Паровая турбина определение: Паровая турбина — урок. Физика, 8 класс.

ПАРОВАЯ ТУРБИНА • Большая российская энциклопедия

ПАРОВА́Я ТУРБИ́НА, тур­би­на, в ко­то­рой в ка­че­ст­ве ра­бо­че­го те­ла ис­поль­зу­ет­ся во­дя­ной пар; слу­жит для пре­об­ра­зо­ва­ния те­п­ло­вой энер­гии па­ра в ме­ха­нич. ра­бо­ту. В от­ли­чие от па­ро­вой ма­ши­ны, в П. т. ис­поль­зу­ют не по­тен­ци­аль­ную, а ки­не­тич. энер­гию па­ра. Осн. на­зна­че­ние П. т. – при­вод (пер­вич­ный дви­га­тель) для ге­не­ра­то­ров элек­трич. то­ка на те­п­ло­вых и атом­ных элек­тро­стан­ци­ях. П. т. и элек­тро­ге­не­ра­тор со­став­ля­ют тур­бо­агре­гат.

Конструкция паровых турбин

Схематический продольный разрез активной паровой турбины с тремя ступенями давления: 1 – кольцевая камера свежего пара; 2 – сопла первой ступени; 3 – лопатки первой ступени; 4 – сопла второй ступени; …

П. т. со­сто­ит из двух осн. час­тей – ро­то­ра с ло­пат­ка­ми (под­виж­ная часть тур­би­ны) и ста­то­ра с со­пла­ми (не­под­виж­ная часть). По­ток па­ра, об­ра­зую­щий­ся в па­ро­вом кот­ле, под вы­со­ким дав­ле­ни­ем по­сту­па­ет че­рез на­прав­ляю­щие (ста­тор с со­пла­ми) на кри­во­ли­ней­ные ло­пат­ки тур­би­ны, за­кре­п­лён­ные по ок­руж­но­сти ро­то­ра, и, воз­дей­ст­вуя на них, при­во­дит ро­тор, за­кре­п­лён­ный на од­ном ва­лу с элек­тро­гене­ра­то­ром, во вра­ще­ние (про­ис­хо­дит пре­об­ра­зо­ва­ние те­п­ло­вой энер­гии па­ра в ме­ха­нич. ра­бо­ту). Ка­ж­дый ряд на­прав­ляю­щих и ло­па­ток на­зы­ва­ет­ся сту­пе­нью тур­би­ны (как пра­ви­ло, П. т. име­ет неск. сту­пе­ней). Кор­пус П. т. с не­сколь­ки­ми сту­пе­ня­ми дав­ле­ния раз­де­ля­ют диа­фраг­ма­ми на отд. ка­ме­ры, в ка­ж­дой из ко­то­рых по­ме­щён один из дис­ков с ло­пат­ка­ми (рис.). Пар мо­жет про­ни­кать из од­ной ка­ме­ры в дру­гую толь­ко че­рез со­пла, рас­по­ло­жен­ные по ок­руж­но­сти диа­фрагм. Дав­ле­ние па­ра сни­жа­ет­ся по­сле ка­ж­дой сту­пе­ни, а ско­ро­сти ис­те­че­ния па­ра ос­та­ют­ся при­мер­но оди­на­ко­вы­ми, что дос­ти­га­ет­ся вы­бо­ром со­от­вет­ст­вую­щих раз­ме­ров со­пел.

Ро­то­ры П. т., пред­на­зна­чен­ные для при­во­да элек­трич. ге­не­ра­то­ров, ра­бо­таю­щих на элек­трич. сеть, име­ют фик­си­ро­ван­ную час­то­ту вра­ще­ния – 3000 об/мин в Рос­сии и 3600 об/мин в США и др. стра­нах. Ро­то­ры П. т., пред­на­зна­чен­ных для др. по­тре­би­те­лей мощ­но­сти, мо­гут иметь др. час­то­ту вра­ще­ния, со­от­вет­ст­вую­щую ха­рак­те­ри­сти­кам обо­ру­до­ва­ния по­тре­би­те­ля (напр., транс­порт­ные тур­би­ны). Дав­ле­ние и темп-ра па­ра пе­ред тур­би­ной оп­ре­де­ля­ют­ся её на­зна­че­ни­ем.

Мощ­ные П. т. име­ют слож­ную кон­струк­цию и боль­шие раз­ме­ры (см. рис. к ст. Кон­ден­са­ци­он­ная тур­би­на). Дли­на все­го аг­ре­га­та мо­жет дос­ти­гать 30 м. П. т. рас­по­ла­га­ет­ся на фун­да­мен­те, пред­став­ляю­щем со­бой мно­го­опор­ную жел.-бе­тон. кон­ст­рук­цию, опи­раю­щую­ся на об­щую фун­да­мент­ную пли­ту. Кон­ст­рук­ция П. т. раз­де­ля­ет­ся на неск. ци­лин­д­ров (час­тей) – вы­со­ко­го дав­ле­ния (ЦВД), сред­не­го дав­ле­ния (ЦСД) и низ­ко­го дав­ле­ния (ЦНД). Обыч­но мощ­ная П. т. име­ет один ЦВД, один или два ЦСД и неск. ЦНД. Пар по­сту­па­ет в тур­би­ну, про­хо­дит че­рез ЦВД по­сле­до­ва­тель­но все сту­пе­ни, да­лее че­рез ЦСД (од­ним или дву­мя па­рал­лель­ны­ми по­то­ка­ми), за­тем, раз­ветв­ля­ясь ещё на неск. па­рал­лель­ных по­то­ков, про­хо­дит ЦНД и сбра­сы­ва­ет­ся в кон­ден­са­тор. Раз­ветв­ле­ние по­то­ков пе­ред кон­ден­са­то­ром не­об­хо­ди­мо для уве­ли­че­ния еди­нич­ной мощ­но­сти тур­би­ны, т. к. од­но­по­точ­ная тур­би­на мо­жет вы­ра­ба­ты­вать ог­ра­ни­чен­ную мощ­ность, ко­то­рая за­ви­сит от дли­ны ра­бо­чих ло­па­ток по­след­ней сту­пе­ни. Для обес­пе­че­ния на­дёж­ной экс­плуа­та­ции П. т. ос­на­ща­ет­ся сис­те­мой безо­пас­но­сти, пре­дот­вра­щаю­щей воз­ник­но­ве­ние и раз­ви­тие ава­рий­ных си­туа­ций. Осн. пре­иму­ще­ст­ва П. т.: вы­со­кая еди­нич­ная мощ­ность, ши­ро­кий диа­па­зон мощ­но­стей, вы­со­кий ре­сурс ра­бо­ты. Не­дос­тат­ки П. т.: вы­со­кая инер­ци­он­ность (дол­гое вре­мя пус­ка и ос­та­но­ва), до­ро­го­виз­на строи­тель­ст­ва и ре­мон­та. В П. т., ис­поль­зуе­мых на ТЭС, дав­ле­ние па­ра мо­жет дос­ти­гать 24 МПа и бо­лее, темп-ра – 545–600 °C; мощ­но­сти П. т., ра­бо­таю­щих на ТЭС, – до 1200 МВт, АЭС – до 1900 МВт. Кпд со­вре­мен­ных П. т. дос­ти­га­ет 40–42%.

Классификация паровых турбин

По прин­ци­пу дей­ст­вия вы­де­ля­ют ак­тив­ные тур­би­ны и ре­ак­тив­ные тур­би­ны. По ко­ли­че­ст­ву сту­пе­ней П. т. под­раз­де­ля­ют на од­но­сту­пен­ча­тые и мно­го­сту­пен­ча­тые тур­би­ны. В од­но­сту­пен­ча­той П. т. не уда­ёт­ся дос­та­точ­но пол­но ис­поль­зо­вать энер­гию па­ра, по­это­му совр. П. т. стро­ят мно­го­сту­пен­ча­ты­ми. По на­прав­ле­нию по­то­ка ра­бо­че­го те­ла вы­де­ля­ют осе­вые (ак­си­аль­ные) П. т. (на­прав­ле­ние по­то­ка сов­па­да­ет с на­прав­ле­ни­ем оси ро­то­ра, наи­бо­лее рас­про­стра­нён­ный тип П. т., ис­поль­зуе­мых для при­во­да элек­тро­ге­не­ра­то­ров) и ра­ди­аль­ные П. т. (по­ток осу­ще­ст­в­ля­ет­ся в ра­ди­аль­ном на­прав­ле­нии ли­бо от оси ро­то­ра к пе­ри­фе­рии дис­ков, ли­бо на­обо­рот – от пе­ри­фе­рии к оси). В за­ви­си­мо­сти от дав­ле­ния па­ра П. т. бы­ва­ют: низ­ко­го (не вы­ше 0,9 МПа), сред­не­го (не вы­ше 4 МПа), вы­со­ко­го (9–14 МПа) и сверх­кри­тич. дав­ле­ния (24 МПа и бо­лее).

В за­ви­си­мо­сти от ха­рак­те­ра те­п­ло­во­го про­цес­са П. т. под­раз­де­ля­ют на 3 груп­пы: кон­ден­са­ци­он­ные тур­би­ны, те­п­ло­фи­ка­ци­он­ные и спец. на­зна­че­ния.

Те­п­ло­фи­ка­ци­он­ные П. т. слу­жат для од­но­врем. по­лу­че­ния элек­трич. и те­п­ло­вой энер­гии. Осн. ко­неч­ный про­дукт та­ких П. т. – те­п­ло­та. ТЭС, на ко­то­рых ус­та­нов­ле­ны те­п­ло­фи­ка­ци­он­ные П. т., на­зы­ва­ют­ся те­п­ло­элек­тро­цен­тра­ля­ми. К те­п­ло­фи­ка­ци­он­ным П. т. от­но­сят­ся тур­би­ны с про­ти­во­дав­ле­ни­ем, с ре­гу­ли­руе­мым от­бо­ром па­ра, а так­же с от­бо­ром и про­ти­во­дав­ле­ни­ем. У тур­бин с про­ти­во­дав­ле­ни­ем от­сут­ст­ву­ет кон­ден­са­тор. От­ра­бо­тав­ший пар, имею­щий дав­ле­ние вы­ше ат­мо­сфер­но­го, по­сту­па­ет в спец. сбор­ный кол­лек­тор, от­ку­да на­прав­ля­ет­ся к те­п­ло­вым по­тре­би­те­лям для тех­но­ло­гич. це­лей (вар­ка, суш­ка, ото­пле­ние и др.). В тур­би­нах с ре­гу­ли­руе­мым от­бо­ром часть па­ра от­во­дит­ся из пер­вой или вто­рой про­ме­жу­точ­ных сту­пе­ней, а ос­таль­ной пар идёт в кон­ден­са­тор. Дав­ле­ние от­би­рае­мо­го па­ра на всех ре­жи­мах ра­бо­ты тур­бо­аг­ре­га­та ав­то­ма­ти­че­ски под­дер­жи­ва­ет­ся по­сто­ян­ным или же ре­гу­ли­ру­ет­ся в за­дан­ных пре­де­лах, с тем что­бы по­тре­би­тель по­лу­чал пар оп­ре­де­лён­но­го ка­че­ст­ва. Су­ще­ст­ву­ет два ви­да те­п­ло­вых по­тре­би­те­лей: про­мыш­лен­ные, где тре­бу­ет­ся пар с дав­ле­ни­ем до 1,3–1,5 МПа (про­из­водств. от­бор), и ото­пи­тель­ные, с дав­ле­ни­ем 0,05–0,25 МПа (те­п­ло­фи­ка­ци­он­ный от­бор). Ес­ли тре­бу­ет­ся пар как про­из­вод­ст­вен­но­го, так и ото­пит. на­зна­че­ния, то в од­ной тур­би­не мо­гут быть осу­ще­ст­в­ле­ны два ре­гу­ли­руе­мых от­бо­ра; ме­сто от­бо­ра (сту­пень тур­би­ны) вы­би­ра­ют в за­ви­си­мо­сти от нуж­ных па­ра­мет­ров па­ра. У тур­бин с от­бо­ром и про­ти­во­дав­ле­ни­ем часть па­ра от­во­дит­ся из пер­вой или вто­рой про­ме­жу­точ­ных сту­пе­ней, а весь от­ра­бо­тав­ший пар на­прав­ля­ет­ся из вы­пу­ск­но­го пат­руб­ка в ото­пит. сис­те­му или к се­те­вым по­до­гре­ва­те­лям.

П. т. спе­ци­аль­но­го на­зна­че­ния обыч­но ра­бо­та­ют на от­брос­ном те­п­ле ме­тал­лур­гич., ма­ши­но­стро­ит. и хи­мич. пред­при­ятий. К ним от­но­сят­ся П. т. «мя­то­го па­ра», с про­ме­жу­точ­ным под­во­дом па­ра (тур­би­ны двух дав­ле­ний) и пред­вклю­чён­ные. П. т. «мя­то­го па­ра» ис­поль­зу­ют от­ра­бо­тав­ший пар низ­ко­го дав­ле­ния по­сле тех­но­ло­гич. про­цес­сов (пар порш­не­вых ма­шин, па­ро­вых мо­ло­тов и прес­сов), ко­то­рый по к.-л. при­чи­нам не мо­жет быть ис­поль­зо­ван для ото­пит. или тех­но­ло­гич. нужд. Дав­ле­ние та­ко­го па­ра обыч­но несколько вы­ше ат­мо­сфер­но­го, и он на­прав­ля­ет­ся в спец. кон­ден­сац. тур­би­ну (тур­би­ну «мя­то­го па­ра»). П. т. двух дав­ле­ний ра­бо­та­ют как на све­жем, так и на от­ра­бо­тав­шем па­ре па­ро­вых ме­ха­низ­мов, под­во­ди­мом в од­ну из про­ме­жу­точ­ных сту­пе­ней. Пред­вклю­чён­ные П. т. пред­став­ля­ют со­бой тур­би­ны с вы­со­ким на­чаль­ным дав­ле­ни­ем и вы­со­ким про­ти­во­дав­ле­ни­ем; весь от­ра­бо­тав­ший пар этих П. т. на­прав­ля­ют да­лее в обыч­ные кон­ден­са­ци­он­ные тур­би­ны.

Историческая справка. 

Пер­вое уст­рой­ст­во, при­во­ди­мое в дви­же­ние па­ром (эо­ли­пил), бы­ло опи­са­но Ге­ро­ном Алек­сан­д­рий­ским. В Рос­сии П. Д. Кузь­мин­ский в нач. 1890-х гг. по­стро­ил и оп­ро­бо­вал су­до­вую П. т. собств. кон­ст­рук­ции.

П. т. по­лу­чи­ла прак­тич. при­ме­не­ние лишь в кон. 19 в., ко­гда та­кие от­рас­ли, как тер­мо­ди­на­ми­ка, ма­ши­но­строе­ние и ме­тал­лур­гия, дос­тиг­ли не­об­хо­ди­мо­го уро­в­ня. К. Г. П. де Ла­валь (1878) и Ч. А. Пар­сонс (1884) соз­да­ли пер­вые про­мыш­лен­но при­год­ные па­ро­вые тур­би­ны. В П. т. Пар­со­нса ис­поль­зо­ван прин­цип по­сту­пен­ча­то­го рас­ши­ре­ния па­ра, ко­то­рый ле­жит в ос­но­ве кон­ст­рук­ции совр. па­ро­вых тур­бин.

В Ев­ро­пе П. т. по­лу­чи­ли все­об­щее при­зна­ние в ка­че­ст­ве при­во­да элек­тро­ге­не­ра­то­ров толь­ко с 1899, ко­гда на элек­тро­стан­ции г. Эль­бер­фельд (Гер­ма­ния) впер­вые бы­ли при­ме­не­ны две П. т. Пар­сон­са мощ­но­стью по 1000 кВт ка­ж­дая.

В до­ре­во­люц. Рос­сии строи­лись как ста­цио­нар­ные, так и су­до­вые П. т. Осо­бен­но боль­шие ус­пе­хи бы­ли дос­тиг­ну­ты рос. кон­ст­рук­то­ра­ми и тех­но­ло­га­ми в 1910–14 в про­ек­ти­ро­ва­нии и из­го­тов­ле­нии П. т. для круп­ных во­ен. ко­раб­лей. Впер­вые отеч. ста­цио­нар­ные П. т. по­строи­ли на ме­тал­лич. за­во­де в С.-Пе­тер­бур­ге (позд­нее Ле­нингр. ме­тал­лич. за­вод, ЛМЗ), на ко­то­ром в 1907 из­го­тови­ли П. т. для при­во­да элек­тро­ге­не­ра­то­ра мощ­но­стью 200 кВт. В 1937 на ЛМЗ вы­пу­ще­на пер­вая кон­ден­са­ци­он­ная двух­ци­лин­д­ро­вая од­но­валь­ная тур­би­на мощ­но­стью 100 МВт; в 1977 по­строе­на и сда­на в экс­плуа­та­цию са­мая круп­ная отеч. кон­ден­са­ци­он­ная тур­би­на мощ­но­стью 1200 МВт. На­чи­ная с 1964 в СССР ос­во­ен вы­пуск П. т. для АЭС.

Конструкция паровых турбин — Уралэнергомаш

Общие представления об устройстве паровых турбин

Основные технические требования к паровым турбинам и их характеристики

Паровая турбина представляет собою роторный лопаточный двигатель, в котором энергия давления поступающего из котла пара сначала преобразуется в кинетическую энергию пара, вытекающего с большой скоростью из сопел, а затем, на лопатках ротора,- в механическую энергию вращения вала. Сопла это направляющие аппараты, предназначенные для преобразования внутренней энергии пара в кинетическую энергию упорядоченного движения молекул.

Схема простейшей паровой турбины представлена на рис. 1.

Основной частью турбины является ротор, состоящий из вала 1 с насаженным на нем рабочим колесом 2, на котором укреплены рабочие лопатки 3 изогнутой формы. Перед диском с рабочими лопатками имеется сопло 4, из которого пар поступает на рабочие лопатки турбины.

1 – вал; 2 – рабочее колесо; 3 – рабочая лопатка; 4 – сопло
Рисунок 3.1– Принцип действия турбины

Сопло и рабочее колесо составляют одну ступень. На рисунке 1.1, таким образом, представлена принципиальная схема одноступенчатой турбины.

Полученный в парогенераторе перегретый пар при температуре 600 С и давлении 30 МПа по паропроводам передаётся в сопла.

Если перед входом в сопло пар имел некоторую начальную скорость и начальное давление (см. рис. 2), то после выхода из сопла в результате расширения пара происходит увеличение его скорости до значения и уменьшение давления до значения . Скорость входа пара на рабочую лопатку называют абсолютной скоростью. Температура пара также при этом значительно понижается.

После выхода из сопла пар подается на рабочие лопатки турбины. Если турбина активная, то между ее рабочими лопатками расширения пара не происходит, следовательно, давление пара не меняется. Абсолютная скорость движения пара уменьшается с до вследствие вращения турбины со скоростью V. V – это окружная или переносная скорость.

Рис.2 – Схема активной турбины

Конструктивно турбина выполняется в виде нескольких ступеней, каждая из которых состоит из одного венца сопловых лопаток и одного венца рабочих лопаток.

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.

Изменение параметров пара в реактивной ступени турбины показано на рис. 3. 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 , а в началах между лопатками уменьшается из-за вращения лопаток до значения .

Рис.3 – Схема работы реактивной турбины

В настоящее время турбины выполняют многоступенчатыми, причем водной и той же турбине могут быть как активные, так и реактивные ступени.

