный экран Вылетает с ошибкой Задержки между ходами

В неподвижных каналах-соплах пар расширяется; при этом его давление и температура снижаются, скорость парового потока возрастает до нескольких сот метров в секунду и соответственно увеличивается его кинетическая энергия.

Она используется в подвижных рабочих лопатках, закрепленных на дисках, насаженных на вал турбины (рис. 2). Между дисками располагаются неподвижные перегородки — диафрагмы с закрепленными в них соплами. Диафрагма и диск с рабочими лопатками образуют ступень турбины.

При большом числе ступеней (20 — 30) турбина состоит из нескольких цилиндров. Частота вращения ротора паровых энергетических турбин обычно составляет 3000 об/мин или 50 с -1 , что соответствует принятой в СНГ частоте переменного тока 50 Гц.

На каждой ступени турбины лишь часть внутренней энергии пара преобразуется в механическую энергию, передаваемую с вала турбины на вал генератора электрического тока. Увеличение числа ступеней приводит к повышению КПД турбинной установки, так как в этом случае каждая ступень «работает» в более оптимальном режиме. Однако увеличение числа ступеней оправдывает себя лишь до определенного предела, так как с ростом числа ступеней турбина усложняется и становится дороже.

Крупные энергоблоки, работающие при высоком и закритическом давлении пара, выполняются с промежуточным перегревом. Пар высоких параметров, совершая работу в турбине, на последних ее ступенях увлажняется, а это приводит к снижению КПД и эрозионному воздействию капелек влаги на лопатки турбины. При использовании же промежуточного перегрева пара не только понижается его конечная влажность, но и повышаются показатели тепловой экономичности цикла. На рис. 3 дана схема одной из наиболее распространенных в нашей энергетике конденсационных турбин К- 300 — 240 мощностью 300 МВт, работающей при начальном давлении пара 240 атм (23,5 МПа). Температура свежего пара принята 540 — 560 °С, частота вращения 3000 об/мин.

Турбина состоит из трех цилиндров: цилиндра высокого давления (ЦВД), цилиндра среднего давления (ЦСД) и цилиндра низкого давления (ЦНД). В двенадцати ступенях ЦВД пар расширяется от указанных выше начальных параметров до давления 4 МПа, после чего направляется в промежуточный пароперегреватель (ПП), установленный в котле, и далее с давлением 3,5 МПа и температурой 540 — 560 °С поступает в ЦСД. В двенадцати головных ступенях ЦСД пар расширяется до давления 0,2 МПа, затем разделяется на два потока: одна треть проходит пять ступеней низкого давления, расположенных в ЦСД, и поступает в конденсатор, а две трети пара по перепускным трубам подаются в ЦНД, где, разделяясь на два потока, проходят по пяти ступеням низкого давления и направляются также в конденсатор. Давление пара за последними ступенями перед входом в конденсатор равно 0,0035 МПа. Разделение пара в части низкого давления на три потока связано с большими объемами пара в последних ступенях. Выпуск всего объема пара через одну решетку приводил бы к недопустимым по соображениям прочности высотам рабочих лопаток. Даже при разделении пара в последних ступенях на три потока высота лопаток составляет 960 мм, а окружная скорость на их вершинах — 540 м/с. При массе последней лопатки 9,8 кг центробежная сила, действующая на нее, равна

Еще более сложны турбины большей мощности. Так, у турбин мощностью 500 МВт делается 4 выхлопа в конденсатор, а у турбины К-800-240 мощностью 800 МВт — шесть выхлопов в конденсатор. В турбине К-1200-240 мощностью 1200 МВт, установленной на Костромской ГРЭС, лопатки последних ступеней имеют длину 1200 мм, но для уменьшения центробежных сил они выполнены из более легкого титанового сплава.

Изменение параметров рабочего тела в активной турбине

Рис. 3. Изменение параметров рабочего тела в активной турбине:

1, 9 — камеры свежего и отработанного пара; 2,4,6 — сопла; 3,5,8 — рабочие лопатки; 7 — диафрагма.