Устройство паровой турбины

Турбина состоит из трех цилиндров (ЦВД, ЦСД и ЦНД), нижние половины корпусов которых обозначены соответственно 39, 24 и18. Каждый из цилиндров состоит из статора, главным элементом которого являются неподвижный корпус, и вращающегося ротора. К полумуфте 12 присоединяется полумуфта ротора электрогенератора (не показан), а к нему — ротор возбудителя. Цепочка из собранных отдельных роторов цилиндров, генератора и возбудителя называется валопроводом. Его длина при большом числе цилиндров (а самое большое их число в современных турбинах — 5) может достигать 80 м.

Рис.4 Устройство паровой турбины

Валопровод вращается во вкладышах 42, 29, 23, 20 и т.д. опорных подшипников скольжения на тонкой масляной пленке Как правило, каждый из роторов размещают на двух опорных подшипниках. Расширяющийся в турбине пар заставляет вращаться каждый из роторов, возникающие на них мощности складываются и достигают на полумуфте 12 максимального значения.

Каждый из роторов помещают в корпус цилиндра (см., например, поз. 24). При больших давлениях (а в современных турбинах оно может дос­тигать 30 МПа » 300 ат) корпус цилиндра (обычно ЦВД) выполняют двухстенным (из внутреннего 35 и внешнего 46 корпусов). Это уменьшает разность давлений на каждый из корпусов, позволяет сделать его стенки более тонкими, облегчает затяжку фланцевых соединений и позволяет турбине при необходимости быстро изменять свою мощность.

Все корпуса в обязательном порядке имеют горизонтальные разъемы 13, необходимые для установки роторов внутри цилиндров при монтаже, а также для легкого доступа внутрь цилиндров при ревизиях и ремонтах. Пар внутри турбины имеет высокую температуру, а ротор вращается во вкладышах на масляной пленке, температура масла которой как по соображениям пожаробезопасности, так и необходимости иметь определенные смазочные свойства, не должна превышать 100 °С (а температура подаваемого и отводимого масла должна быть еще ниже). Поэтому вкладыши подшипников выносят из корпусов цилиндров и размещают их в специальных строениях — опорах Таким образом, вращающиеся концы каждого из роторов соответствующего цилиндра необходимо вывести из невращающегося статора, причем так, чтобы с одной стороны исключить какие-либо (даже малейшие) задевания ротора о статор, а с другой — не допустить значительную утечку пара из цилиндра в зазор между ротором и статором, так как это снижает мощность и экономичность турбины. Поэтому каждый из цилиндров снабжают концевыми уплотнениями (см. поз. 40, 32, 19) специальной конструкции.

Турбина устанавливается в главном корпусе ТЭС на верхней фундаментной плите. В плите выполняются прямоугольные окна по числу цилиндров, в которых размещаются нижние части корпусов цилиндров, а также осуществляется вывод трубопроводов, питающих регенеративные подогреватели, паропроводы свежего и вторично перегретого пара, переходный патрубок к конденсатору.

После изготовления турбина проходит контрольную сборку и опробование на заводе-изготовителе. После этого ее разбирают на более-менее крупные блоки, доводят до хорошего товарного вида, консервируют, упаковывают в деревянные ящики и отправляют для монтажа на ТЭС.

При работе турбины пар из котла по одному или нескольким паропроводам (это зависит от мощности турбины) поступает сначала к главной паровой задвижке, затем к стопорному (одному или нескольким) и, наконец, к регулирующим клапанам (чаще всего — 4). От регулирующих клапанов (на рис. 4 не показаны) пар по перепускным трубам 1 (на рис. 4 их четыре: две из них присоединены к крышке 46 внешнего корпуса ЦВД, а две других подводят пар в нижние половины корпуса) подается в паровпускную камеру 33 внутреннего корпуса ЦВД. Из этой полости пар попадает в проточную часть турбины и, расширяясь, движется к выходной камере ЦВД 38. В этой камере в нижней половине корпуса ЦВД имеются два выходных патрубка 37. К ним приварены паропроводы, направляющие пар в котел для промежуточного перегрева.

Вторично перегретый пар по трубопроводам поступает через стопорный клапан (не показан на рис. 4) к регулирующим клапанам 4, а из них — в паровпускную полость ЦСД 26. Далее пар расширяется в проточной части ЦСД и поступает в его выходной патрубок 22, а из него — в две перепускные трубы 6 (иногда их называют ресиверными), которые подают пар в паровпускную камеру ЦНД 9. ЦВД и ЦСД, ЦНД почти всегда выполняют двухпоточными: попав в камеру 9, пар расходится на два одинаковых потока и, пройдя их, поступает в выходные патрубки ЦНД 14. Из них пар направляется вниз в конденсатор. Перед передней опорой 41 располагается блок регулирования и управления турбиной 44. Его механизм управления 43 позволяет пускать, нагружать, разгружать и останавливать турбину.

Уплотнение представлено на рис. 5.

Рис.5. Лабиринтное уплотнение для валов турбин

В обойме 7, имеющей такую же конструкцию, как и обойма диафрагм выполнена кольцевая расточка 1, в которую вставляются сегменты уплотнений 3 (по три сегмента в каждую половину обоймы). Сегменты имеют тонкие (до 0,3 мм) кольцевые гребни, устанавливаемые по отношению к валу с очень малым зазором (0,5—0,6 мм). Совокупность кольцевых щелей между гребнями 4 и кольцевыми выступами 6 и кольцевых камер между ними называется лабиринтовым уплотнением. Высокое гидравлическое сопротивление, которым оно обладает, обеспечивает малую утечку пара помимо проточной части турбины.

Типичная рабочая лопатка (рис. 6) состоит из трех основных элементов: профильной части 1; хвостовика 2, служащего для крепления лопатки на диске; шипа 6 прямоугольной, круглой или овальной формы, выполняемого на торце профильной части лопатки за одно целое.

Рис.6.Рабочая лопатка ЦВД и ЦСД

Лопатки изготавливаются из нержавеющей стали, содержащей 13 % хрома, методом штамповки и последующего фрезерования и набираются на диске через два специальных колодца, в которые затем устанавливаются замковые лопатки с хвостовиками специальной формы.

Отдельно прокатывают бандажную ленту 7, в которой пробивают отверстия, соответствующие форме шипов и расстоянию между ними. Лента нарезается на куски со строго рассчитанным числом объединяемых лопаток. Бандажная лента надевается на шипы, которые затем расклепываются. Ряд соседних лопаток (обычно от 5 до 14), объединенных бандажной лентой (бандажом), называется пакетом рабочих лопаток. Главная цель пакетирования — обеспечить вибрационную надежность рабочих лопаток (не допустить их поломки от усталости вследствие колебаний). После расклепки шипов на бандажах рабочих лопаток ротор устанавливают на токарный станок и окончательно протачивают гребни уплотнений.

На рис. 6 показана лишь одна из типичных конструкций, которые отличаются большим разнообразием как типов хвостовиков, так и бандажей. В современных конструкциях бандажи фрезеруют заодно с профильной частью (с шириной бандажа, равной шагу лопаток), иногда соединяют рабочие лопатки в пакете сваркой.

Рис.7 Ротор двухпоточного ЦНД мощной турбины

На рис. 7 показан двухпоточный ротор ЦНД в процессе обработки на токарном станке. Первые две ступени имеют ленточ­ные бандажи, а последние ступени — две проволочные связи.

Главным элементом проточной части турбины, определяющим весь ее облик, является рабочая лопатка последней ступени. Чем большую длину она имеет и чем на большем диаметре она установлена (иными словами, чем больше площадь для прохода пара последней ступени), тем более экономичнее турбина. Поэтому история совершенствования турбин — это история создания последних ступеней. В начале 50-х годов ЛМЗ была разработана рабочая лопатка длиной 960 мм для последней ступени со средним диаметром 2,4 м, и на ее базе созданы турбины мощностью 300, 500 и 800 МВт. В конце 70-х была создана новая рабочая лопатка длиной 1200 мм для ступени со средним диаметром 3 м. Это позволило создать новую паровую турбину для ТЭС мощностью 1200 МВт и для АЭС мощностью 1000 МВт.

Рис.8 Опора валопровода

На рис. 8 показана одна из опор валопровода. Основанием 12 нижняя половина корпуса 2 устанавливается на фундаментную раму (на рисунке не показана). В расточку корпуса на колодках 1, 4 и 10 помещается нижняя половина вкладыша 3. Внутренняя поверхность 8 обеих половин вкладыша выполнена цилиндрической или овальной и залита баббитом, — легкоплавким антифрикционным сплавом на основе олова, допускающего вращение ротора на очень низкой частоте вращения даже при отсутствии смазки. Прямо на поверхность вкладыша 8 и на аналогичную поверхность соседнего вкладыша при монтаже турбины укладывается ротор. Сверху его накрывают верхней половиной вкладыша и притягивают к нижней половине шпильками, ввинчиваемыми в отверстия 9. Затем устанавливается крышка корпуса подшипника.

Масло для смазки шеек валов подается насосами из масляного бака, установленного на нижней отметке конденсационного помещения. Размер масляного бака зависит от мощности турбины: чем больше мощность, тем больше цилиндров и, следовательно, роторов и их опор, требующих смазки. Кроме того, с ростом мощности растет диаметр шеек, и эти два обстоятельства требуют большого расхода масла и соответственно масляного бака большой емкости, достигающей 50—60 м3. Для смазки подшипников используется либо специальное (турбинное) минеральное масло, либо синтетические негорючие масла. Последние намного дороже, но зато пожаробезопаснее.

От насосов по трубопроводам масло, пройдя через маслоохладители, поступает к емкостям, располагаемым в крышках подшипника, а из них — к отверстиям 6 и к выборке 7, раздающей масло на всю ширину шейки вала. Масло за счет гидродинамических сил «загоняется» под шейку вала, и таким образом вал «плавает» на масляной пленке, не касаясь баббитовой заливки. Масло, пройдя под шейкой вала, выходит через торцевые зазоры вкладыша и стекает на дно корпуса подшипника, откуда самотеком направляется обратно в масляный бак. Вкладыш опоры показан на рис. 9.

Рис.9 Опорный вкладыш опоры валопровода

Типы паровых турбин и области их использования

Для понимания места и роли паровых турбин рассмотрим их общую классификацию. Из большого разнообразия используемых паровых турбин, прежде всего можно выделить турбины транспортные и стационарные.

Транспортные паровые турбины чаще всего используются для привода гребных винтов крупных судов.

Стационарные паровые турбины — это турбины, сохраняющие при эксплуатации неизменным свое местоположение. В настоящей книге рассматриваются только стационарные паровые турбины.

В свою очередь стационарные паровые турбины можно классифицировать по ряду признаков.

1. По назначению различают турбины энергетические, промышленные и вспомогательные.

Энергетические турбины служат для привода электрического генератора, включенного в энергосистему, и отпуска тепла крупным потребителям, например жилым районам, городам и т.д. Их устанавливают на крупных ГРЭС, АЭС и ТЭЦ. Энергетические турбины характеризуются, прежде всего, большой мощностью, а их режим работы — постоянной частотой вращения, определяемой постоянством частоты сети.

Основным производителем энергетических паровых турбин в России является Ленинградский металлический завод (Санкт-Петербург). Он выпускает мощные паровые турбины для ТЭС (мощностью 1200, 800, 500, 300 и 200 МВт), ТЭЦ (мощностью 180, 80 и 50 МВт и менее), АЭС (мощностью 1000 МВт).

Другим крупным производителем энергетических паровых турбин является Турбомоторный завод (ТМЗ, г. Екатеринбург). Он выпускает только теплофикационные турбины (мощностью 250, 185, 140, 100 и 50 МВт и менее).

На ТЭС России установлено достаточно много мощных паровых тур­бин Харьковского турбинного завода (ХТЗ, Украина) (мощностью 150, 300 и 500 МВт). Им же произведены все паровые турбины, установленные на АЭС России мощностью 220, 500 и 1000 МВт.

Таким образом, в настоящее время в России функционирует всего два производителя мощных паровых турбин. Если говорить о зарубежных производителях турбин, то их число также является небольшим. Большинство из них являются транснациональными объединениями. В Европе главными производителями паровых турбин являются компании Siemens (Германия), Acea Brown Bovery (ABB, германско-швейцарское объединение), GEC-Alsthom (англо-французское объединение), Scoda (Чехия). В США производителями мощных энергетических турбин являются компании General Electric и Westinghouse, в Японии — Hitachi, Toshiba, Mitsubisi. Все перечисленные производители выпускают паровые турбины вплоть до мощности 1000 МВт и выше. Технический уровень некоторых из них не только не уступает нашим производителям, но и превосходит их.

Промышленные турбины также служат для производства тепловой и электрической энергии, однако их главной целью является обслуживание промышленного предприятия, например, металлургического, текстильного, химического, сахароваренного и др. Часто генераторы таких турбин работают на маломощную индивидуальную электрическую сеть, а иногда используются для привода агрегатов с переменной частотой вращения, например воздуходувок доменных печей. Мощность промышленных турбин существенно меньше, чем энергетических. Основным производителем промышленных турбин в России является Калужский турбинный завод (КТЗ).

Вспомогательные турбины используются для обеспечения технологического процесса производства электроэнергии — обычно для привода питательных насосов и воздуходувок котлов.

Питательные насосы энергоблоков мощностью вплоть до 200 МВт приводятся электродвигателями, а мощностью выше — с помощью паровых турбин, питаемых паром из отбора главной турбины. Например, на энергоблоках мощностью 800 и 1200 МВт установлено соответственно по два и три питательных турбонасоса мощностью 17 МВт каждый, на энергоблоках мощностью 250 (для ТЭЦ) и 300 МВт — один питательный турбонасос мощностью 12 МВт; на энергоблоках мощностью 1000 МВт для АЭС используется два питательных насоса мощностью 12 МВт.

Котлы энергоблоков мощностью 800 и 1200 МВт оборудованы соответственно двумя и тремя воздуходувками, привод которых осуществляется также паровыми турбинами мощностью по 6 МВт каждая. Основным производителем вспомогательных паровых турбин в России является КТЗ.

2. По виду энергии, получаемой от паровой турбины, их делят на конденсационные и теплофикационные.

В конденсационных турбинах (типа К) пар из последней ступени отводится в конденсатор, они не имеют регулируемых 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 электроэнергии, поэтому они являются основными агрегатами мощных ТЭС и АЭС. Мощность самых крупных конденсационных турбоагрегатов достигает 1000—1500 МВт.

Теплофикационные турбины имеют один или несколько регулируемых отборов пара, в которых поддерживается заданное давление. Они предназначены для выработки тепловой и электрической энергии, и мощность самой крупной из них составляет 250 МВт. Теплофикационная турбина может выполняться с конденсацией пара и без нее. В первом случае она может иметь отопительные отборы пара (турбины типа Т) для нагрева сетевой воды для обогрева зданий, предприятий и т.д., или производственный отбор пара (турбины типа П) для технологических нужд промышленных предприятий, или тот и другой отборы (турбины типа ПТ и ПР). Во втором случае турбина носит название турбины с противодавлением (турбины типа Р). В ней пар из последней ступени направляется не в конденсатор, а обычно производственному потребителю. Таким образом, главным назначением турбины с противодавлением является производство пара заданного давления (в пределах 0,3—3 МПа). Турбина с противодавлением может также иметь и регулируемый теплофикационный или промышленный отбор пара, и тогда она относится к типу ТР или ПР.

Теплофикационные турбины с отопительным отбором пара (типа Т) спроектированы так, чтобы при максимальной теплофикационной нагрузке ступени, расположенные за зоной отбора, мощности не вырабатывали. В последние годы ряд турбин проектируются так, что даже при максимальной нагрузке последние ступени вырабатывают мощность. Такие турбины относятся к типу ТК.

3. По используемым начальным параметрам пара паровые турбины можно разделить на турбины докритического и сверхкритического начального давления, перегретого и насыщенного пара, без промежуточного перегрева и с промежуточным перегревом пара.

Как уже известно критическое давление для пара составляет примерно 22 МПа, поэтому все турбины, начальное давление пара перед которыми меньше этого значения, относятся к паровым турбинам докритического начального давления. В России стандартное докритическое давление для паровых турбин выбрано равным 130 ат (12,8 МПа), кроме того, имеется определенный процент турбин на начальное давление 90 ат (8,8 МПа). На докритические параметры выполняются все паровые турбины для АЭС и ТЭЦ (кроме теплофикационной турбины мощностью 250 МВт), а также турбины мощностью менее 300 МВт для ТЭС. Докритическое начальное давление зарубежных паровых турбин обычно составляет 16—17 МПа, а максимальная единичная мощность достигает 600—700 МВт.

Все мощные конденсационные энергоблоки (300, 500, 800, 1200 МВт), а также теплофикационный энергоблок мощностью 250 МВт выполняют на сверхкритические параметры пара (СКД) — 240 ат (23,5 МПа) и 540 °С. Переход от докритических параметров пара к СКД позволяет экономить 3—4 % топлива.

Все турбины ТЭС и ТЭЦ работают перегретым паром, а АЭС — насыщенным (с небольшой степенью влажности).

Все мощные конденсационные турбины на докритические и сверхкритические параметры пара выполняют с промежуточным перегревом. Из теплофикационных турбин только турбина ЛМЗ на докритические параметры мощностью 180 МВт и турбина ТМЗ на СКД мощностью 250 МВт имеют промежуточный перегрев. Устаревшие конденсационные турбины мощностью 100 МВт и менее и многочисленные теплофикационные паровые турбины вплоть до мощности 185 МВт строятся без промперегрева.

4. По зоне использования турбин в графике электрической нагрузки паровые турбины можно разделить на базовые и полупиковые. Базовые турбины работают постоянно при номинальной нагрузке или близкой к ней. Они проектируются так, чтобы и турбина, и турбоустановка имели максимально возможную экономичность. К этому типу турбин следует, безусловно, отнести атомные и теплофикационные турбины. Полупиковыетурбины создаются для работы с периодическими остановками на конец недели (с ночи пятницы до утра в понедельник) и ежесуточно (на ночь). Полупиковые турбины (и турбоустановки) с учетом их малого числа часов работы в году выполняют более простыми и соответственно более дешевыми (на сниженные параметры пара, с меньшим числом цилиндров). Электроэнергетика России в силу ряда причин всегда страдала от недостатка в энергосистеме полупиковых мощностей. Примерно 25 лет назад ЛМЗ спроектировал полупиковую конденсационную турбину мощностью 500 МВт на параметры 12,8 МПа, 510 °С/510 °С. Головной образец этой турбины предполагалось установить на Лукомльской ГРЭС (б. Белоруссия). Однако до сих пор ни одной специальной полупиковой турбины в России не работает. Вместе с тем в Японии и США работают десятки полупиковых турбин упрощенной конструкции.
5. По конструктивным особенностям паровые турбины можно классифицировать по числу цилиндров, частоте вращения и числу валопроводов.

По числу цилиндров различают турбины одно- и многоцилиндровые. Количество цилиндров определяется объемным пропуском пара в конце процесса расширения. Чем меньше плотность пара, т.е. меньше его конечное давление, и чем больше мощность турбины, т.е. больше массовый расход, тем больше объемный пропуск и соответственно требуемая площадь для прохода пара через рабочие лопатки последней ступени. Однако если рабочие лопатки делать длиннее, а радиус их вращения больше, то центробежные силы, отрывающие профильную часть лопатки, могут возрасти настолько, что лопатка оторвется. Поэтому с увеличением мощности сначала переходят на двухпоточный ЦНД, а затем увеличивают их число. Конденсационные турбины можно выполнить одноцилиндровыми вплоть до мощности 50—60 МВт, двухцилиндровыми — до 100—150 МВт, трехцилиндровыми — до 300 МВт, четырехцилиндровыми — до 500 МВт, пятицилиндровыми — вплоть до 1300 МВт.

По частоте вращения турбины делятся на быстроходные и тихоходные. Быстроходные турбины имеют частоту вращения 3000 об/мин = 50 об/с. Они приводят электрогенератор, ротор которого имеет два магнитных полюса, и поэтому частота вырабатываемого им тока равна 50 Гц. На эту частоту строят большинство паровых турбин для ТЭС, ТЭЦ и частично для АЭС в нашей стране и почти во всем мире. В Северной Америке и на части территории Японии быстроходные турбины строят на частоту вращения 3600 об/мин = 60 об/с, так как там принятая частота сети равна 60 Гц.

Ранее в говорилось о том, что поскольку из-за низких начальных параметров работоспособность пара в турбинах АЭС мала, а снижение капитальных затрат требует увеличения мощности, т.е. массы пропускаемого пара, то объемный расход на выходе из турбины оказывается столь значительным, что оказывается целесообразным переход на меньшую частоту вращения. Так как число магнитных полюсов в электрогенераторе должно быть целым и четным, то переход на использование четырехполюсного электрогенератора и получения той же частоты сети, что и при двухполюсном электрогенераторе, требует снижения частоты вдвое. Таким образом, тихоходные турбины в нашей стране имеют частоту вращения 1500 об/мин = 25 об/с.

Рис.10 Тихоходная турбина насыщенного пара мощностью 1160 МВт для американской АЭС

На рис. 10 показана тихоходная атомная турбина фирмы ABB мощностью 1160 МВт на частоту вращения 30 об/с. Гигантские размеры турбины хорошо видны в сравнении с фигурой человека, стоящего у средней опоры ее валопровода. Турбина не имеет ЦСД, и пар из ЦВД направляется в два горизонтальных сепаратора-пароперегревателя (СПП), а из них — раздается на три двухпоточных ЦНД. По такой же схеме на частоту вращения 25 об/с построены энергоблоки мощностью 1000 МВт на Балаковской и Ростовской АЭС.

Для АЭС, построенных для теплых климатических условий, т.е. для высокой температуры охлаждающей воды и соответственно высокого давления в конденсаторе), можно строить и быстроходные атомные турбины (рис. 11). Пар к ЦВД турбины поступает из реакторного отделения по четырем паропроводам 11. Пройдя ЦВД, пар поступает к СПП 10 вертикального типа, а после них с помощью ресивера 3 раздается на три одинаковых двухпоточных ЦНД 4. Под каждым ЦНД установлен свой конденсатор, также хорошо видный на макете.

По числу валопроводов различают турбины одновальные (имеющие один валопровод — соединенные муфтами роторы отдельных цилиндров и генератора) и двухвальные(имеющие два валопровода каждый со своим генератором и связанные только потоком пара). На российских тепловых электростанциях используют только одновальные турбины.В начале 70-х годов на Славянской ГРЭС на Украине построена единственная двухвальная турбина мощностью 800 МВт, да и то потому, что в то время не было электрогенератора мощностью 800 МВт.

Рис.11 Быстроходная атомная турбина мощностью 1093 МВт для испанской АЭС (“ Трилло”), построенная фирмой Siemens

Для обозначения типов турбин ГОСТ предусматривает специальную маркировку, состоящую из буквенной и числовой частей. Буквенная часть указывает тип турбины, следующее за ней число — номинальную мощность турбины в мегаваттах. Если необходимо указать и максимальную мощность турбины, то ее значение приводят через косую черту. Следующее число указывает номинальное давление пара перед турбиной в МПа: для теплофикационных турбин далее через косую черту указывают давление в отборах или противодавление в МПа. Наконец, последняя цифра, если она имеется, указывает номер модификации турбины, принятый на заводе-изготовителе.

Приведем несколько примеров обозначений турбин.

Турбина К-210-12,8-3 — типа К, номинальной мощностью 210 МВт с начальным абсолютным давлением пара 12,8 МПа (130 кгс/см2), третьей модификации.

Трубина П-6-3,4/0,5 — типа П, номинальной мощностью 6 МВт, с на­чальным абсолютным давлением пара 3,4 МПа и абсолютным давлением отбираемого пара 0,5 МПа.

Турбина Т-110/120-12,8 — типа Т, номинальной мощностью 110 МВт и максимальной мощностью 120 МВт, с начальным абсолютным давлением пара 12,8 МПа.

Турбина ПТ-25/30-8,8/1 — типа ПТ, номинальной мощностью 25 МВт и максимальной мощностью 30 МВт, с начальным абсолютным давлением пара 8,8 МПа (90 ат) и абсолютным давлением отбираемого пара 1 МПа.

Турбина Р-100/105-12,8/1,45 — типа Р, номинальной мощностью 100 МВт максимальной мощностью 105 МВт, с начальным абсолютным давлением пара 12,8 МПа и абсолютным противодавлением 1,45 МПа.

Турбина ПР-12/15-8,8/1,45/0,7 — типа ПР, номинальной мощностью 12 МВт и максимальной мощностью 15 МВт, с начальным абсолютным давлением 8,8 МПа, давлением в отборе 1,45 МПа и противодавлением 0,7 МПа.

Основные технические требования к паровым турбинам и их характеристики

Для того чтобы увидеть, насколько совершенной машиной является паровая турбина, достаточно рассмотреть технические требования, предъявляемые к ней. Они сформулированы в государственных стандартах (ГОСТ). Здесь мы остановимся только на наиболее важных из них.

Прежде всего, к турбине предъявляется ряд требований, которые мож­но охватить одним термином — надежность. Надежность технического объекта — это его свойство выполнять заданные функции в заданном объеме при определенных условиях функционирования. Применительно к паровой турбине надежность — это бесперебойная выработка мощности при предусмотренных затратах топлива и установленной системе эксплуатации, технического обслуживания и ремонтов, а также недопущения ситуаций, опасных для людей и окружающей среды.

Важно подчеркнуть, что понятие надежности включает в себя и понятие экономичности. Бесперебойно работающая турбина, работающая с низкой экономичностью из-за износа или с ограничением мощности из-за внутренних неполадок, не может считаться надежной. Надежность — это комплексное свойство, характеризуемое такими подсвойствами, как безотказность, долговечность, ремонтопригодность, сохраняемость, управляемость, живучесть, безопасность. Не вдаваясь в строгие определения этих подсвойств, отметим главные из них.

Безотказность — это свойство турбины непрерывно сохранять работоспособное состояние в течение некоторой наработки. Средняя наработка на отказ для турбин ТЭС мощностью 500 МВт и более должна быть не менее 6250 ч, а меньшей мощности — не менее 7000 ч, а для турбин АЭС — не менее 6000 ч. Если учесть, что в календарном году 8760 ч и что какое-то время турбина не работает (например, по указанию диспетчера энергосистемы), то это означает, что отказы по вине турбины в среднем должны происходить не чаще 1 раза в год.

Полный установленный срок службы турбины ТЭС должен быть не менее 40 лет, а турбин АЭС — не менее 30 лет. При этом оговаривается два важных обстоятельства. Первое: этот срок службы не относится к быстро­изнашивающимся деталям, например, рабочим лопаткам, уплотнениям, крепежным деталям. Для таких деталей важен средний срок службы до капитального ремонта (межремонтный период). В соответствии с ГОСТ он должен быть не менее 6 лет (кроме того, на ТЭС и АЭС реализуется плановая система текущих и планово-предупредительных ремонтов).

Для турбин ТЭС, а точнее для их деталей, работающих при температуре свыше 450 °С, кроме такого показателя долговечности, как срок службы, вводится другой показатель — ресурс — суммарная наработка турбины от начала эксплуатации до достижения предельного состояния. На этапе проектирования предельное состояние определяется как назначенный ресурс. По определению — это ресурс, при достижении которого эксплуатация турбины должна быть прекращена независимо от ее технического состояния. На самом деле при достижении назначенного ресурса турбина может сохранить значительную дополнительную работоспособность (остаточный ресурс) и, учитывая ее высокую стоимость, срок работы турбины продляют. Учитывая нелогичность применительно к турбине термина «назначенный ресурс», стали употреблять термин «расчетный ресурс». Таким образом, расчетный (назначенный) ресурс — это наработка турбины, которая гарантируется заводом-изготовителем; при ее достижении должен быть рассмотрен вопрос о ее дальнейшей эксплуатации.

ГОСТ не регламентирует расчетного ресурса (он должен быть установлен в технических условиях или техническом задании на ее проектирование в каждом конкретном случае). Долгие годы расчетный ресурс составлял 100 тыс. ч, сейчас — как правило, 200 тыс. ч. Важнейшим требованием к турбине является высокая экономичность. Коэффициент полезного действия турбины оценивается по КПД ее цилиндров.

Коэффициент полезного действия цилиндра характеризуется той долей работоспособности пара, которую удалось преобразовать в механическую энергию. Наивысшую экономичность имеет ЦСД: в хороших турбинах он составляет 90—94 %. Коэффициент полезного действия ЦВД и ЦНД существенно меньше и в среднем составляет 84—86 %. Это уменьшение обусловлено существенно более сложным характером течения пара в решетках очень малой (несколько десятков миллиметров в первых ступенях ЦВД) и очень большой (1 м и более) в последних ступенях ЦНД высотой решеток. Рассчитать это течение и подобрать под него профили лопаток затруднительно даже при современных вычислительных средствах. Кроме того, значительная часть проточной части ЦНД работает влажным паром, капли влаги имеют скорость существенно меньшую, чем пар, и оказывают на вращающиеся рабочие лопатки тормозящее действие.

Кроме приведенных технических требований ГОСТ содержит многочисленные другие требования, в частности, к системе защиты турбины при возникновении аварийных ситуаций, к маневренности (диапазон длительной работы — обычно 30—100 % номинальной мощности; продолжительности пуска и остановки, число возможных пусков и т.д.), к системе регулирования и управления турбиной, к ремонтопригодности и безопасности (пожаробезопасности, уровня вибрации, шума и т.д.), методов контроля параметров рабочих сред (пара, масла, конденсата), транспортирования и хранения.

Источник: Языки программирования — Life-prog

Паровая турбина

Основные преимущества:
— Усовершенствованная, работающая в режиме реального времени SCADA;
Открытый контроль, мультиконтроль, контроль в реальном времени;
— Многофункциональное программное обеспечение для сбора, обработки, сравнения, хранения, управления информацией на основе Labview;
— Плата сбора данных National Instruments DAB. Скорость передачи данных до 250 000 сигналов в секунду;
— Упражнения для обучения калибровке датчиков. Важность проверки точности показаний датчиков перед проведением измерений;
— Лаборатория позволяет выполнять прикладные исследования, реальное промышленное моделирование, проводить учебные курсы и курсы повышения квалификации;
— Дистанционное управление установкой и контроль за лабораторией. Удаленный контроль техническими специалистами EDIBON;
— 4 уровня безопасности: механический, электрический, электронный, программное обеспечение;
— Лаборатория разработана и изготовлена в соответствии с несколькими стандартами качества.
— Возможность дальнейшего расширения и интеграции. Использование системы EDIBON Scada-Net (ESN) позволяющей нескольким студентам работать одновременно посредством локальной сети.

Введение.
Паровая турбина представляет собой устройство, которое позволяет извлекать тепловую энергию из сжатого пара и использовать ее для вращения вала. Турбина имеет несколько лопастей, которые вращаются при прохождении через них подаваемого на высокой скорости пара. Пар расширяется и охлаждается, проходя через лопасти турбины. Турбины используют пар высокого давления для вращения электрогенераторов. Паровая турбина TTVC с компьютерным управлением, позволяет изучать, в сочетании с парогенератором, паротурбинную электростанцию.

Общее описание.
Паровая турбина TTVC с компьютерным управлением состоит из одноступенчатой импульсной паровой турбины. Она включает в себя инжектор, систему торможения, охлаждаемый конденсатор, механизмы безопасности, все необходимые средства управления и приборы. Перед входом в форсунку пар проходит через два, управляемых компьютером и подключенных последовательно, электромагнитных клапана. Пар проходит через инжектор и подается на лопасти турбины под углом 20º.
После прохождения через турбину, пар расширяется и собирается в конденсаторе. Он конденсируется в катушке, через которую циркулирует холодная вода. Нагрузка на турбину передается при помощи системы торможения соединенной с валом турбины для измерения крутящего момента. Нагрузка подается при помощи ремня, который, для изменения крутящего момента, натягивается вручную при помощи специального винта.
На выходе из конденсатора стоит электромагнитный клапан.
Давление, температура, расход, скорость вала турбины, сила торможения измеряются с помощью датчиков. Измерительная аппаратура позволяет измерять крутящий момент тормоза, потребление механической мощности, расход пара и поток пара.
Устройство оборудовано предохранительными устройствами: реле давления, предохранительный клапан для конденсатора, защитные экраны из полиметилметакрилата.
Для работы с устройством TTVC требуется парогенератор с производительностью 8 кг / ч и минимальным давлением 6 бар. EDIBON предлагает парогенератор собственного производства (ТГВ-6KWA).
Паровая турбина TTVC поставляется с системой EDIBON Computer Control (SCADA), и включает в себя: сам аппарат + блок управления интрефейсом + плата сбора данных + программное обеспечение для управления процессом и всеми параметрами, участвующими в этом процессе.

Упражнения и практические возможности.
1.- Идентификация и знакомство со всеми компонентами устройства.
2.- Ознакомление и изучение турбин.
3.- Расчет потока.
4.- Определение крутящего момента, мощности и удельного расхода пара при постоянном давлении на входе и переменном давления на выходе.
5.- Определение крутящего момента, мощности и удельного расхода пара при переменном давлении на входе и постоянном давления на выходе.
6.- Определение потерь на трение в турбине.
7.- Определение КПД турбины.
8.- Определение коэффициента соотношение тепловой мощности при нескольких давлениях на выходе.

Дополнительные практические возможности:
9.- Калибровка датчиков
10.- Изучение операционных графиков
11.- Изучение цикла Ренкина.
12.- Временная эволюция угловой скорости.
13.- Определение углового замедления.
14.- Определение углового замедления, момент трения и силы трения в зависимости от угловой скорости.
15.- Определение углового замедления, момент трения и силы трения в зависимости от угловой скорости. (для различного давления на выходе).
16.- Определение массового расхода в зависимости от давления конденсатора (для различного давления на выходе).
17.- Определение крутящего момента, мощности на валу и расхода пара в зависимости от угловой скорости (для различного давления на входе).
18.- Определение массового расхода от давления конденсатора (для различного давления на входе).
19.- Определение изэнтропической эффективности.
20.- Определение теплового коэффициента полезного действия.

как горячий пар превращается в электричество / Блог компании Toshiba / Хабр

Учёные до сих пор бьются над поиском самых эффективных способов по выработке тока — прогресс устремился от гальванических элементов к первым динамо-машинам, паровым, атомным, а теперь солнечным, ветряным и водородным электростанциям. В наше время самым массовым и удобным способом получения электричества остаётся генератор, приводимый в действие паровой турбиной.

Паровые турбины были изобретены задолго до того, как человек понял природу электричества. В этом посте мы упрощённо расскажем об устройстве и работе паровой турбины, а заодно вспомним, как древнегреческий учёный опередил своё время на пятнадцать веков, как произошёл переворот в деле турбиностроения и почему Toshiba считает, что тридцатиметровую турбину надо изготавливать с точностью до 0,005 мм.

Как устроена паровая турбина

Принцип работы паровой турбины относительно прост, а её внутреннее устройство принципиально не менялось уже больше века. Чтобы понять принцип работы турбины, рассмотрим, как работает теплоэлектростанция — место, где ископаемое топливо (газ, уголь, мазут) превращается в электричество.

Сама по себе паровая турбина не работает, для функционирования ей нужен пар. Поэтому электростанция начинается с котла, в котором горит топливо, отдавая жар трубам с дистиллированной водой, пронизывающим котел. В этих тонких трубах вода превращается в пар.

Понятная схема работы ТЭЦ, вырабатывающей и электричество, и тепло для отопления домов. Источник: Мосэнерго

Турбина представляет собой вал (ротор) с радиально расположенными лопатками, словно у большого вентилятора. За каждым таким диском установлен статор — похожий диск с лопатками другой формы, который закреплён не на валу, а на корпусе самой турбины и потому остающийся неподвижным (отсюда и название — статор).

Пару из одного вращающегося диска с лопатками и статора называют ступенью. В одной паровой турбине десятки ступеней — пропустив пар всего через одну ступень тяжёлый вал турбины с массой от 3 до 150 тонн не раскрутить, поэтому ступени последовательно группируются, чтобы извлечь максимум потенциальной энергии пара.

На вход в турбину подаётся пар с очень высокой температурой и под большим давлением. По давлению пара различают турбины низкого (до 1,2 МПа), среднего (до 5 МПа), высокого (до 15 МПа), сверхвысокого (15—22,5 МПа) и сверхкритического (свыше 22,5 МПа) давления. Для сравнения, давление внутри бутылки шампанского составляет порядка 0,63 МПа, в автомобильной шине легковушки — 0,2 МПа.

Чем выше давление, тем выше температура кипения воды, а значит, температура пара. На вход турбины подается пар, перегретый до 550-560 °C! Зачем так много? По мере прохождения сквозь турбину пар расширяется, чтобы сохранять скорость потока, и теряет температуру, поэтому нужно иметь запас. Почему бы не перегреть пар выше? До недавних пор это считалось чрезвычайно сложным и бессмысленным —нагрузка на турбину и котел становилась критической.

Паровые турбины для электростанций традиционно имеют несколько цилиндров с лопатками, в которые подается пар высокого, среднего и низкого давления. Сперва пар проходит через цилиндр высокого давления, раскручивает турбину, а заодно меняет свои параметры на выходе (снижается давление и температура), после чего уходит в цилиндр среднего давления, а оттуда — низкого. Дело в том, что ступени для пара с разными параметрами имеют разные размеры и форму лопаток, чтобы эффективней извлекать энергию пара.

Но есть проблема — при падении температуры до точки насыщения пар начинает насыщаться, а это уменьшает КПД турбины. Для предотвращения этого на электростанциях после цилиндра высокого и перед попаданием в цилиндр низкого давления пар вновь подогревают в котле. Этот процесс называется промежуточным перегревом (промперегрев).

Цилиндров среднего и низкого давления в одной турбине может быть несколько. Пар на них может подаваться как с края цилиндра, проходя все лопатки последовательно, так и по центру, расходясь к краям, что выравнивает нагрузку на вал.

Вращающийся вал турбины соединён с электрогенератором. Чтобы электричество в сети имело необходимую частоту, валы генератора и турбины должны вращаться со строго определённой скоростью — в России ток в сети имеет частоту 50 Гц, а турбины работают на 1500 или 3000 об/мин.

Упрощённо говоря, чем выше потребление электроэнергии, производимой электростанцией, тем сильнее генератор сопротивляется вращению, поэтому на турбину приходится подавать бо́льший поток пара. Регуляторы частоты вращения турбин мгновенно реагируют на изменения нагрузки и управляют потоком пара, чтобы турбина сохраняла постоянные обороты. Если в сети произойдет падение нагрузки, а регулятор не уменьшит объём подаваемого пара, турбина стремительно нарастит обороты и разрушится — в случае такой аварии лопатки легко пробивают корпус турбины, крышу ТЭС и разлетаются на расстояние в несколько километров.