Схема турбины К-300-240

Рис. 4. Схема турбины К-300-240 (z — число ступеней)

Теплофикационные турбины, устанавливаемые на ТЭЦ, могут иметь 1 или 2 регулируемых отбора (например, промышленный и теплофикационный). В теплофикационной турбине Т — 250 — 240 имеются 2 отбора пара для подогрева воды в системе теплоснабжения (из них один регулируемый) и, кроме того, может быть осуществлен предварительный нагрев сетевой воды в специальном подогревателе, встроенном в конденсатор.

Отработавший пар конденсационных турбин и турбин с промышленными и теплофикационными отборами поступает в конденсатор, где поддерживается давление значительно ниже атмосферного. В конденсаторе осуществляется отвод тепла от рабочего тела — пара — при возможно более низкой температуре и давлении с превращением пара в конденсат, идущий вновь на питание котлов. Здесь тепло отдается охлаждающей (циркуляционной) воде. Конденсат не должен смешиваться с охлаждающей водой, имеющей большое количество примесей. Поэтому конденсатор представляет собой теплообменник поверхностного типа.

На рисунке 5 приведена схема конденсатора паровой турбины.

Теплообмен от пара к охлаждающей воде происходит через стенки трубок небольшого диаметра, чаще всего латунных, внутри которых движется охлаждающая вода. В конденсатор поступает влажный пар; температура насыщения конденсирующегося пара tк тем ниже, чем ниже температура циркуляционной воды. При прямоточном водоснабжении, когда вода в конденсатор забирается из реки или пруда, ее температура колеблется от 2 до 20 °С (среднегодовая расчетная температура 10 — 12 °С). Если же водоснабжение является оборотным с охлаждением воды в градирнях, то температура воды меняется в зависимости от времени года от 10 — 12 °С до 35 -40 °С.

Схема конденсатора паровой турбины

Рис.5. Схема конденсатора паровой турбины:
1 – патрубок для выхода воды, 2 – крышка водяных камер, 3 — водяные камеры, 4 – трубные решетки, 5 – корпус конденсатора, 6 – пароприемная горловина, 7 — трубки, 8 — сборник конденсата, 9 — патрубок для подвода воды, 10 — патрубок для удаления воздуха.

Обычно циркуляционная вода в конденсаторе нагревается на 8 -10 °С. При поддержании давления в конденсаторе pк = 0,0035 МПа температура конденсации составляет tk = 26,4 °С. В летнее время, когда температура охлаждающей воды выше среднегодовой расчетной, давление в конденсаторе может повышаться до 0,01 МПа, что соответственно снижает экономичность работы турбоустановки. На одну тонну конденсируемого пара расходуется 50 — 60 т охлаждающей воды.

Для поддержания хороших условий теплообмена и постоянного парциального давления воздуха, а вместе с ним и общего давления в конденсаторе просачивающийся в конденсатор воздух необходимо непрерывно удалять. Для этого устанавливаются воздухоотсасывающие устройства — пароструйные или водоструйные эжекторы.

Конденсат из нижней части конденсатора откачивается конденсатными насосами и подается через подогреватели в котел. Конденсатор устанавливается под турбиной и представляет собой горизонтально расположенный сосуд, сваренный из листовой стали. Внутри корпуса конденсатора на некотором расстоянии от его торцов ввариваются специальные пластины с отверстиями, называемые трубными досками, в которые завальцовываются трубки, образующие поверхности теплообмена. Корпус с торцов закрывается крышками так, что между крышками и трубными досками образуются водяные камеры.

Если в одной из камер установить горизонтальную перегородку, то по-лучим двухходовой конденсатор: охлаждающая вода поступает в нижний (подводящий) патрубок передней камеры, проходит по нижним рядам труб и через заднюю камеру поступает в верхние ряды труб, после чего удаляется из конденсатора.

Для рассмотренной выше турбины К-300-240 Ленинградского металлического завода конденсатор имеет следующие характеристики:

Количество трубок, шт. 19600
Длина трубок, м 8,9
Диаметр dн, мм 28
Диаметр dвн, мм 26
Расход пара при номинальной нагрузке турбины, т/ч 570
Номинальный расход охлаждающей жидкости, т/ч 36000

Источник: Полещук И.З., Цирельман Н.М. Введение в теплоэнергетику: Учебное пособие пособие / Уфимский государственный авиационный технический университет. – Уфа, 2003.