Как появились паровые турбины

Примерно в XVIII веке до нашей эры человечество уже укротило энергию стихии, превратив её в механическую энергию для совершения полезной работы — то были вавилонские ветряные мельницы. К II веку до н. э. в Римской империи появились водяные мельницы, чьи колёса приводились в движение нескончаемым потоком воды рек и ручьёв. И уже в I веке н. э. человек укротил потенциальную энергию водяного пара, с его помощью приведя в движение рукотворную систему.

Эолипил Герона Александрийского — первая и единственная на следующие 15 веков реактивная паровая турбина. Источник: American Mechanical Dictionary / Wikimedia

Греческий математик и механик Герон Александрийский описал причудливый механизм эолипил, представляющий собой закреплённый на оси шар с исходящими из него под углом трубками. Подававшийся в шар из кипящего котла водяной пар с силой выходил из трубок, заставляя шар вращаться. Придуманная Героном машина в те времена казалась бесполезной игрушкой, но на самом деле античный учёный сконструировал первую паровую реактивную турбину, оценить потенциал которой удалось только через пятнадцать веков. Современная реплика эолипила развивает скорость до 1500 оборотов в минуту.

В XVI веке забытое изобретение Герона частично повторил сирийский астроном Такиюддин аш-Шами, только вместо шара в движение приводилось колесо, на которое пар дул прямо из котла. В 1629 году схожую идею предложил итальянский архитектор Джованни Бранка: струя пара вращала лопастное колесо, которое можно было приспособить для механизации лесопилки.

Активная паровая турбина Бранка совершала хоть какую-то полезную работу — «автоматизировала» две ступки.

Несмотря на описание несколькими изобретателями машин, преобразующих энергию пара в работу, до полезной реализации было еще далеко — технологии того времени не позволяли создать паровую турбину с практически применимой мощностью.

Турбинная революция

Шведский изобретатель Густаф Лаваль много лет вынашивал идею создания некоего двигателя, который смог бы вращать ось с огромной скоростью — это требовалось для функционирования сепаратора молока Лаваля. Пока сепаратор работал от «ручного привода»: система с зубчатой передачей превращала 40 оборотов в минуту на рукоятке в 7000 оборотов в сепараторе. В 1883 году Лавалю удалось адаптировать эолипил Герона, снабдив-таки молочный сепаратор двигателем. Идея была хорошая, но вибрации, жуткая дороговизна и неэкономичность паровой турбины заставили изобретателя вернуться к расчетам.

Турбинное колесо Лаваля появилось в 1889 году, но его конструкция дошла до наших дней почти в неизменном виде.

Спустя годы мучительных испытаний Лаваль смог создать активную паровую турбину с одним диском. На диск с лопатками из четырех труб с соплами под давлением подавался пар. Расширяясь и ускоряясь в соплах, пар ударял в лопатки диска и тем самым приводил диск в движение. Впоследствии изобретатель выпустил первые коммерчески доступные турбины с мощностью 3,6 кВт, соединял турбины с динамо-машинами для выработки электричества, а также запатентовал множество новшеств в конструкции турбин, включая такую их неотъемлемую в наше время часть, как конденсатор пара. Несмотря на тяжёлый старт, позже дела у Густафа Лаваля пошли хорошо: оставив свою прошлую компанию по производству сепараторов, он основал акционерное общество и приступил к наращиванию мощности агрегатов.

Параллельно с Лавалем свои исследования в области паровых турбин вёл англичанин cэр Чарлз Парсонс, который смог переосмыслить и удачно дополнить идеи Лаваля. Если первый использовал в своей турбине один диск с лопатками, то Парсонс запатентовал многоступенчатую турбину с несколькими последовательно расположенными дисками, а чуть позже добавил в конструкцию статоры для выравнивания потока.

Турбина Парсонса имела три последовательных цилиндра для пара высокого, среднего и низкого давления с разной геометрией лопаток. Если Лаваль опирался на активные турбины, то Парсонс создал реактивные группы.

В 1889 году Парсонс продал несколько сотен своих турбин для электрификации городов, а еще пять лет спустя было построено опытное судно «Турбиния», развивавшее недостижимую для паровых машин прежде скорость 63 км/ч. К началу XX века паровые турбины стали одним из главных двигателей стремительной электрификации планеты.

Сейчас «Турбиния» выставляется в музее в Ньюкасле. Обратите внимание на количество винтов. Источник: TWAMWIR / Wikimedia

Турбины Toshiba — путь длиной в век

Стремительное развитие

электрифицированных железных дорог

и текстильной промышленности в Японии заставило государство ответить на возросшее электропотребление строительством новых электростанций. Вместе с тем начались работы по проектированию и производству японских паровых турбин, первые из которых были поставлены на нужды страны уже в 1920-х годах. К делу подключилась и Toshiba (в те годы: Tokyo Denki и Shibaura Seisaku-sho).

Первая турбина Toshiba была выпущена в 1927 году, она имела скромную мощность в 23 кВт. Уже через два года все производимые в Японии паровые турбины выходили из фабрик Toshiba, были запущены агрегаты с общей мощностью 7500 кВт. Кстати, и для первой японской геотермальной станции, открытой в 1966 году, паровые турбины также поставляла Toshiba. К 1997 году все турбины Toshiba имели суммарную мощность 100000 МВт, а к 2017 поставки настолько возросли, что эквивалентная мощность составила 200000 МВт.

Такой спрос обусловлен точностью изготовления. Ротор с массой до 150 тонн вращается со скоростью 3600 оборотов в минуту, любой дисбаланс приведёт к вибрациям и аварии. Ротор балансируется с точностью до 1 грамма, а геометрические отклонения не должны превышать 0,01 мм от целевых значений. Оборудование с ЧПУ помогает снизить отклонения при производстве турбины до 0,005 мм — именно такая разница с целевыми параметрами среди сотрудников Toshiba считается хорошим тоном, хотя допустимая безопасная погрешность на порядок больше. Также каждая турбина обязательно проходит стресс-тест при повышенных оборотах — для агрегатов на 3600 оборотов тест предусматривает разгон до 4320 оборотов.

Удачное фото для понимания размеров ступеней низкого давления паровой турбины. Перед вами коллектив лучших мастеров завода Toshiba Keihin Product Operations. Источник: Toshiba

Эффективность паровых турбин

Паровые турбины хороши тем, что при увеличении их размеров значительно растёт вырабатываемая мощность и КПД. Экономически гораздо выгодней установить один или несколько агрегатов на крупную ТЭС, от которой по магистральным сетям распределять электричество на большие расстояния, чем строить местные ТЭС с малыми турбинами, мощностью от сотен киловатт до нескольких мегаватт. Дело в том, что при уменьшении габаритов и мощности в разы растёт стоимость турбины в пересчёте на киловатт, а КПД падает вдвое-втрое.

Электрический КПД конденсационных турбин с промперегревом колеблется на уровне 35-40%. КПД современных ТЭС может достигать 45%.

Если сравнить эти показатели с результатами из таблицы, окажется, что паровая турбина — это один из лучших способов для покрытия больших потребностей в электричестве. Дизели — это «домашняя» история, ветряки — затратная и маломощная, ГЭС — очень затратная и привязанная к местности, а водородные топливные элементы, про которые мы уже писали — новый и, скорее, мобильный способ выработки электроэнергии.

Интересные факты

Самая мощная

паровая турбина: такой титул могут по праву носить сразу два изделия — немецкая Siemens SST5-9000 и турбина производства ARABELLE, принадлежащей американской General Electric. Обе конденсационных турбины выдают до 1900 МВт мощности. Реализовать такой потенциал можно только на АЭС.

Рекордная турбина Siemens SST5-9000 с мощностью 1900 МВт. Рекорд, но спрос на такие мощности очень мал, поэтому Toshiba специализируется на агрегатах с вдвое меньшей мощностью. Источник: Siemens

Самая маленькая паровая турбина была создана в России всего пару лет назад инженерами Уральского федерального университета — ПТМ-30 всего полметра в диаметре, она имеет мощность 30 кВт. Малютку можно использовать для локальной выработки электроэнергии при помощи утилизации избыточного пара, остающегося от других процессов, чтобы извлекать из него экономическую выгоду, а не спускать в атмосферу.

Российская ПТМ-30 — самая маленькая в мире паровая турбина для выработки электричества. Источник: УрФУ

Самым неудачным применением паровой турбины стоит считать паротурбовозы — паровозы, в которых пар из котла поступает в турбину, а затем локомотив движется на электродвигателях или за счет механической передачи. Теоретически паровая турбина обеспечивала в разы больший КПД, чем обычный паровоз. На деле оказалось, что свои преимущества, как то высокая скорость и надежность, паротурбовоз проявляет только на скоростях выше 60 км/ч. При меньшей скорости движения турбина потребляет чересчур много пара и топлива. США и европейские страны экспериментировали с паровыми турбинами на локомотивах, но ужасная надежность и сомнительная эффективность сократили жизнь паротурбовозов как класса до 10-20 лет.

Угольный паротурбовоз C&O 500 ломался почти каждую поездку, из-за чего уже спустя год после выпуска был отправлен на металлолом. Источник: Wikimedia

3.2. Основные элементы современных паровых турбин

3.2. Основные элементы современных паровых турбин

Конструкция паровой турбины

Конструктивно современная паровая турбина (рис. 3.4) состоит из одного или нескольких цилиндров, в которых происходит процесс преобразования энергии пара, и ряда устройств, обеспечивающих организацию ее рабочего процесса.

Цилиндр. Основным узлом паровой турбины, в котором внутренняя энергия пара превращается в кинетическую энергию парового потока и далее – в механическую энергию ротора, является цилиндр. Он состоит из неподвижного корпуса (статоратурбины из двух частей, разделенных по горизонтальному разъему; направляющих (сопловых) лопаток, лабиринтовых уплотнений, впускного и выхлопного патрубков, опор подшипников и др.) и вращающегося в этом корпусе ротора (вал, диски, рабочие лопатки и др.). Основная задача сопловых лопаток – превратить потенциальную энергию пара, расширяющегося в сопловых решетках с уменьшением давления и одновременным снижением температуры, в кинетическую энергию организованного парового потока и направить его в рабочие лопатки ротора. Основное назначение рабочих лопаток и ротора турбины – преобразовать кинетическую энергию парового потока в механическую энергию вращающегося ротора, которая в свою очередь преобразуется в генераторе в электрическую энергию. Ротор мощной паровой турбины представлен на рисунке 3.5.

Число венцов сопловых лопаток в каждом цилиндре паровой турбины равно числу венцов рабочих лопаток соответствующего ротора. В современных мощных паровых турбинах различают цилиндры низкого, среднего, высокого и сверхвысокого давления (рис. 3.6.). Обычно цилиндром сверхвысокого давления именуется цилиндр, давление пара на входе в который превосходит 30,0 МПа, цилиндром высокого давления – участок турбины, давление пара на входе в который колеблется в пределах 23,5 – 9,0 МПа, цилиндром среднего давления – участок турбины, давление пара на входе в который около 3,0 МПа, цилиндром низкого давления – участок, давление пара на входе в который не превышает 0,2 МПа. В современных мощных турбоагрегатах число цилиндров низкого давления может достигать 4 с целью обеспечения приемлемой по условиям прочности длины рабочих лопаток последних ступеней турбины.

Органы парораспределения. Количество пара, поступающего в цилиндр турбины, ограничивается открытием клапанов, которые вместе с регулирующей ступенью называются органами парораспределения. В практике турбиностроения различают два типа парораспределения – дроссельное и сопловое. Дроссельное парораспределение предусматривает подвод пара после открытия клапана равномерно по всей окружности венца сопловых лопаток. Это означает, что функцию изменения расхода выполняет кольцевая щель между клапаном, который перемещается, и его седлом, которое установлено неподвижно. Процесс изменения расхода в этой конструкции связан с дросселированием. Чем меньше открыт клапан, тем больше потери давления пара от дросселирования и тем меньше его расход на цилиндр.

Рис. 3.4. Внешний вид паровой турбины К-300-240

Рис. 3.5. Ротор паровой турбины мощностью 220 МВт

Сопловое парораспределение предусматривает секционирование направляющих лопаток по окружности на несколько сегментов (групп сопел), к каждому из которых организован отдельный подвод пара, оснащенный своим клапаном, который либо закрыт, либо полностью открыт. При открытом клапане потери давления на нем минимальны, а расход пара пропорционален доле окружности, через которую этот пар поступает в турбину. Таким образом, при сопловом парораспределении процесс дросселирования отсутствует, а потери давления сводятся к минимуму.

В случае высокого и сверхвысокого начального давления в системе паровпуска применяются так называемые разгрузочные устройства, которые предназначены для уменьшения начального перепада давления на клапане и снижения усилия, которое необходимо приложить к клапану при его открытии.

В некоторых случаях дросселирование называют еще качественным регулированием расхода пара на турбину, а сопловое парораспределение – количественным.

Система регулирования. Эта система позволяет осуществлять синхронизацию турбогенератора с сетью, устанавливать заданную нагрузку при работе в общую сеть, обеспечивать перевод турбины на холостой ход при сбросе электрической нагрузки. Принципиальная схема системы непрямого регулирования с центробежным регулятором скорости представлена на рисунке 3.7.

С ростом частоты вращения ротора турбины и муфты регулятора центробежная сила грузов увеличивается, муфта регулятора скорости1поднимается, сжимая пружину регулятора и поворачивая рычаг АВ вокруг точки В. Соединенный с рычагом в точке С золотник2смещается из среднего положения вверх и сообщает верхнюю полость гидравлического сервомотора3с напорной линией4через окноa, а нижнюю – со сливной линией5через окноb. Под воздействием перепада давлений поршень сервомотора перемещается вниз, прикрывая регулирующий клапан6и уменьшая пропуск пара в турбину7, что и обусловит снижение частоты вращения ротора. Одновременно со смещением штока сервомотора рычаг АВ поворачивается относительно точки А, смещая золотник вниз и прекращая подачу жидкости в сервомотор. Золотник возвращается в среднее положение, чем стабилизируется переходный процесс при новой (уменьшенной) частоте вращения ротора. Если увеличивается нагрузка турбины и частота вращения ротора падает, то элементы регулятора смещаются в противоположном рассмотренному направлении и процесс регулирования протекает аналогично, но с увеличением пропуска пара в турбину. Это приводит к росту скорости вращения ротора и восстановлению частоты генерируемого тока.

Системы регулирования паровых турбин, применяемых, например, на АЭС, в качестве рабочей жидкости используют, как правило, турбинное масло. Отличительной особенностью систем регулирования турбин К-300240-2 и К-500-240-2 является применение в системе регулирования вместо турбинного масла конденсата водяного пара. На всех турбинах НПО «Турбоатом», помимо традиционных гидравлических систем регулирования, применяют электрогидравлические системы регулирования (ЭГСР) с более высоким быстродействием.

Валоповорот. В турбоагрегатах традиционно применяется «тихоходный» – несколько оборотов в минуту – валоповорот. Валоповоротное устройство предназначено для медленного вращения ротора при пуске и останове турбины для предотвращения теплового искривления ротора. Одна из конструкций валоповоротного устройства изображена на рис. 3.8. Она включает электродвигатель с червяком, входящим в зацепление с червячным колесом1, расположенным на промежуточном валике. На винтовой шпонке этого валика установлена ведущая цилиндрическая шестерня, которая при включении валоповоротного устройства входит в зацепление с ведомой цилиндрической шестерней, сидящей на валу турбины. После подачи пара в турбину частота вращения ротора растет и ведущая шестерня автоматически выходит из зацепления.

Рис. 3.6. Цилиндры высокого, среднего и низкого давления паровой турбины мощностью 300 МВт (нижняя половина)

Рис. 3.7. Принципиальная схема регулирования с однократным усилением: 1 – муфта регулятора; 2 – золотник; 3 – гидравлический сервомотор; 4 – напорная линия; 5 – сливная линия; 6 – регулирующий клапан; 7 – подача пара в турбину

Подшипники и опоры. Паротурбинные агрегаты расположены, как правило, в машинном зале электростанции горизонтально. Такое расположение обусловливает применение в турбине наряду с опорными также и упорных или опорно-упорных подшипников3(см. рис. 3.8). Для опорных подшипников наиболее распространенным в энергетике является парное их количество – на каждый ротор приходится два опорных подшипника. Для тяжелых роторов (роторов низкого давления быстроходных турбин с числом оборотов 3000 об/мин и всех без исключения роторов «тихоходных» турбин с числом оборотов 1500 об/мин) допустимо применение традиционных для энергетического турбиностроения втулочных подшипников. В таком подшипнике нижняя половина вкладыша выполняет роль несущей поверхности, а верхняя половина – роль демпфера любых возмущений, возникающих при эксплуатации. К таким возмущениям можно отнести остаточную динамическую неуравновешенность ротора, возмущения, возникающие при прохождении критических чисел оборотов, возмущения за счет переменных сил от воздействия парового потока. Сила веса тяжелых роторов, направленная вниз, в состоянии подавить, как правило, все эти возмущения, что обеспечивает спокойный ход турбины. А для относительно легких роторов (роторов высокого и среднего давления) все перечисленные возмущения могут оказаться значительными по сравнению с весом ротора, особенно в паровом потоке высокой плотности. Для подавления этих возмущений разработаны так называемые сегментные подшипники. В этих подшипниках каждый сегмент обладает повышенной по сравнению с втулочным подшипником демпфирующей способностью.

Естественно, конструкция сегментного опорного подшипника, где каждый сегмент снабжается маслом индивидуально, значительно сложнее, чем втулочного. Однако резко возросшая надежность окупает это усложнение.

Что касается упорного подшипника, то его конструкция всесторонне рассмотрена еще Стодолой и за истекшее столетие практически не претерпела каких-либо изменений. Опоры, в которых располагаются упорный и опорные подшипники, изготавливают скользящими с «фикспунктом» в районе упорного подшипника. Это обеспечивает минимизацию осевых зазоров в области максимального давления пара, т.е. в области самых коротких лопаток, что в свою очередь позволяет минимизировать в этой зоне потери от утечек.

Рис. 3.8. Продольный разрез турбины К-50-90: 1 – ротор турбины; 2 – корпус турбины; 3 – опорно-упорный подшипник; 4 – опорный подшипник; 5 – регулирующий клапан; 6 – сопловая коробка; 7 – кулачковый вал; 8 – сервомотор; 9 – главный масляный насос; 10 – регулятор скорости; 11 – следящий золотник; 12 – картер переднего подшипника; 13 – червячное колесо валоповоротного устройства; 14 – соединительная муфта; 15 – выхлопной патрубок турбины; 16 – насадные диски; 17 – рабочие лопатки; 18 – диафрагмы; 19 – обоймы диафрагм; 20 – обоймы переднего концевого уплотнения; 21 – перепускная труба (от стопорного к регулирующему клапану)

Типичная конструкция одноцилиндровой конденсационной турбины мощностью 50 МВт с начальными параметрами пара 8,8 МПа, 535°С представлена на рис. 3.8. В этой турбине применен комбинированный ротор. Первые 19 дисков, работающих в зоне высокой температуры, откованы как одно целое с валом турбины, последние три диска — насадные.

Неподвижную сопловую решетку, закрепленную в сопловых коробках или диафрагмах с соответствующей вращающейся рабочей решеткой, закрепленной на следующем по ходу пара диске, называютступенью турбины. Проточная часть рассматриваемой одноцилиндровой турбины состоит из 22 ступеней, из которых первая называетсярегулирующей. В каждой сопловой решетке поток пара ускоряется и приобретает направление безударного входа в каналы рабочих лопаток. Усилия, развиваемые потоком пара на рабочих лопатках, вращают диски и связанный с ними вал. По мере понижения давления пара при прохождении от первой к последней ступени удельный объем пара растет, что требует увеличения проходных сечений сопловых и рабочих решеток и, соответственно, высоты лопаток и среднего диаметра ступеней.

К переднему торцу ротора прикреплен приставной конец вала, на котором установлены бойки предохранительных выключателей (датчики автомата безопасности), воздействующие на стопорный и регулирующие клапаны и прекращающие доступ пара в турбину при превышении частоты вращения ротора на 10–12% по сравнению с расчетной.

Статор турбины состоит из корпуса, в который вварены сопловые коробки, соединенные с помощью сварки с клапанными коробками, установлены обоймы концевых уплотнений, обоймы диафрагм, сами диафрагмы и их уплотнения. Корпус этой турбины, кроме обычного горизонтального разъема, имеет два вертикальных разъема, разделяющих его на переднюю часть, среднюю часть и выходной патрубок. Передняя часть корпуса выполнена литой, средняя часть корпуса и выходной патрубок сделаны сварными.

В переднем картере расположен опорноупорный подшипник, в заднем картере – опорные подшипники роторов турбины и генератора. Передний картер установлен на фундаментной плите и при тепловом расширении корпуса турбины может свободно перемещаться по этой плите. Задний картер выполнен за одно целое с выхлопным патрубком турбины, который при тепловых расширениях остается неподвижным благодаря его фиксации пересечением поперечной и продольной шпонок, образующих так называемыйфикспункттурбины, или мертвую точку. В заднем картере турбины расположено валоповоротное устройство.

В турбине К-50-90 применена сопловая система парораспределения, т.е. количественное регулирование расхода пара. Устройство автоматического регулирования турбины состоит из четырех регулирующих клапанов, распределительного кулачкового вала, соединенного зубчатой рейкой с сервомотором. Сервомотор получает импульс от регулятора скорости и регулирует положение клапанов. Профили кулачков выполнены так, чтобы регулирующие клапаны открывались поочередно один за другим. Последовательное открытие или закрытие клапанов исключает дросселирование пара, проходящего через полностью открытые клапаны при пониженных нагрузках турбины.

Конденсатор и вакуумная система.

Подавляющее большинство турбин, используемых в мировой энергетике для производства электрической энергии, являются конденсационными. Это означает, что процесс расширения рабочего тела (водяного пара) продолжается до давлений, значительно меньших, чем атмосферное. В результате такого расширения дополнительно выработанная энергия может составлять несколько десятков процентов от суммарной выработки.

Конденсатор – теплообменный аппарат, предназначенный для превращения отработавшего в турбине пара в жидкое состояние (конденсат). Конденсация пара происходит при соприкосновении его с поверхностью тела, имеющего более низкую температуру, чем температура насыщения пара при данном давлении в конденсаторе. Конденсация пара сопровождается выделением теплоты, затраченной ранее на испарение жидкости, которая отводится при помощи охлаждающей среды. В зависимости от вида охлаждающей среды конденсаторы разделяются наводяныеивоздушные. Современные паротурбинные установки снабжены, как правило, водяными конденсаторами. Воздушные конденсаторы имеют по сравнению с водяными более сложную конструкцию и не получили в настоящее время широкого распространения.

Рис. 3.9. Схема двухходового поверхностного конденсатора: 1 – корпус конденсатора; 2,3 – крышки водяных камер; 4 – трубная доска; 5 – конденсаторные трубки; 6 – приемный паровой патрубок; 7 – конденсатосборник; 8 – патрубок отсоса паровоздушной смеси; 9 – воздухоохладитель; 10 – паронаправляющий щит; 11 – входной патрубок; 12 – выходной патрубок для охлаждающей воды; 13 – разделительная перегородка; 14 – паровое пространство конденсатора; 15,16,17 – входная, поворотная и выходная камеры охлаждающей воды; А – вход отработавшего пара; Б – отсос паровоздушной смесии; В, Г – вход и выход охлаждающей воды; Д – отвод конденсата

Конденсационная установка паровой турбины состоит из собственно конденсатора и дополнительных устройств, обеспечивающих его работу. Подача охлаждающей воды в конденсатор осуществляется циркуляционным насосом. Конденсатные насосы служат для откачки из нижней части конденсатора конденсата и подачи его в систему регенеративного подогрева питательной воды. Воздухоотсасывающие устройства предназначены для удаления воздуха, поступающего в турбину и конденсатор вместе с паром, а также через неплотности фланцевых соединений, концевые уплотнения и другие места.

Схема простейшего поверхностного конденсатора водяного типа приведена на рис. 3.9.

Он состоит из корпуса, торцевые стороны которого закрыты трубными досками с конденсаторными трубками, выходящими своими концами в водяные камеры. Камеры разделяются перегородкой, которая делит все конденсаторные трубки на две секции, образующие так называемые «ходы» воды (в данном случае – два хода). Вода поступает в водяную камеру через патрубок и проходит по трубкам, расположенным ниже перегородки. В поворотной камере вода переходит во вторую секцию трубок, расположенную по высоте выше перегородки. По трубкам этой секции вода идет в обратном направлении, совершая второй «ход», попадает в камеру и через выходной патрубок направляется на слив.

Пар, поступающий из турбины в паровое пространство, конденсируется на поверхности конденсаторных трубок, внутри которых протекает охлаждающая вода. За счет резкого уменьшения удельного объема пара в конденсаторе создается низкое давление (вакуум). Чем ниже температура и больше расход охлаждающей среды, тем более глубокий вакуум можно получить в конденсаторе. Образующийся конденсат стекает в нижнюю часть корпуса конденсатора, а затем в конденсатосборник.

Удаление воздуха (точнее, паровоздушной смеси) из конденсатора производится воздухоотсасывающим устройством через патрубок8. В целях уменьшения объема отсасываемой паровоздушной смеси ее охлаждают в специально выделенном с помощью перегородки отсеке конденсатора – воздухоохладителе.

Для отсоса воздуха из воздухоохладителя устанавливается трехступенчатый пароструйный эжектор – основной. Помимо основного эжектора, который постоянно находится в эксплуатации, в турбоустановке предусмотрены эжектор пусковой конденсатора (водоструйный) и эжектор пусковой циркуляционной системы. Эжектор пусковой конденсатора предназначен для быстрого углубления вакуума при пуске турбоустановки. Эжектор пусковой циркуляционной системы служит для отсоса паровоздушной смеси из циркуляционной системы конденсатора. Конденсатор турбоустановки снабжен также двумя конденсатосборниками, из которых образующийся конденсат непрерывно откачивается конденсатными насосами.

На переходном патрубке конденсатора размещены приемно-сбросные устройства, цель которых – обеспечить сброс пара из котла в конденсатор в обход турбины при внезапном полном сбросе нагрузки или в пусковых режимах. Расходы сбрасываемого пара могут достигать 60% полного расхода пара на турбину. Конструкция приемносбросного устройства предусматривает, помимо снижения давления, снижение температуры сбрасываемого в конденсатор пара с соответствующим ее регулированием. Она должна поддерживаться на 10–20°С выше температуры насыщения при данном давлении в конденсаторе.

Промежуточный перегрев и регенерация в турбоустановках. В теплоэнергетической установке с промежуточным перегревом пар после расширения в цилиндре высокого давления (ЦВД) турбины направляется в котел для вторичного перегрева, где температура его повышается практически до того же уровня, что и перед ЦВД. После промежуточного перегрева пар направляется в цилиндр низкого давления, где расширяется до давления в конденсаторерк.

Экономичность идеального теплового цикла с промежуточным перегревом зависит от параметров пара, отводимого на промежуточный перегрев. Оптимальную температуру параТ1опт, при которой он должен отводиться на промежуточный перегрев, можно ориентировочно оценить как 1,02–1,04 от температуры питательной воды. Давление пара перед промежуточным перегревом обычно выбирают равным 0,15—0,3 давления свежего пара. В результате промперегрева общая экономичность цикла возрастет. При этом благодаря уменьшению влажности пара в последних ступенях турбины низкого давления возрастут относительные внутренние к.п.д. этих ступеней, а следовательно, увеличится и к.п.д. всей турбины. Потеря давленияΔрппв тракте промежуточного перегрева (в паропроводе от турбины к котлу, перегревателе и паропроводе от котла к турбине) снижает эффект от применения промперегрева пара и поэтому допускается не более 10% потери абсолютного давления в промежуточном перегревателе.

Система регенерации в турбоустановках предполагает подогрев конденсата, образовавшегося в конденсаторе, паром, который отобран из проточной части турбины. Для этого основной поток конденсата пропускают через подогреватели, в трубную систему которых поступает конденсат, а в корпус подается пар из отборов турбины. Для подогрева основного конденсата применяют подогреватели низкого давления (ПНД), подогреватели высокого давления (ПВД) и между ними – деаэратор (Д). Деаэратор предназначен для удаления из основного конденсата остатков воздуха, растворенного в конденсате.

Идея регенерации в ПТУ возникла в связи с потребностью снижения потерь теплоты в конденсаторе. Известно, что потери теплоты с охлаждающей водой в конденсаторе турбины прямо пропорциональны количеству отработавшего пара, поступающего в конденсатор. Расход пара в конденсатор можно значительно уменьшить (на 30–40%) путем отбора его для подогрева питательной воды за ступенями турбины после того, как он произвел работу в предшествующих ступенях. Такой процесс называют регенеративным подогревом питательной воды. Регенеративный цикл по сравнению с обычным имеет более высокую среднюю температуру подвода теплоты при неизменной температуре отвода и обладает поэтому более высоким термическим к.п.д. Повышение экономичности в цикле с регенерацией пропорционально мощности, вырабатываемой на тепловом потреблении, т. е. на базе теплоты, переданной питательной воде в системе регенерации. Путем регенеративного подогрева температура питательной воды могла бы быть повышена до температуры, близкой к температуре насыщения, отвечающей давлению свежего пара. Однако при этом сильно возросли бы потери теплоты с уходящими газами котла. Поэтому международные нормы типоразмеров паровых турбин рекомендуют выбирать температуру питательной воды на входе в котел равной 0,65–0,75 температуры насыщения, отвечающей давлению в котле. В соответствии с этим при сверхкритических параметрах пара, в частности при начальном давлении егор0=23,5 МПа, температура питательной воды принимается равной 265–275°С.

Рис. 3.10. Тепловая схема турбинной установки с использованием утечек пара концевых уплотнений и уплотнений штоков клапанов турбины в системе регенерации: Т – турбина; Г – генератор; К – конденсатор; КН – конденсатный насос; ЭЖ – основной эжектор; ОЭ – охладитель основного эжектора; ЭУ – эжектор уплотнений; ОЭУ – охладитель пара эжектора отсоса уплотнений; СП – сальниковый подогреватель; П1–П4 – подогреватели; ОК – охладитель конденсата; Д – деаэратор; ПН – питательный насос

Регенерация положительно влияет на относительный внутренний к.п.д. первых ступеней благодаря повышенному расходу пара через ЦВД и соответствующему увеличению высоты лопаток. Объемный пропуск пара через последние ступени турбины при регенерации уменьшается, что снижает потери с выходной скоростью в последних ступенях турбины.

В современных паротурбинных установках средней и большой мощности в целях повышения их экономичности применяют широко развитую систему регенерации с использованием пара концевых лабиринтовых уплотнений, уплотнений штоков регулирующих клапанов турбины и др. (рис.3.10).

Свежий пар из котла поступает в турбину по главному паропроводу с параметрамир0,t0. После расширения в проточной части турбины до давленияркон направляется в конденсатор. Для поддержания глубокого вакуума из парового пространства конденсатора основным эжектором (ЭЖ) отсасывается паровоздушная смесь. Конденсат отработавшего пара стекает в конденсатосборник, затем конденсатными насосами (КН) подается через охладитель эжектора (ОЭ), охладитель пара эжектора отсоса уплотнений (ОЭУ), сальниковый подогреватель (СП) и регенеративные подогреватели низкого давления П1, П2 в деаэратор Д. Деаэратор предназначен для удаления растворенных в конденсате агрессивных газов (О2и СО2), вызывающих коррозию металлических поверхностей. Кислород и свободная углекислота попадают в конденсат из-за присосов воздуха через неплотности вакуумной системы турбинной установки и с добавочной водой. В деаэраторе агрессивные газы удаляются при нагревании конденсата и добавочной воды паром до температуры насыщения греющего пара. В современных паротурбинных установках устанавливают деаэраторы повышенного давления 0,6—0,7 МПа с температурой насыщения 158–165°С. Конденсат пара на участке от конденсатора до деаэратора называют конденсатом, а на участке от деаэратора до котла – питательной водой.

Питательная вода из деаэратора забирается питательным насосом (ПН) и под высоким давлением (на блоках со сверхкритическими и суперсверхкритическими параметрами пара до 35 МПа) подается через подогреватели высокого давления ПЗ, П4 в котел.

Пар концевых лабиринтовых уплотнений турбины отсасывается из крайних камер уплотнений, где поддерживается давление 95—97 кПа, специальным эжектором и направляется в охладитель эжектора отсоса, через который прокачивается основной конденсат. Часть пара повышенного давления из концевых лабиринтовых уплотнений направляется в первый и третий регенеративные отборы. С целью предотвращения присоса воздуха в вакуумную систему через концевые уплотнения турбины в каждой предпоследней камере концевых уплотнений поддерживается небольшое избыточное (110—120 кПа) давление с помощью специального регулятора, установленного на подводе уплотняющего пара к этой камере из деаэратора.

Питательная установка. Питательная установка турбоагрегата состоит из главного питательного насоса с турбинным приводом, пускорезервного питательного

насоса с электроприводом и бустерных насосов с электроприводом. Питательная установка предназначена для подачи питательной воды из деаэратора через подогреватели высокого давления в котел. Насос включается в работу при нагрузке блока 50–60% и рассчитан на работу в диапазоне 30–100%. Пускорезервный питательный насос ПЭН приводится во вращение асинхронным электродвигателем.

Сборка паровой турбины на испытательном стенде

Энергетическое образование

2. Паровые турбины

Типичная паровая турбина показана на рисунке Для того чтобы увидеть внутреннее устройство турбины, при ее изображении «вырезана» передняя верхняя четверть. Точно также показана лишь задняя часть кожуха 2. Турбина состоит из трех цилиндров (ЦВД, ЦСД и ЦНД), нижние половины корпусов которых обозначены соответственно 39, 24 и18. Каждый из цилиндров состоит из статора, главным элементом которого являются неподвижный корпус, и вращающегося ротора. Отдельные роторы цилиндров (ротор ЦВД 47, ротор ЦСД 5 и ротор ЦНД 11) жестко соединяются муфтами 31 и 21. К полумуфте 12 присоединяется полумуфта ротора электрогенератора (не показан), а к нему — ротор возбудителя. Цепочка из собранных отдельных роторов цилиндров, генератора и возбудителя называется валопроводом. Его длина при большом числе цилиндров (а самое большое их число в современных турбинах — 5) может достигать 80 м.

Валопровод вращается во вкладышах 42, 29, 23, 20 и т.д. опорных подшипников скольжения на тонкой масляной пленке и не касается металлической части вкладышей подшипников. Как правило, каждый из роторов размещают на двух опорных подшипниках. Иногда между роторами ЦВД и ЦСД устанавливают только один общий для них опорный подшипник 29. Расширяющийся в турбине пар заставляет вращаться каждый из роторов, возникающие на них мощности складываются и достигают на полумуфте 12 максимального значения.

К каждому из роторов приложено осевое усилие. Они суммируются, и их результирующая осевая сила передается с гребня 30 на упорные сегменты, установленные в корпусе упорного подшипника.

Каждый из роторов помещают в корпус цилиндра 24. При больших давлениях (а в современных турбинах оно может дос­тигать 30 МПа » 300 ат) корпус цилиндра (обычно ЦВД) выполняют двухстенным (из внутреннего 35 и внешнего 46 корпусов). Это уменьшает разность давлений на каждый из корпусов, позволяет сделать его стенки более тонкими, облегчает затяжку фланцевых соединений и позволяет турбине при необходимости быстро изменять свою мощность.

Все корпуса в обязательном порядке имеют горизонтальные разъемы 13, необходимые для установки роторов внутри цилиндров при монтаже, а также для легкого доступа внутрь цилиндров при ревизиях и ремонтах. При монтаже турбины все плоскости разъемов нижних половин корпусов устанавливают специальным образом (для простоты можно считать, что все плоскости разъема совмещают в одной горизонтальной плоскости). При последующем монтаже ось валопровода помещают в эту плоскость разъема, что обеспечивает центровку — ось валопровода будет точно совпадать с осью кольцевых расточек корпусов. Этим будут исключены задевания ротора о статор, которые могут привести к тяжелой аварии.

Пар внутри турбины имеет высокую температуру, а ротор вращается во вкладышах на масляной пленке, температура масла которой как по соображениям пожаробезопасности, так и необходимости иметь определенные смазочные свойства, не должна превышать 100 °С (а температура подаваемого и отводимого масла должна быть еще ниже). Поэтому вкладыши подшипников выносят из корпусов цилиндров и размещают их в специальных строениях — опорах 45, 28, 7. Таким образом, вращающиеся концы каждого из роторов соответствующего цилиндра необходимо вывести из невращающегося статора, причем так, чтобы с одной стороны исключить какие-либо (даже малейшие) задевания ротора о статор, а с другой — не допустить значительную утечку пара из цилиндра в зазор между ротором и статором, так как это снижает мощность и экономичность турбины. Поэтому каждый из цилиндров снабжают концевыми уплотнениями 40, 32, 19 специальной конструкции.

Турбина устанавливается в главном корпусе ТЭС на верхней фундаментной плите 36. В плите выполняются прямоугольные окна по числу цилиндров, в которых размещаются нижние части корпусов цилиндров, а также осуществляется вывод трубопроводов, питающих регенеративные подогреватели, паропроводы свежего и вторично перегретого пара, переходный патрубок к конденсатору.

После изготовления турбина проходит контрольную сборку и опробование на заводе-изготовителе. После этого ее разбирают на более-менее крупные блоки, доводят до хорошего товарного вида, консервируют, упаковывают в деревянные ящики и отправляют для монтажа на ТЭС.

Монтаж турбины осуществляют в следующем порядке. Сначала устанавливают нижнюю половину ЦНД 18 опорным поясом 15, расположенным по периметру обоих выходных патрубков ЦНД. ЦНД имеет собственные вваренные в них опоры ротора. Затем на перемычке между окнами под ЦВД и ЦСД и слева от окна под ЦВД размещают нижние половины корпусов опор соответственно 28 и 41. После этого на опоры подвешивают нижние половины корпусов наружных цилиндров 39 и 24, в них помещают статорные элементы и осуществляют центровку всех цилиндров турбины.

В опоры ротора вставляются нижние половины опорных вкладышей 42, 29, 23, 20 и 16, и на них опускают отдельные роторы. Их строго прицентровывают друг к другу и соединяют с помощью муфт 31 и 21.

Затем в верхние половины корпусов помещают необходимые внутренние статорные элементы и турбину закрывают. Для этого в отверстия на горизонтальные разъемы корпусов ввинчивают шпильки и опускают верхние половины 46, после чего с помощью шпилек и специальных приспособлений верхние и нижние половины корпусов плотно стягиваются по фланцевым разъемам.