Источник

Общие сведения и состав паротурбинной установки

Тепловой электрической станцией называется комплекс оборудования и устройств, преобразующих энергию топлива в электрическую и (в общем случае) тепловую энергию.

Тепловые электростанции можно классифицировать по различным признакам.

1.По виду используемого топлива тепловые электростанции разделяются на электростанции, работающие на органическом топливе и ядерном топливе.

За электростанциями, работающими на органическом топливе, во времена, когда еще не было атомных электростанций (АЭС), исторически сложилось название тепловых (ТЭС — тепловая электрическая станция). Именно в таком смысле ниже будет употребляться этот термин, хотя все приведенные на рис. 3.1 электростанции также являются тепловыми электростанциями, работающими на принципе преобразования тепловой энергии в электрическую.

В качестве органического топлива для ТЭС используют газообразное, жидкое и твердое топливо. Большинство ТЭС России, особенно в европейской части, в качестве основного топлива потребляют природный газ, а в качестве резервного топлива — мазут, используя последний ввиду его дороговизны только в крайних случаях; такие ТЭС называют газомазутными. Во многих регионах, в основном в азиатской части России, основным топливом является энергетический уголь — низкокалорийный уголь или отходы высококалорийного каменного угля (антрацитовый штыб — АШ). По­скольку перед сжиганием такие угли размалываются в специальных мельницах до пылевидного состояния, то такие ТЭС называют пылеугольными.

2. По назначению и виду отпускаемой энергии электростанции разделяются на районные и промышленные.

Районные электростанции — это самостоятельные электростанции общего пользования, которые обслуживают все виды потребителей района (промышленные предприятия, транспорт, население и т.д.).

Районные электростанции разделяются на:

Конденсационные тепловые электростанции(КЭС) – электростанции, вырабатывающие в основном электроэнергию с использованием конденсационных турбин.

Кроме этого:  Порядок установки стиральных машин по уровню чтобы не прыгали

Эти электростанции часто сохраняют за собой историческое название — (ГРЭС) — государственные районные электростанции.

Теплофикационные электростанции — электростанции, вырабатывающие электрическую и тепловую энергию (в виде пара или горячей воды). Являясь, как и КЭС, тепловыми электростанциями, они отличаются от последних использованием тепла «отработавшего» в турбинах пара для нужд промыш­ленного производства, а также для отопления, кондиционирования воздуха и горячего водоснабжения. Эти электростанции часто сохраняют за собой историческое название — ТЭЦ –теплоэлектроцентрали.

Как правило, ГРЭС и районные ТЭЦ имеют мощность более 1 млн кВт.

Промышленные электростанции — это электростанции, обслуживающие тепловой и электрической энергией конкретные производственные предприятия или их комплекс. Промышленные электростанции входят в состав тех промышленных предприятий, которые они обслуживают. Их мощность определяется потребностями промышленных предприятий в тепловой и электрической энергии и, как правило, она существенно меньше, чем районных ТЭС. Часто промышленные электростанции работают на общую электрическую сеть, но не подчиняются диспетчеру энергосистемы. Ниже рассматриваются только районные электростанции.

3. По типу теплосиловых установок, используемых на ТЭС для преобразования тепловой энергии в механическую энергию вращения роторов турбоагрегатов, различают паротурбинные, газотурбинные и парогазовые электростанции.

Паротурбинные тепловые электростанции имеют в основе паротурбинные установки (ПТУ), которые для преобразования тепловой энергии в механическую используют самую сложную, самую мощную и чрезвычайно совершенную энергетическую машину — паровую турбину. ПТУ — основной элемент ТЭС, ТЭЦ и АЭС.

Газотурбинные тепловые электростанции(ГТЭС) оснащаются газотурбинными установками (ГТУ), работающими на газообразном или, в крайнем случае, жидком (дизельном) топливе. Поскольку температура газов за ГТУ достаточно высока, то их можно использовать для отпуска тепловой энергии внешнему потребителю. Такие электростанции называют ГТУ-ТЭЦ.

Парогазовые тепловые электростанции комплектуются парогазовыми установками (ПГУ), представляющими комбинацию ГТУ и ПТУ, что позволяет обеспечить высокую экономичность. ПГУ-ТЭС могут выполняться конденсационными (ПГУ-КЭС) и с отпуском тепловой энергии (ПГУ-ТЭЦ).

4. По технологической схеме паропроводов ТЭС делятся на блочные ТЭС и на ТЭС с поперечными связями.

Блочные ТЭС состоят из отдельных, как правило, однотипных энергетических установок — энергоблоков. В энергоблоке каждый котел подает пар только для своей турбины, из которой он возвращается после конденсации только в свой котел. По блочной схеме строят все мощные ГРЭС и ТЭЦ, которые имеют так называемый промежуточный перегрев пара.

На ТЭС с поперечными связями работа котлов и турбин обеспечивается по-другому: все котлы ТЭС подают пар в один общий паропровод (коллектор) и от него питаются все паровые турбины ТЭС. По такой схеме строятся КЭС без промежуточного перегрева и почти все ТЭЦ на докритические начальные параметры пара.

5. По уровню начального давления различают ТЭС докритического давления и сверхкритического давления (СКД).

Критическое давление — это 22,1 МПа (225,6 ат). В российской теплоэнергетике начальные параметры стандартизованы: ТЭС и ТЭЦ строятся на докритическое давление 8,8 и 12,8 МПа (90 и 130 ат), и на СКД — 23,5 МПа (240 ат). ТЭС на сверхкритические параметры по техническим причинам выполняются с промежуточным перегревом и по блочной схеме. Часто ТЭС или ТЭЦ строят в несколько этапов — очередями, параметры которых улучшаются с вводом каждой новой очереди.

Общие сведения и состав паротурбинной установки

Паротурбинная установка (ПТУ) — это непрерывно действующий тепловой агрегат, рабочим телом которого является вода и водяной пар. Паротурбинная установка является механизмом для преобразования потенциальной энергии сжатого и нагретого до высокой температуры пара в кинетическую энергиювращенияротора турбины. Включает в себя паровую турбину и вспомогательное оборудование. Паротурбинные установки используются для привода электрогенератора на тепловых и атомных электростанциях.

Принципиальная схема паротурбинной установки для привода электрогенератора изображена на рисунке 3.1.

Рис.3.1. Принципиальная схема паротурбинной установки

Свежий пар из котельного агрегата (1), где он получил тепло от сгорания топлива, поступает в турбину(2) и, расширяясь в ней, совершает механическую работу, вращая ротор электрогенератора (3). После выхода из турбины, пар поступает в конденсатор(4), где происходит его конденсация. Конденсат отработавшего в турбине пара при помощи конденсатного насоса(5) проходит через подогреватель низкого давления (ПНД) (6) в деаэратор(7). Из деаэратора питательный насос (8) подаёт воду через подогреватель высокого давления (ПВД) (9) в котельный агрегат.

Паровая турбина

Паровая турбина — ротативный тепловой двигатель с непрерывным процессом преобразования тепловой энергии рабочего вещества (пара) в механическую работу.

Паровая турбина состоит из двух основных частей (Рис.3.2):

1. Вращающаяся часть — ротор,

2. Неподвижная часть — корпус (статор).

Ротор состоит из вала с неподвижно закрепленным на нем диском с венцом рабочих лопаток. Перед каждым диском с рабочими лопатками укреплен сопловой аппарат, состоящий из нескольких неподвижных сопел, закрепленных в корпусе. Сопла образованы направляющими лопатками.

Рис.3.2. Устройство ступени паровой турбины: а — ступень паровой турбины; б — проточную часть активной турбины; в — проточную часть реактивной турбины; Fа — сила активного воздействия, Fр — реактивная сила, F — полная сила, действующая на рабочую лопатку.

Основным условием работы турбины является наличие разности давлений – перед сопловым аппаратом и за рабочими лопатками.

Сопла, совместно с рабочими лопатками, образуют проточную часть турбины.

Проточная часть, состоящая из одного ряда сопел и одного ряда рабочих лопаток, образует простейшую турбинную ступень.

По принципу действия паровые турбины подразделяются активные и реактивные. Если перед входом в сопло пар имел некоторую начальную скорость и начальное давление (рис.3.2 а и б), то после выхода из сопла в результате расширения пара происходит увеличение его скорости до значения и уменьшение давления пара до значения . Скорость входа пара на рабочую лопатку называется абсолютной скоростью. От абсолютной скорости пара зависит окружная скорость диска с венцом рабочих лопаток и, следовательно, число оборотов вала турбины.