Аналогичным образом закрываются опоры роторов. После изоляции турбины, ограждения кожухом и многочисленных проверок ее доводят для состояния, пригодного к несению нагрузки.

При работе турбины пар из котла по одному или нескольким паропроводам (это зависит от мощности турбины) поступает сначала к главной паровой задвижке, затем к стопорному (одному или нескольким) и, наконец, к регулирующим клапанам (чаще всего — 4). От регулирующих клапанов пар по перепускным трубам 1 их четыре: две из них присоединены к крышке 46 внешнего корпуса ЦВД, а две других подводят пар в нижние половины корпуса) подается в паровпускную камеру 33 внутреннего корпуса ЦВД. Из этой полости пар попадает в проточную часть турбины и, расширяясь, движется к выходной камере ЦВД 38. В этой камере в нижней половине корпуса ЦВД имеются два выходных патрубка 37. К ним приварены паропроводы, направляющие пар в котел для промежуточного перегрева.

Вторично перегретый пар по трубопроводам поступает через стопорный клапан к регулирующим клапанам 4, а из них — в паровпускную полость ЦСД 26. Далее пар расширяется в проточной части ЦСД и поступает в его выходной патрубок 22, а из него — в две перепускные трубы 6 (иногда их называют ресиверными), которые подают пар в паровпускную камеру ЦНД 9. В отличие от однопоточных ЦВД и ЦСД, ЦНД почти всегда выполняют двухпоточными: попав в камеру 9, пар расходится на два одинаковых потока и, пройдя их, поступает в выходные патрубки ЦНД 14. Из них пар направляется вниз в конденсатор. Перед передней опорой 41 располагается блок регулирования и управления турбиной 44. Его механизм управления 43 позволяет пускать, нагружать, разгружать и останавливать турбину.

После того, как нами получено общее представление о турбине, рассмотрим ее «сердце» — проточную часть, которая является самой сложной и самой дорогой частью турбины. Сложность ее создания определяется не только высокими технологическими требованиями к изготовлению, материалам, монтажу, но, главным образом, чрезвычайной наукоемкостью: нельзя создать даже посредственную турбину, не обладая хорошими знаниями в таких областях науки, как механика, гидрогазодинамика, теория автоматического регулирования, механика разрушения, не говоря уже о специальных дисциплинах. Не удивительно поэтому, что число стран, выпускающих мощные паровые турбины по разработанной ими технической документации, не превышает десяти.

На рисунке показан фрагмент проточной части паровой турбины и охватывающих ее деталей. Собственно проточная часть состоит из чередующихся кольцевых сопловых решеток 1 и рабочих решеток 2. Совокупность одной сопловой и одной рабочей решетки называют ступенью турбины. Это название происходит из того, что потенциальная энергия пара преобразуется в кинетическую энергию вращения ротора порциями (ступенями).

Сопловая решетка состоит из одинаковых сопловых лопаток 1, установленных по окружности на равном расстоянии друг от друга (шагом). Сопловые лопатки имеют вполне определенный профиль в сечении, и поэтому между сопловыми лопатками образуется вполне определенный сопловый канал (сопло) для прохода пара. Сопловые лопатки закреплены в диафрагме 2, имеющей горизонтальный разъем, необходимый для установки ротора при монтаже. Диафрагма — это кольцевая перегородка, которая подвешивается двумя лапками 3 на уровне горизонтального разъема в кольцевой расточке обоймы. Обойма охватывает несколько диафрагм (две, три и более) — отсюда и ее название. В свою очередь обойма 12 лапками 6 подвешивается в корпусе 3 турбины. Кольцевое пространство между обоймами часто используется для камеры отбора пара на регенеративные подогреватели.

Таким образом, неподвижные в пространстве корпус 3 турбины, обоймы 4 и диафрагмы 11 обеспечивают неподвижность сопловых каналов сопловой решетки. Сами каналы, благодаря особым форме сопловых лопаток и их установке в решетках, выполняются суживающими: площадь для прохода пара на выходе из сопловой решетки выполняют в несколько раз меньше, чем на входе. Далее, если иметь в виду, что объем пара за сопловой решеткой больше, чем на входе, так как давление за ней меньше, то ясно, что скорость пара на выходе из решетки будет в несколько раз больше, чем на входе. Действительно, если на входе в сопловую решетку скорость пара 50—100 м/с, то на выходе из нее — 300—400 м/с и более.

Далее, поток пара не только приобретает большую скорость, но и изменяет свое направление: выходные части сопловых лопаток (профилей) заставляют пар развернуться и двигаться в направлении не вдоль оси турбины (скорость c₀), а поперек (говорят, что поток пара приобретает закрутку — окружное направление). Таким образом, из сопловых каналов выходит мощная закрученная кольцевая струя пара, ширина которой равна высоте сопловых лопаток. Часть потенциальной энергии пара преобразована сопловыми каналами в кинетическую энергию кольцевой струи пара, движущейся с огромной скоростью (обычно — это скорость несколько меньше скорости звука, но в некоторых ступенях — и больше ее). Заметим для сравнения, что пассажирский самолет, летящий со скоростью 720 км/с, имеет скорость 200 м/с.

Теперь необходимо решить следующую задачу: заставить созданную кольцевую струю пара вращать вал 13 турбины. С этой целью ее направляют на кольцевую решетку профилей, образованную рабочими лопатками 2. Для этого, прежде всего рабочей решетке дают возможность вращаться: ее закрепляют на диске 12 ротора, который соединен с валом 13 и уложен во вкладыши опорных подшипников. Поэтому, если на рабочую лопатку будет действовать окружная сила, имеющая плечо относительно оси вращения, то ротор начинает вращаться. Эту силу создают с помощью специальной решетки профилей (рис. 6.5), создающей рабочие каналы вполне определенной формы (примерно постоянного сечения). Пар, протекающий через каналы рабочей решетки, изменяет свое направление, и это главная причина появления окружной силы F, действующей на каждую рабочую лопатку. Скорость пара в рабочей решетке уменьшается, так как вследствие окружной податливости рабочих лопаток поток пара как бы вязнет внутри канала. В результате из рабочей решетки пар выходит со скоростью с₂ примерно равной скорости c₀ на входе в сопловую решетку. Но поскольку давление и температура пара за ступенью меньше, чем перед ней из-за того, что в конденсаторе принудительно поддерживается низкое давление, и оно постепенно повышается к паровпускной части турбины), то часть кинетической энергии потока пара, идущего через ступень, преобразуется в механическую (вращательную) энергию ротора, которая, в конечном счете, передается ротору электрогенератора.

На рисунке показаны профили двух соседних ступеней, позволяющих увидеть, как протекает пар в проточной части и как они расположены по отношению друг к другу. Пар входит в каналы сопловой решетки первой ступени со скоростью с₀, а выходит со скоростью с₁ под углом a₁ кото­рый составляет 10—15°, т.е. почти в окружном направлении. Однако поскольку рабочие лопатки пробегают мимо сопловой справа налево со скоростью и, то на рабочие лопатки пар будет поступать со скоростью w₁ < c₁ и под углом b₁ > a₁ . Профиль рабочей лопатки первой ступени устанавливают под таким углом b_у, чтобы вектор скорости w₁ «встретил» ее переднюю часть безударно, и пар плавно вошел в каналы рабочей решетки. Поскольку, как указывалось выше, их сечение примерно постоянно, то угол выхода b₂» b₁, а скорость выхода пара в относительном движении w₂» w₁. Но так как, рабочие лопатки имеют скорость и, то скорость выхода пара относительно корпуса будет равна с₂» с₀. Далее процесс повторяется в проточной части второй ступени и так до тех пор, пока пар не попадет в конденсатор.

На рисунке показана турбина со снятой крышкой. Хорошо видна нижняя половина средней опоры и два корпуса турбины (нижняя половина), подвешенные к опоре. На рисунке изображена процедура центровки соседних роторов по полумуфтам, необходимая для исключения вибрации. Рядом с полумуфтой видны шейки валов 5 и 7 под опорные вкладыши опор, нижние половины которых размещены в опоре.

Последняя ступень имеет самые длинные рабочие лопатки 2, прошитые связующей проволокой, повышающей их вибрационную надежность.

На концевой части ротора хорошо видны кольцевые выступы 8 на валу, служащие для организации концевого уплотнения. Само уплотнение представлено на рисунке.

В обойме 7, имеющей такую же конструкцию, как и обойма диафрагм и выполнена кольцевая расточка 1, в которую вставляются сегменты уплотнений 3 (по три сегмента в каждую половину обоймы). Сегменты имеют тонкие (до 0,3 мм) кольцевые гребни, устанавливаемые по отношению к валу с очень малым зазором (0,5—0,6 мм). Совокупность кольцевых щелей между гребнями 4 и кольцевыми выступами 6 и кольцевых камер между ними называется лабиринтовым уплотнением. Высокое гидравлическое сопротивление, которым оно обладает, обеспечивает малую утечку пара помимо проточной части турбины.

На рисунке хорошо видны горизонтальный разъем цилиндра, направляющие колонки 5, по которым будет опускаться верхняя половина корпуса и несколько ввинченных шпилек 2 для скрепления горизонтального фланцевого разъема.

На рисунке показана мощная паровая турбина в процессе заводской сборки. Она состоит из ЦНД (на переднем плане), ЦСД и ЦВД. Хорошо видно, как изменяются длины лопаток: в первых ступенях они составляют 30 — 40 мм, а в последней — около 1 м.

Типичная рабочая лопатка состоит из трех основных элементов: профильной части 1; хвостовика 2, служащего для крепления лопатки на диске; шипа 6 прямоугольной, круглой или овальной формы, выполняемого на торце профильной части лопатки за одно целое.

Лопатки изготавливаются из нержавеющей стали, содержащей 13 % хрома, методом штамповки и последующего фрезерования и набираются на диске через два специальных колодца, в которые затем устанавливаются замковые лопатки с хвостовиками специальной формы.

Отдельно прокатывают бандажную ленту 7, в которой пробивают отверстия, соответствующие форме шипов и расстоянию между ними. Лента нарезается на куски со строго рассчитанным числом объединяемых лопаток. Бандажная лента надевается на шипы, которые затем расклепываются. Ряд соседних лопаток (обычно от 5 до 14), объединенных бандажной лентой (бандажом), называется пакетом рабочих лопаток. Главная цель пакетирования — обеспечить вибрационную надежность рабочих лопаток (не допустить их поломки от усталости вследствие колебаний). После расклепки шипов на бандажах рабочих лопаток ротор устанавливают на токарный станок и окончательно протачивают гребни уплотнений.

На рисунке показана лишь одна из типичных конструкций, которые отличаются большим разнообразием как типов хвостовиков, так и бандажей. В современных конструкциях бандажи фрезеруют заодно с профильной частью (с шириной бандажа, равной шагу лопаток), иногда соединяют рабочие лопатки в пакете сваркой.

На рисунке показан двухпоточный ротор ЦНД в процессе обработки на токарном станке. Первые две ступени имеют ленточ­ные бандажи, а последние ступени — две проволочные связи.

Главным элементом проточной части турбины, определяющим весь ее облик, является рабочая лопатка последней ступени. Чем большую длину она имеет и чем на большем диаметре она установлена (иными словами, чем больше площадь для прохода пара последней ступени), тем более экономичнее турбина. Поэтому история совершенствования турбин — это история создания последних ступеней. В начале 50-х годов ЛМЗ была разработана рабочая лопатка длиной 960 мм для последней ступени со средним диаметром 2,4 м, и на ее базе созданы турбины мощностью 300, 500 и 800 МВт. В конце 70-х была создана новая рабочая лопатка длиной 1200 мм для ступени со средним диаметром 3 м. Это позволило создать новую паровую турбину для ТЭС мощностью 1200 МВт и для АЭС мощностью 1000 МВт.

На рисунке показана одна из опор валопровода. Основанием 12 нижняя половина корпуса 2 устанавливается на фундаментную раму (на рисунке не показана). В расточку корпуса на колодках 1, 4 и 10 помещается нижняя половина вкладыша 3. Внутренняя поверхность 8 обеих половин вкладыша выполнена цилиндрической или овальной и залита баббитом, — легкоплавким антифрикционным сплавом на основе олова, допускающего вращение ротора на очень низкой частоте вращения даже при отсутствии смазки. Прямо на поверхность вкладыша 8 и на аналогичную поверхность соседнего вкладыша при монтаже турбины укладывается ротор. Сверху его накрывают верхней половиной вкладыша и притягивают к нижней половине шпильками, ввинчиваемыми в отверстия 9. Затем устанавливается крышка корпуса подшипника.

Масло для смазки шеек валов подается насосами из масляного бака, установленного на нижней отметке конденсационного помещения. Размер масляного бака зависит от мощности турбины: чем больше мощность, тем больше цилиндров и, следовательно, роторов и их опор, требующих смазки. Кроме того, с ростом мощности растет диаметр шеек, и эти два обстоятельства требуют большого расхода масла и соответственно масляного бака большой емкости, достигающей 50—60 м³. Для смазки подшипников используется либо специальное (турбинное) минеральное масло, либо синтетические негорючие масла. Последние намного дороже, но зато пожаробезопаснее.

От насосов по трубопроводам масло, пройдя через маслоохладители, поступает к емкостям, располагаемым в крышках подшипника, а из них — к отверстиям 6 и к выборке 7, раздающей масло на всю ширину шейки вала. Масло за счет гидродинамических сил «загоняется» под шейку вала, и таким образом вал «плавает» на масляной пленке, не касаясь баббитовой заливки. Масло, пройдя под шейкой вала, выходит через торцевые зазоры вкладыша и стекает на дно корпуса подшипника, откуда самотеком направляется обратно в масляный бак.

Для понимания места и роли паровых турбин рассмотрим их общую классификацию. Из большого разнообразия используемых паровых турбин, прежде всего можно выделить турбины транспортные и стационарные.

Транспортные паровые турбины чаще всего используются для привода гребных винтов крупных судов.

Стационарные паровые турбины — это турбины, сохраняющие при эксплуатации неизменным свое местоположение. В настоящей книге рассматриваются только стационарные паровые турбины.

В свою очередь стационарные паровые турбины можно классифицировать по ряду признаков.

1.  По назначению различают турбины энергетические, промышленные и вспомогательные.

Энергетические турбины служат для привода электрического генератора, включенного в энергосистему, и отпуска тепла крупным потребителям, например жилым районам, городам и т.д. Их устанавливают на крупных ГРЭС, АЭС и ТЭЦ. Энергетические турбины характеризуются, прежде всего, большой мощностью, а их режим работы — постоянной частотой вращения, определяемой постоянством частоты сети.

Основным производителем энергетических паровых турбин в России является Ленинградский металлический завод (Санкт-Петербург). Он выпускает мощные паровые турбины для ТЭС (мощностью 1200, 800, 500, 300 и 200 МВт), ТЭЦ (мощностью 180, 80 и 50 МВт и менее), АЭС (мощностью 1000 МВт).

Другим крупным производителем энергетических паровых турбин является Турбомоторный завод (ТМЗ, г. Екатеринбург). Он выпускает только теплофикационные турбины (мощностью 250, 185, 140, 100 и 50 МВт и менее).

На ТЭС России установлено достаточно много мощных паровых тур­бин Харьковского турбинного завода (ХТЗ, Украина) (мощностью 150, 300 и 500 МВт). Им же произведены все паровые турбины, установленные на АЭС России мощностью 220, 500 и 1000 МВт.

Таким образом, в настоящее время в России функционирует всего два производителя мощных паровых турбин. Если говорить о зарубежных производителях турбин, то их число также является небольшим. Большинство из них являются транснациональными объединениями. В Европе главными производителями паровых турбин являются компании Siemens (Германия), Acea Brown Bovery (ABB, германско-швейцарское объединение), GEC-Alsthom (англо-французское объединение), Scoda (Чехия). В США производителями мощных энергетических турбин являются компании General Electric и Westinghouse, в Японии — Hitachi, Toshiba, Mitsubisi. Все перечисленные производители выпускают паровые турбины вплоть до мощности 1000 МВт и выше. Технический уровень некоторых из них не только не уступает нашим производителям, но и превосходит их.

Промышленные турбины также служат для производства тепловой и электрической энергии, однако их главной целью является обслуживание промышленного предприятия, например, металлургического, текстильного, химического, сахароваренного и др. Часто генераторы таких турбин работают на маломощную индивидуальную электрическую сеть, а иногда используются для привода агрегатов с переменной частотой вращения, например воздуходувок доменных печей. Мощность промышленных турбин существенно меньше, чем энергетических. Основным производителем промышленных турбин в России является Калужский турбинный завод (КТЗ).

Вспомогательные турбины используются для обеспечения технологического процесса производства электроэнергии — обычно для привода питательных насосов и воздуходувок котлов.

Питательные насосы энергоблоков мощностью вплоть до 200 МВт приводятся электродвигателями, а мощностью выше — с помощью паровых турбин, питаемых паром из отбора главной турбины. Например, на энергоблоках мощностью 800 и 1200 МВт установлено соответственно по два и три питательных турбонасоса мощностью 17 МВт каждый, на энергоблоках мощностью 250 (для ТЭЦ) и 300 МВт — один питательный турбонасос мощностью 12 МВт; на энергоблоках мощностью 1000 МВт для АЭС используется два питательных насоса мощностью 12 МВт.

Котлы энергоблоков мощностью 800 и 1200 МВт оборудованы соответственно двумя и тремя воздуходувками, привод которых осуществляется также паровыми турбинами мощностью по 6 МВт каждая. Основным производителем вспомогательных паровых турбин в России является КТЗ.

2.  По виду энергии, получаемой от паровой турбины, их делят на конденсационные и теплофикационные.

конденсационных турбинах (типа К) пар из последней ступени отводится в конденсатор, они не имеют регулируемых 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 электроэнергии, поэтому они являются основными агрегатами мощных ТЭС и АЭС. Мощность самых крупных конденсационных турбоагрегатов достигает 1000—1500 МВт.

Теплофикационные турбины имеют один или несколько регулируемых отборов пара, в которых поддерживается заданное давление. Они предназначены для выработки тепловой и электрической энергии, и мощность самой крупной из них составляет 250 МВт. Теплофикационная турбина может выполняться с конденсацией пара и без нее. В первом случае она может иметь отопительные отборы пара (турбины типа Т) для нагрева сетевой воды для обогрева зданий, предприятий и т.д., или производственный отбор пара (турбины типа П) для технологических нужд промышленных предприятий, или тот и другой отборы (турбины типа ПТ и ПР). Во втором случае турбина носит название турбины с противодавлением (турбины типа Р). В ней пар из последней ступени направляется не в конденсатор, а обычно производственному потребителю. Таким образом, главным назначением турбины с противодавлением является производство пара заданного давления (в пределах 0,3—3 МПа). Турбина с противодавлением может также иметь и регулируемый теплофикационный или промышленный отбор пара, и тогда она относится к типу ТР или ПР.

Теплофикационные турбины с отопительным отбором пара (типа Т) спроектированы так, чтобы при максимальной теплофикационной нагрузке ступени, расположенные за зоной отбора, мощности не вырабатывали. В последние годы ряд турбин проектируются так, что даже при максимальной нагрузке последние ступени вырабатывают мощность. Такие турбины относятся к типу ТК.

3.  По используемым начальным параметрам пара паровые турбины можно разделить на турбины докритического и сверхкритического начального давления, перегретого и насыщенного пара, без промежуточного перегрева и с промежуточным перегревом пара.

Как уже известно критическое давление для пара составляет примерно 22 МПа, поэтому все турбины, начальное давление пара перед которыми меньше этого значения, относятся к паровым турбинам докритического начального давления. В России стандартное докритическое давление для паровых турбин выбрано равным 130 ат (12,8 МПа), кроме того, имеется определенный процент турбин на начальное давление 90 ат (8,8 МПа). На докритические параметры выполняются все паровые турбины для АЭС и ТЭЦ (кроме теплофикационной турбины мощностью 250 МВт), а также турбины мощностью менее 300 МВт для ТЭС. Докритическое начальное давление зарубежных паровых турбин обычно составляет 16—17 МПа, а максимальная единичная мощность достигает 600—700 МВт.

Все мощные конденсационные энергоблоки (300, 500, 800, 1200 МВт), а также теплофикационный энергоблок мощностью 250 МВт выполняют на сверхкритические параметры пара (СКД) — 240 ат (23,5 МПа) и 540 °С. Переход от докритических параметров пара к СКД позволяет экономить 3—4 % топлива.

Все турбины ТЭС и ТЭЦ работают перегретым паром, а АЭС — насыщенным (с небольшой степенью влажности).

Все мощные конденсационные турбины на докритические и сверхкритические параметры пара выполняют с промежуточным перегревом. Из теплофикационных турбин только турбина ЛМЗ на докритические параметры мощностью 180 МВт и турбина ТМЗ на СКД мощностью 250 МВт имеют промежуточный перегрев. Устаревшие конденсационные турбины мощностью 100 МВт и менее и многочисленные теплофикационные паровые турбины вплоть до мощности 185 МВт строятся без промперегрева.

4.  По зоне использования турбин в графике электрической нагрузки паровые турбины можно разделить на базовые и полупиковые. Базовые турбины работают постоянно при номинальной нагрузке или близкой к ней. Они проектируются так, чтобы и турбина, и турбоустановка имели максимально возможную экономичность. К этому типу турбин следует, безусловно, отнести атомные и теплофикационные турбины. Полупиковые турбины создаются для работы с периодическими остановками на конец недели (с ночи пятницы до утра в понедельник) и ежесуточно (на ночь). Полупиковые турбины (и турбоустановки) с учетом их малого числа часов работы в году выполняют более простыми и соответственно более дешевыми (на сниженные параметры пара, с меньшим числом цилиндров). Электроэнергетика России в силу ряда причин всегда страдала от недостатка в энергосистеме полупиковых мощностей. Примерно 25 лет назад ЛМЗ спроектировал полупиковую конденсационную турбину мощностью 500 МВт на параметры 12,8 МПа, 510 °С/510 °С. Головной образец этой турбины предполагалось установить на Лукомльской ГРЭС (б. Белоруссия). Однако до сих пор ни одной специальной полупиковой турбины в России не работает. Вместе с тем в Японии и США работают десятки полупиковых турбин упрощенной конструкции.

5.  По конструктивным особенностям паровые турбины можно классифицировать по числу цилиндров, частоте вращения и числу валопроводов.

По числу цилиндров различают турбины одно- и многоцилиндровые. Количество цилиндров определяется объемным пропуском пара в конце процесса расширения. Чем меньше плотность пара, т.е. меньше его конечное давление, и чем больше мощность турбины, т.е. больше массовый расход, тем больше объемный пропуск и соответственно требуемая площадь для прохода пара через рабочие лопатки последней ступени. Однако если рабочие лопатки делать длиннее, а радиус их вращения больше, то центробежные силы, отрывающие профильную часть лопатки, могут возрасти настолько, что лопатка оторвется. Поэтому с увеличением мощности сначала переходят на двухпоточный ЦНД, а затем увеличивают их число. Конденсационные турбины можно выполнить одноцилиндровыми вплоть до мощности 50—60 МВт, двухцилиндровыми — до 100—150 МВт, трехцилиндровыми — до 300 МВт, четырехцилиндровыми — до 500 МВт, пятицилиндровыми — вплоть до 1300 МВт.

По частоте вращения турбины делятся на быстроходные и тихоходные. Быстроходные турбины имеют частоту вращения 3000 об/мин = 50 об/с. Они приводят электрогенератор, ротор которого имеет два магнитных полюса, и поэтому частота вырабатываемого им тока равна 50 Гц. На эту частоту строят большинство паровых турбин для ТЭС, ТЭЦ и частично для АЭС в нашей стране и почти во всем мире. В Северной Америке и на части территории Японии быстроходные турбины строят на частоту вращения 3600 об/мин = 60 об/с, так как там принятая частота сети равна 60 Гц.

Ранее говорилось о том, что поскольку из-за низких начальных параметров работоспособность пара в турбинах АЭС мала, а снижение капитальных затрат требует увеличения мощности, т.е. массы пропускаемого пара, то объемный расход на выходе из турбины оказывается столь значительным, что оказывается целесообразным переход на меньшую частоту вращения. Так как число магнитных полюсов в электрогенераторе должно быть целым и четным, то переход на использование четырехполюсного электрогенератора и получения той же частоты сети, что и при двухполюсном электрогенераторе, требует снижения частоты вдвое. Таким образом, тихоходные турбины в нашей стране имеют частоту вращения 1500 об/мин = 25 об/с.

На рисунке показана тихоходная атомная турбина фирмы ABB мощностью 1160 МВт на частоту вращения 30 об/с. Гигантские размеры турбины хорошо видны в сравнении с фигурой человека, стоящего у средней опоры ее валопровода. Турбина не имеет ЦСД, и пар из ЦВД направляется в два горизонтальных сепаратора-пароперегревателя (СПП), а из них — раздается на три двухпоточных ЦНД. По такой же схеме на частоту вращения 25 об/с построены энергоблоки мощностью 1000 МВт на Балаковской и Ростовской АЭС.

Для АЭС, построенных для теплых климатических условий, т.е. для высокой температуры охлаждающей воды и соответственно высокого давления в конденсаторе, можно строить и быстроходные атомные турбины. Пар к ЦВД турбины поступает из реакторного отделения по четырем паропроводам 11. Пройдя ЦВД, пар поступает к СПП 10 вертикального типа, а после них с помощью ресивера 3 раздается на три одинаковых двухпоточных ЦНД 4. Под каждым ЦНД установлен свой конденсатор, также хорошо видный на макете.

По числу валопроводов различают турбины одновальные (имеющие один валопровод — соединенные муфтами роторы отдельных цилиндров и генератора) и двухвальные (имеющие два валопровода каждый со своим генератором и связанные только потоком пара). На российских тепловых электростанциях используют только одновальные турбины (в начале 70-х годов на Славянской ГРЭС на Украине построена единственная двухвальная турбина мощностью 800 МВт, да и то потому, что в то время не было электрогенератора мощностью 800 МВт).

Для обозначения типов турбин ГОСТ предусматривает специальную маркировку, состоящую из буквенной и числовой частей. Буквенная часть указывает тип турбины, следующее за ней число — номинальную мощность турбины в мегаваттах. Если необходимо указать и максимальную мощность турбины, то ее значение приводят через косую черту. Следующее число указывает номинальное давление пара перед турбиной в МПа: для теплофикационных турбин далее через косую черту указывают давление в отборах или противодавление в МПа. Наконец, последняя цифра, если она имеется, указывает номер модификации турбины, принятый на заводе-изготовителе.

Приведем несколько примеров обозначений турбин.

Турбина К-210-12,8-3 — типа К, номинальной мощностью 210 МВт с начальным абсолютным давлением пара 12,8 МПа (130 кгс/см²), третьей модификации.

Трубина П-6-3,4/0,5 — типа П, номинальной мощностью 6 МВт, с на­чальным абсолютным давлением пара 3,4 МПа и абсолютным давлением отбираемого пара 0,5 МПа.

Турбина Т-110/120-12,8 — типа Т, номинальной мощностью 110 МВт и максимальной мощностью 120 МВт, с начальным абсолютным давлением пара 12,8 МПа.

Турбина ПТ-25/30-8,8/1 — типа ПТ, номинальной мощностью 25 МВт и максимальной мощностью 30 МВт, с начальным абсолютным давлением пара 8,8 МПа (90 ат) и абсолютным давлением отбираемого пара 1 МПа.

Турбина Р-100/105-12,8/1,45 — типа Р, номинальной мощностью 100 МВт максимальной мощностью 105 МВт, с начальным абсолютным давлением пара 12,8 МПа и абсолютным противодавлением 1,45 МПа.

Турбина ПР-12/15-8,8/1,45/0,7 — типа ПР, номинальной мощностью 12 МВт и максимальной мощностью 15 МВт, с начальным абсолютным давлением 8,8 МПа, давлением в отборе 1,45 МПа и противодавлением 0,7 МПа.

Для того чтобы увидеть, насколько совершенной машиной является паровая турбина, достаточно рассмотреть технические требования, предъявляемые к ней. Они сформулированы в государственных стандартах (ГОСТ). Здесь мы остановимся только на наиболее важных из них.

Прежде всего, к турбине предъявляется ряд требований, которые мож­но охватить одним термином — надежность. Надежность технического объекта — это его свойство выполнять заданные функции в заданном объеме при определенных условиях функционирования. Применительно к паровой турбине надежность — это бесперебойная выработка мощности при предусмотренных затратах топлива и установленной системе эксплуатации, технического обслуживания и ремонтов, а также недопущения ситуаций, опасных для людей и окружающей среды.

Важно подчеркнуть, что понятие надежности включает в себя и понятие экономичности. Бесперебойно работающая турбина, работающая с низкой экономичностью из-за износа или с ограничением мощности из-за внутренних неполадок, не может считаться надежной. Надежность — это комплексное свойство, характеризуемое такими подсвойствами, как безотказность, долговечность, ремонтопригодность, сохраняемость, управляемость, живучесть, безопасность. Не вдаваясь в строгие определения этих подсвойств, отметим главные из них.

Безотказность — это свойство турбины непрерывно сохранять работоспособное состояние в течение некоторой наработки. Средняя наработка на отказ для турбин ТЭС мощностью 500 МВт и более должна быть не менее 6250 ч, а меньшей мощности — не менее 7000 ч, а для турбин АЭС — не менее 6000 ч. Если учесть, что в календарном году 8760 ч и что какое-то время турбина не работает (например, по указанию диспетчера энергосистемы), то это означает, что отказы по вине турбины в среднем должны происходить не чаще 1 раза в год.

Полный установленный срок службы турбины ТЭС должен быть не менее 40 лет, а турбин АЭС — не менее 30 лет. При этом оговаривается два важных обстоятельства. Первое: этот срок службы не относится к быстро­изнашивающимся деталям, например, рабочим лопаткам, уплотнениям, крепежным деталям. Для таких деталей важен средний срок службы до капитального ремонта (межремонтный период). В соответствии с ГОСТ он должен быть не менее 6 лет (кроме того, на ТЭС и АЭС реализуется плановая система текущих и планово-предупредительных ремонтов).

Для турбин ТЭС, а точнее для их деталей, работающих при температуре свыше 450 °С, кроме такого показателя долговечности, как срок службы, вводится другой показатель — ресурс — суммарная наработка турбины от начала эксплуатации до достижения предельного состояния. На этапе проектирования предельное состояние определяется как назначенный ресурс. По определению — это ресурс, при достижении которого эксплуатация турбины должна быть прекращена независимо от ее технического состояния. На самом деле при достижении назначенного ресурса турбина может сохранить значительную дополнительную работоспособность (остаточный ресурс) и, учитывая ее высокую стоимость, срок работы турбины продляют. Учитывая нелогичность применительно к турбине термина «назначенный ресурс», стали употреблять термин «расчетный ресурс». Таким образом, расчетный (назначенный) ресурс — это наработка турбины, которая гарантируется заводом-изготовителем; при ее достижении должен быть рассмотрен вопрос о ее дальнейшей эксплуатации.

ГОСТ не регламентирует расчетного ресурса (он должен быть установлен в технических условиях или техническом задании на ее проектирование в каждом конкретном случае). Долгие годы расчетный ресурс составлял 100 тыс. ч, сейчас — как правило, 200 тыс. ч.

Важнейшим требованием к турбине является высокая экономичность. Коэффициент полезного действия турбины оценивается по КПД ее цилиндров.

Коэффициент полезного действия цилиндра характеризуется той долей работоспособности пара, которую удалось преобразовать в механическую энергию. Наивысшую экономичность имеет ЦСД: в хороших турбинах он составляет 90—94 %. Коэффициент полезного действия ЦВД и ЦНД существенно меньше и в среднем составляет 84—86 %. Это уменьшение обусловлено существенно более сложным характером течения пара в решетках очень малой (несколько десятков миллиметров в первых ступенях ЦВД) и очень большой (1 м и более) в последних ступенях ЦНД высотой решеток. Рассчитать это течение и подобрать под него профили лопаток затруднительно даже при современных вычислительных средствах. Кроме того, значительная часть проточной части ЦНД работает влажным паром, капли влаги имеют скорость существенно меньшую, чем пар, и оказывают на вращающиеся рабочие лопатки тормозящее действие.

Кроме приведенных технических требований ГОСТ содержит многочисленные другие требования, в частности, к системе защиты турбины при возникновении аварийных ситуаций, к маневренности (диапазон длительной работы — обычно 30—100 % номинальной мощности; продолжительности пуска и остановки, число возможных пусков и т.д.), к системе регулирования и управления турбиной, к ремонтопригодности и безопасности (пожаробезопасности, уровня вибрации, шума и т.д.), методов контроля параметров рабочих сред (пара, масла, конденсата), транспортирования и хранения.

Турбины. Паровые турбины

Одним из важнейших этапов в проектировании объектов промышленности является детальный расчет оборудования. Данный процесс отличается высокой трудоемкостью и требует проведения значительного количества вычислений. Также для проведения правильного расчета необходимо использовать справочные данные и данные, которые были получены опытным путем при проведении экспериментов. В ходе расчета выясняются и уточняются все параметры, необходимые для осуществления технологического процесса.

Задача расчета состоит в правильном определении оптимального варианта турбинного агрегата, который соответствует технологическим параметрам процесса и обладает наибольшей экономичностью. Расчет турбины ведется на основании заданных условий пара на входе и выходе из нее.

При расчете турбин наиболее важную позицию занимает тепловой расчет, в ходе которого определяются такие параметры как: общий теплоперепад, расход пара, КПД, мощность установки и т.д. Тепловой расчет начинают с построения процесса расширения пара на I-S диаграмме (диаграмма состояния воды и водяного пара) для определения начальных и конечных параметров процесса. С помощью полученных графическим методом данных производят вычисление эффективности, экономичности и конструктивных показателей турбины.

Для понимания принципов расчета паровых турбин ниже будут приведены основные расчетные зависимости для наиболее простого варианта турбины – одноступенчатой активного действия. В турбине данного типа пар единожды будет подвержен адиабатическому расширению. Зная теплосодержание (энтальпию) пара на входе в турбину и теплосодержание пара после прохождения сопел, найдем общий теплоперепад:

H_об = i₀ — i_р

где:

H_об – общий теплоперепад, кДж/кг
i₀ – энтальпия пара на входе в турбину, кДж/кг
i_р – энтальпия пара посте адиабатического расширения в соплах, кДж/кг

Далее, если известен расход этого пара, то становится возможным нахождение мощности турбины. Однако важно отметить, что это полная мощность, в которой не учитываются потери:

N_т = (G·H_об)/3600

где:

N_т – общая мощность турбины, кВт
H_об – общий теплоперепад, кДж/кг
G – расход пара, кг/час

Поскольку процесс совершения работы на лопатках совершается не в полном объеме, как и не происходит полной передачи энергии к вращающемуся валу, то эффективная мощность турбины оказывается меньше её полного значения:

N_эф = (G·H_об)/3600·η_от

где:

N_эф – эффективная мощность турбины, кВт
H_об – общий теплоперепад, кДж/кг
G – расход пара, кг/час
η_от – относительный эффективный КПД турбины

Если паровая турбина используется для выработки электрической энергии, то вводится характеристика – электрическая мощность, отражающая количество работы, идущей непосредственно на выработку электроэнергии. Она связана с эффективной мощностью через следующее уравнение:

N_эл = N_эф·η_эг·η_р

Где:

N_эл – электрическая мощность на клеммах генератора, кВт
N_эф – эффективная мощность турбины, кВт
η_эг –КПД электрогенератора
η_р –КПД понижающего редуктора (η_рберется равным 1 если вал турбины напрямую соединен с валом генератора)

Если из уравнения для эффективной мощности турбины N_эф выразить переменную расхода пара G, то получится расчетная формула для рассмотренной величины. С помощью данной формулы можно оценивать необходимый расчет пара для обеспечения выработки предварительно заданной мощности.

G = (N_эф·3600)/(η_т·H_об)

Если проделать операцию, аналогичную описанной выше, то получится уравнение, с помощью которого становится возможной оценка необходимого количества пара уже для создания предварительно заданной мощности на клеммах электрогенератора:

G = (N_эф·3600)/(H_об·η_от·η_эг·η_р)

Важным параметром в турбине является угол наклона лопатки к плоскости вращения диска, несущего эти лопатки. Эта величина находится в зависимости от окружной скорости лопаток и скорости потока пара, падающего на лопатки, и выражается следующим уравнением:

u/c = cos(⁡α)/2

где:

u – окружная скорость лопаток, м/с
c – скорость потока пара, м/с
α – угол наклона лопаток а оси несущего их диска

Максимальное использование энергии пара было бы при угле α=0, но добиться такого значения практически невозможно, поэтому данный параметр обычно берут из промежутка от 12 до 22⁰, что соответствует значениям скоростей u/c из промежутка от 0,465 до 0,49.

В одноступенчатой турбине скорость потока пара, падающего на лопатки, совпадает со скоростью истечения пара из входных сопел, которая может быть рассчитана по формуле:

С_ис = 44,75·φ·√[(H₀ + (с²_вх)/2003)]

где:

C_ис – скорость истечения пара из сопла, м/с
φ – скоростной коэффициент, учитывающий потери (берется из промежутка от 0,93 до 0,98 в зависимости от степени обработки сопел)
H₀ – адиабатический теплоперепад на сопле, кДж/кг
С_вх – скорость входа пара в сопло, м/с

Зная окружную скорость лопаток, можно определить число оборотов ротора турбины:

n = (60·u) / (π·d)

где:

n – скорость вращения ротора, об/мин
u – окружная скорость лопаток, м/с
d – средний диаметр венца лопаток, м

Для наглядности приведем решения несложных задач:

Задача 1

Одноступенчатая турбина активного действия соединена с электрогенератором через понижающий редуктор. В турбину продается пар с температурой t₀=280°C под давлением P₀=1,6 МПа. Противодавление турбины составляет P_пр=0,12 МПа. Электрогенератор развивает на клеммах мощность N_э=90 кВт. Необходимо рассчитать требуемый расход пара. КПД турбины принять равным η_т=0,7, КПД редуктора — η_р=0,95, КПД генератора — η_г=0,94.