После выхода из сопла пар подается на рабочие лопатки турбины. Если турбина активная, то между ее рабочими лопатками расширения пара не происходит (рис.3.2 б), следовательно, давление пара не меняется. Вращение ротора осуществляется под воздействием силы за счет непосредственного ударного действия потока на лопатки. Следует иметь ввиду, что от абсолютной скорости пара зависит окружная скорость диска с венцом рабочих лопаток и, следовательно, число оборотов вала турбины.

Реактивными турбинами называют такие турбины, у которых расширение пара происходит не только в соплах перед поступлением пара на рабочие лопатки, но и на лопатках самого рабочего колеса. Это достигается тем, что канал, образованный рабочими лопатками выполняется суживающимся (рис.3.2 в). В соплах турбины происходит частичное расширение пара до промежуточного давления .

Дальнейшее расширение пара до давления происходит в каналах между лопатками. Абсолютная скорость пара в сопле увеличивается до значения .

На лопатках, вследствие наличия перепада давлений появляется реактивная отдача, и на рабочую лопатку действует сила . Следует иметь в виду, что и активные турбины нередко работают с некоторой реактивностью т.е., полная сила, действующая на лопатку, складывается из двух составляющих.

Поэтому деление турбин на активные и реактивные является условным; если турбина работает на 50% по реактивному принципу, то такую турбину принято называть реактивной.

Подразделение турбин по количеству ступеней. Одноступенчатыетурбины Комбинация одного ряда (по окружности) сопел и одного венца рабочих лопаток называется активной или реактивной ступенью.

Многоступенчатые турбины. В однодисковой турбине не удается достаточно полно использовать кинетическую энергию струи пара. Значительная часть ее теряется с выходной скоростью пара, покидающего турбину, что снижает КПД турбины. Кроме этого, для генераторов тока чрезмерно высокая частота вращения не требуется. Частота вращения ротора стационарного турбогенератора связана с частотой электрического тока 50 Герц. То есть на двухполюсных генераторах 3000 оборотов в минуту, на четырёхполюсных соответственно 1500 оборотов в минуту. В целях снижения угловой скорости и повышения экономичности работы турбины их выполняют многоступенчатыми — со ступенями давленияи скорости.

Турбины со ступенями давления. В данном случае турбина состоит из нескольких, последовательно расположенных простейших одноступенчатых турбин, являющихся "ступенями" многоступенчатой турбины. Расширение рабочего вещества происходит постепенно, от ступени к ступени. (рис.3.3).

Рис. 3.3. Характер изменения давления и абсолютной скорости в активной турбине.

Можно записать: , где — число оборотов вала турбины; — окружная скорость диска с венцом рабочих лопаток, — скорость выхода пара из сопел, — перепад давления в соплах. Таким образом, чем больше ступеней давления, тем меньше число оборотов вала турбины.

В ступени давления возможно использовать кинетическую энергию не в одном, а в нескольких венцах лопаток, применив ступени скорости. Для этого на ободе диска размещают 2 (редко 3) венца рабочих лопаток, между которыми установлен венец неподвижных направляющих лопаток. Теоретически при 2 ступенях скорости оптимальная окружная скорость будет в 2 раза меньше, чем для одновенечной ступени, использующей тот же перепад давления. Однако много ступеней скорости практически не применяют из-за больших потерь в лопатках. Наиболее распространённым типом турбины можно считать активную паровую турбину с одним двухвенечным диском в первой ступени давления и одновенечными дисками в остальных ступенях.

С увеличением числа ступеней улучшается экономичность, т. к. тепловые потери предыдущей ступени используются в последующей, но растут размеры, масса и стоимость турбины. При небольшом (до 10—15) числе ступеней их размещают в одном корпусе (цилиндре), при большем (до 30—40) — в двух или трёх корпусах. Практически все турбины, кроме мелких вспомогательных, строят многоступенчатыми). Пример схемы компоновки многоцилиндровой паровой турбины приведен на рис.3.4.

Рис.3.4. Пример схемы компоновки многоцилиндровой паровой турбины (характеристики турбины К-300-240, z – число ступеней)

Общий вид ротора двухпоточного цилиндра низкого давления приведен на рис. 3.5.

Источник