Решение:

Воспользуемся диаграммой состояния воды и водяного пара и определим энтальпию пара на входе в турбину. Энтальпия пара при t₀=280°C⁰ и P₀=1,6 МПа приблизительно равна:

i₀ = 2990 кДж/кг

Поскольку пар подвергается адиабатическому расширению только в сопле, а на лопатках активной турбины изменения давления не происходит, то противодавление турбины можно принять равным давлению пара после прохождения сопел. Исходя из этого, вновь воспользуемся диаграммой состояния воды и водяного пара и определим его теплосодержание после адиабатического расширения:

i₁ = 2420 кДж/кг

Далее мы можем найти общий теплоперепад на турбине:

H₀ = i₀ — i₁ = 2990 — 2420 = 570 кДж/кг

Теперь можно воспользоваться формулой связи расхода пара и мощности на клеммах электрогенератора и найти искомую величину:

G = (N_э·3600) / (H₀·η_т·η_р·η_г) = (90·3600) / (570·0,7·0,95·0,94) = 909,33 кг/час

Также можно определить удельный расход пара на выработку одного кВт мощности:

G_у = G / N_э = 909,33 / 90 = 10,1 кг/(кВт·час)

Задача 2

Основываясь на данных предыдущей задачи, определить скорость вращения вала турбины и необходимое передаточное отношение редуктора, связывающего турбину и двухполюсной электрогенератор. Средний диаметр венца лопаток составляет d=0,7 м. Угол наклона сопла α=20⁰. Скоростной коэффициент принять равным φ=0,96.

Решение:

Определим оптимальное соотношение окружной скорости лопаток и скорости потока пара по формуле:

u/c = cos(⁡α)/2 = cos(⁡20)/2 = 0,47

Перед тем как найти окружную скорость лопаток, необходимо рассчитать действительную скорость пара на выходе из сопел. Для этого воспользуемся формулой (входной скоростью пара на сопла пренебрегаем и полагаем ее равной 0), взяв из прошлой задачи значение H₀=570 кДж/кг:

с = 44,75·φ·√(H₀) = 44,75·0,96·√570 = 1025,66 м/сек

Теперь, используя полученное значение скорости потока пара, определим окружную скорость лопаток турбины:

u = [(cos⁡(α))/2]*c = 0,47*1025,66 = 482,06 м/сек

Далее становится возможным определение числа оборотов вала турбины:

n = (60*u)/(π*d) = (60*482,06)/(3,14*0,7) = 13159 об/мин

В нашем случае электрогенератор двухполюсной, поэтому его число оборотов ротора должно равняться 3000 в минуту. Исходя из этого, найдем необходимое передаточное число редуктора:

i = 3000/13159 ≈ 1/4,4

Далее рассмотрим тепловой расчет простого турбинного агрегата (вычисление основных параметров) путем решения несложных задач.

Задача 1.

На турбину подается пар с давлением P₀ = 4 МПа и температурой T₀ = 380 °C. После прохождения турбины пар расширяется и его давление снижается до P₁ = 0,7 МПа. Необходимо определить общий теплоперепад турбины H_об.

Решение:

Для решения данной задачи воспользуемся диаграммой состояния воды и водяного пара (I-S диаграммой). Отметив на диаграмме точки с начальными и конечными значениями пара, мы определим энтальпии пара i₀ и i₁ , которые соответствуют следующим показателям:

i₀ = 3185 кДж/кг
i₁ = 2835 кДж/кг

Зная значения энтальпии, определим общий теплоперепад в турбине следующим образом:

H_об = i₀-i₁ = 3185-2835 = 350 кДж/кг

Задача 2.

Необходимо установить мощность N_э одноступенчатой конденсационной турбины, рассчитанной на следующие параметры свежего пара: расход G = 1675 кг/час, давление P₀ = 1,5 МПа, температура T₀ = 210 °C, давление в конденсаторе P_k = 0,3 МПа. КПД  турбины ŋ_оt = 0,8.

Решение:

Первоначально построим процесс расширения пара на диаграмме I-S и определим общий теплоперепад на турбине.

H_об = i₀-i_k = 2823-2196 = 627 кДж/кг

Затем найдем мощность турбины, преобразовав формулу для нахождения расхода пара:

N_э = (G·H_об)/(3600·ŋ_оt) = (1675·627)/(3600·0,8) = 365 кВт.

Задача 3.

Необходимо определить относительный эффективный КПД (ŋ_оt) и расход пара турбины, зная следующие параметры ее работы: давление и температура на входе P₀ = 8 МПа, T₀ = 450 °C; конечное давление пара P_k = 1,6 МПа. Мощность турбины принять N_э = 2200 кВт. Механический КПД турбины принять равным ŋ_м = 0,98, а относительный внутренний КПД ŋ_вн = 0,8.

Решение:

Обратившись к диаграмме состояния воды и водяного пара, мы сможем построить процесс расширения пара в турбине и определить параметры на входе и выходе из нее. Значения энтальпии пара на входе и выходе равны соответственно:

i₀ = 3275 кДж/кг
i_k = 2859 кДж/кг

Искомую величину КПД можно определить согласно следующему соотношению:

ŋ_оt = ŋ_т·ŋ_вн·ŋ_м = 0,86·0,8·0,98 = 0,67

Где:

ŋ_т – теоретический КПД, определяемый следующим образом:

ŋ_т = (i₀-i_k)/(i₀-i’_k) = (3275-2859)/(3275-2791,7) = 0,86·100 = 86 %

где:
i’_k – энтальпия пара при давлении P_k =1,6 МПа (определяется по таблице), кДж/кг.

Для расчета расхода пара необходимо найти общий теплоперепад на турбине:

H_об = i₀-i₁ = 3275-2859 = 416 кДж/кг

Теперь найдем расход пара на турбине, используя формулу:

G = N_э/(H_об·ŋ_оt) = 2200/(416·0,67) = 7,9 кг/с

Задача 4.

Для получения одновременно тепловой и электрической энергии на теплоэлектростанции эксплуатируются два типа паровых турбин: с противодавлением и конденсационная, общей производимой  электрической мощностью N_э = 7500 кВт. На турбины подается пар с давлением P₀ = 4,5 МПа и температурой Т₀ = 400 °C. Расход пара на турбину с противодавлением составляет G_п = 8,3 кг/с, а давление на выходе из турбины P_п = 0,16 МПа. На выходе из конденсационной турбины значение давления пара имеет следующее значение P_k = 0,07 МПа. Необходимо определить мощность каждой турбины и расход пара на конденсационной турбине. Относительный эффективный КПД турбины принять ŋ_оt = 0,75.

Решение:

По диаграмме состояния воды и водяного пара найдем общий теплоперепад на каждой из турбин, аналогично приведенным выше задачам.

H_об^п = i₀-i_п = 3210-2512 = 698 кДж/кг

H_об ^к = i₀-i_к = 3210-2388 = 822 кДж/кг

Определим электрическую мощность турбины с противодавлением, выразив ее из формулы расхода пара:

N_э^п = G_п·H_об·ŋ_оt = 8,3·698·0,75 = 4345 кВт.

Теперь вычислим мощность конденсационной паровой турбины вычтя из общей электрической мощности электрическую мощность турбины с противодавлением:

N_э^к = N_э^об-N_э^п = 7500-4345= 3155 кВт

Также определим расход пара на конденсационной турбине:

G_к = N_э^к/(H_об^к·ŋ_оt) = 3155/(822·0,75) = 5,12 кг/с.

Задача 5.

Известно, что отдельная ступень турбины имеет относительный КПД η_oi = 0.85, а теплоперепад на ней составляет H₀^ст =100 кДж/кг. Нужно определить необходимое количество таких ступеней для турбины, работающей в области перегретого пара, общий теплоперепад которой составляет H₀=1000 кДж/кг. Принять, что все ступени идентичны и обладают идентичными параметрами.

Решение:

Проведем ориентировочный расчет коэффициента возврата теплоты q_t. Учитывая, что число ступеней нас не известно, предварительно примем их число z равное 10:

q_t = k_t · (1-η_oi) · H₀ · [(z-1)/z]

Где k_t –расчетный коэффициент, для турбины, работающей на перегретом пару, равный 5,8·10^-4. После преобразований получим:

q_t = 5,8 · 10^-4 · (1-0,85) · 1000 · [(10-1)/10] = 0,0783

Теперь, зная предварительное значение коэффициента возврата теплоты, можно определить уточненное значение числа ступеней по формуле:

z = [H₀ · (1+q_t)] / H₀ср = [1000·(1+0,0783)] / 100 = 10,783

Полученное значение z округляем в большую сторону и получаем искомую величину z равную 11.

Задача 6.

Диафрагма промежуточной ступени турбины оснащена лабиринтным уплотнением со следующими характеристиками: диаметр уплотнения d_у=0,2 м, зазор уплотнения составляет δ_у=0,4 мм, а количество гребней Z=7. Пар перед ступенью имеет температуру Т₁=400°C и давление P₁=1,6 МПа, которое после ступени падает до P₂=1,4 МПа. Необходимо рассчитать величину потерь G через уплотнение, при этом коэффициент расхода μ_у принять равным 0,91.

Решение:

Достаточно больше число гребешков z=7 позволяет использовать упрощенную формулу расчета величины потерь:

G = μ_y · F_y · √(1-ϵ_y²)/z · √p₁/v₁

Где:
F_у – площадь зазора уплотнения, м²
ε_у – отношение давлений по разные стороны от уплотнения p₂/p₁ = 1,4/1,6 = 0,875;
v₁ – удельный объем, м³/кг.

Площадь зазора уплотнения можно определить исходя из имеющихся геометрических параметров уплотнения, указанных в условии задачи, по формуле:

F_y = π · d_y · δ_y = 3,14·0,2·0,4· 10^-3 = 0,2512·10^-3 [м²]

Величину удельного объема можно определить по i-s диаграмме, и для P₁=1,6 МПа и T₁=400°C удельный объем составит v₁=0,19 м³/кг.

Рассчитаем искомую величину потерь:

G = 0,91 · 0,2512· 10^-3 · √(1-0,875²)/7 · √(1,6·10⁶)/0,19 = 0,121 кг/с

Задача 7.

Дана турбина, номинальному режиму работы которой соответствуют следующие параметры: температура на входе T_н0=800 °C, давление на входе P_н0=1 МПа, расход пара G₀=200 кг/сек, а давление пара на выходе P_к0=0,1 МПа. Вследствие реорганизации производства были изменены рабочие параметры турбины, так расход увеличился до G₁=210 кг/сек., а температура упала до Т_н1=750°C. Какое давление пара на входе P_н1 необходимо обеспечить при изменившихся условиях, чтобы обеспечить неизменное давление пара выходе, то есть P_к1=P_к0.

Решение:

Искомую величину можно определить, воспользовавшись следующим соотношением:

G₁/G₀ = √(P_н1²-P_к1²)/(P_н0²-P_к0²) · √T_н0/T_н1

Выразим из данного выражения давление на входе  P_н1 и рассчитаем его:

P_н1 = √(G₁/G₀)² · (P_н0²-P_к0²) · T_н1/T_н0 + P_к1² = √(210/200)²·(1²-0,1²) · (750+273)/(800+273) + 0,1² = 1,025 МПа

турбина | Британника

турбина , любое из различных устройств, преобразующих энергию потока жидкости в механическую энергию. Преобразование обычно осуществляется путем пропускания жидкости через систему неподвижных каналов или лопаток, которые чередуются с каналами, состоящими из лопастей, похожих на ребра, прикрепленных к ротору. Путем организации потока на лопасти ротора действует тангенциальная сила или крутящий момент, ротор вращается, и работа извлекается.

Ветряные турбины возле Техачапи, Калифорния.

© Greg Randles / Shutterstock.com

Турбины можно разделить на четыре основных типа в зависимости от используемых жидкостей: вода, пар, газ и ветер. Хотя одни и те же принципы применимы ко всем турбинам, их конкретные конструкции достаточно различаются, чтобы заслужить отдельное описание.

Гидравлическая турбина использует потенциальную энергию, возникающую в результате разницы в высоте между верхним водным резервуаром и уровнем воды на выходе из турбины (отводящий трубопровод), для преобразования этого так называемого напора в работу.Водяные турбины — современные преемники простых водяных колес, которым около 2000 лет. Сегодня гидротурбины в основном используются для производства электроэнергии.

Однако наибольшее количество электроэнергии вырабатывается паровыми турбинами, соединенными с электрогенераторами. Турбины приводятся в действие паром, вырабатываемым либо в генераторе, работающем на ископаемом топливе, либо в генераторе, работающем на атомной энергии. Энергия, которую можно извлечь из пара, удобно выражать через изменение энтальпии в турбине.Энтальпия отражает формы тепловой и механической энергии в процессе потока и определяется суммой внутренней тепловой энергии и произведением давления на объем. Доступное изменение энтальпии через паровую турбину увеличивается с увеличением температуры и давления парогенератора и с уменьшением давления на выходе из турбины.

Получите подписку Britannica Premium и получите доступ к эксклюзивному контенту. Подпишитесь сейчас

Для газовых турбин энергия, извлекаемая из текучей среды, также может быть выражена через изменение энтальпии, которое для газа почти пропорционально перепаду температуры в турбине.В газовых турбинах рабочим телом является воздух, смешанный с газообразными продуктами сгорания. Большинство газотурбинных двигателей включает, по крайней мере, компрессор, камеру сгорания и турбину. Обычно они монтируются как единое целое и работают как законченный первичный двигатель в так называемом открытом цикле, когда воздух всасывается из атмосферы, а продукты сгорания, наконец, снова выбрасываются в атмосферу. Поскольку успешная работа зависит от интеграции всех компонентов, важно рассматривать устройство в целом, которое на самом деле является двигателем внутреннего сгорания, а не только турбиной.По этой причине газовые турбины рассматриваются в статье двигатель внутреннего сгорания.

Энергия ветра может быть извлечена ветряной турбиной для производства электроэнергии или для откачки воды из скважин. Ветряные турбины являются преемниками ветряных мельниц, которые были важным источником энергии с позднего средневековья до XIX века.

Фред Лэндис

Водяные турбины обычно делятся на две категории: (1) импульсные турбины, используемые для высокого напора воды и низкого расхода, и (2) реактивные турбины, обычно используемые для напора ниже примерно 450 метров и среднего или высокого расхода.Эти два класса включают в себя основные типы, обычно используемые, а именно, импульсные турбины Пелтона и реактивные турбины типа Фрэнсиса, пропеллера, Каплана и Дериаза. Турбины могут быть оборудованы как горизонтальными, так и, чаще, вертикальными валами. Для каждого типа возможны широкие вариации конструкции для соответствия конкретным местным гидравлическим условиям. Сегодня большинство гидравлических турбин используются для выработки электроэнергии на гидроэлектростанциях.

Турбины импульсные

В импульсной турбине потенциальная энергия или напор воды сначала преобразуется в кинетическую энергию путем выпуска воды через сопло тщательно продуманной формы.Струя, выбрасываемая в воздух, направляется на изогнутые ведра, закрепленные на периферии бегунка, для извлечения энергии воды и преобразования ее в полезную работу.

Современные импульсные турбины основаны на конструкции, запатентованной в 1889 году американским инженером Лестером Алленом Пелтоном. Свободная водная струя попадает в лопатки турбины по касательной. Каждый ковш имеет высокий центральный гребень, так что поток разделяется, оставляя желоб с обеих сторон. Колеса Пелтона подходят для высоких напоров, обычно выше 450 метров при относительно низком расходе воды.Для максимальной эффективности скорость конца рабочего колеса должна составлять примерно половину скорости ударной струи. КПД (работа, производимая турбиной, деленная на кинетическую энергию свободной струи) может превышать 91 процент при работе с 60–80 процентами полной нагрузки.

Мощность одного колеса можно увеличить, используя более одного жиклера. Для горизонтальных валов характерны двухструйные устройства. Иногда на одном валу устанавливаются два отдельных бегунка, приводящих в движение один электрогенератор. Агрегаты с вертикальным валом могут иметь четыре или более отдельных форсунок.

Если электрическая нагрузка на турбину изменяется, ее выходная мощность должна быть быстро отрегулирована в соответствии с потребностями. Это требует изменения расхода воды, чтобы поддерживать постоянную скорость генератора. Скорость потока через каждое сопло регулируется расположенным в центре наконечником или иглой аккуратной формы, которая скользит вперед или назад под управлением гидравлического серводвигателя.

Правильная конструкция иглы гарантирует, что скорость воды, выходящей из сопла, остается практически неизменной независимо от отверстия, обеспечивая почти постоянную эффективность в большей части рабочего диапазона.Нецелесообразно внезапно уменьшать поток воды, чтобы соответствовать уменьшению нагрузки. Это может привести к разрушительному скачку давления (гидроудару) в подающем трубопроводе или напорном затворе. Таких скачков можно избежать, добавив временное сопло для разлива, которое открывается при закрытии основного сопла, или, что более часто, частично вставляя отражающую пластину между струей и колесом, отклоняя и рассеивая часть энергии при медленном закрытии иглы.

Другой тип импульсной турбины — турбонагнетатель.Струя падает под косым углом на бегунок с одной стороны и продолжает двигаться по единственному пути, выходя на другую сторону бегунка. Этот тип турбины использовался в установках среднего размера с умеренно высоким напором.

Реакционные турбины

В реакционной турбине силы, приводящие в движение ротор, достигаются за счет реакции ускоряющегося потока воды в рабочем колесе при падении давления. Принцип реакции можно наблюдать в роторном оросителе для газонов, где выходящая струя вращает ротор в противоположном направлении.Из-за большого разнообразия возможных конструкций рабочих колес реактивные турбины могут использоваться в гораздо большем диапазоне напоров и расходов, чем импульсные турбины. Реакционные турбины обычно имеют спиральный впускной кожух, который включает регулирующие заслонки для регулирования потока воды. На входе часть потенциальной энергии воды может быть преобразована в кинетическую энергию по мере ускорения потока. Впоследствии энергия воды отбирается в роторе.

Как отмечалось выше, широко используются четыре основных типа реактивных турбин: турбины Каплана, Фрэнсиса, Дериаза и пропеллерные.В турбинах Каплана с фиксированными лопастями и турбинами с регулируемыми лопастями (названными в честь австрийского изобретателя Виктора Каплана) через машину, по существу, существует осевой поток. Турбины типа Фрэнсиса и Дериаза (в честь американского изобретателя, родившегося в Великобритании Джеймса Б. Фрэнсиса и швейцарского инженера Поля Дериаза, соответственно) используют «смешанный поток», когда вода поступает радиально внутрь и выходит в осевом направлении. Рабочие лопатки на турбинах Фрэнсиса и пропеллера состоят из неподвижных лопастей, в то время как в турбинах Каплана и Дериаза лопасти могут вращаться вокруг своей оси, которая находится под прямым углом к ​​главному валу.

Что такое паровая турбина — описание и характеристики

Как работает паровая турбина?

Турбина Rateau — компаундирование под давлением

Тепловая энергия , содержащаяся в паре , преобразуется в механическую энергию путем расширения через турбину . Расширение происходит за счет ряда неподвижных лопастей (форсунок), которые направляют поток пара в высокоскоростные форсунки . Эти струи содержат значительную кинетическую энергию, которая преобразуется во вращение вала лопастями ротора в форме лопатки, когда паровая струя меняет направление (см .: Закон изменения количества движения).Паровая струя, перемещаясь по криволинейной поверхности лопасти, оказывает давление на лопатку за счет своей центробежной силы. Каждый ряд неподвижных сопел и подвижных лопастей называется ступенью . Лопатки вращаются на роторе турбины, а неподвижные лопатки концентрически расположены внутри круглого корпуса турбины.

Во всех турбинах скорость вращения лопастей равна пропорционально скорости пара , проходящего над лопаткой. Если пар расширяется только за одну стадию от давления котла до давления выхлопных газов, его скорость должна быть чрезвычайно высокой.Но типичная главная турбина на атомных электростанциях, в которой пар расширяется от давления около 6 МПа до давления около 0,008 МПа , работает со скоростью около 3000 об / мин для систем с частотой 50 Гц для 2-полюсного генератора (или 1500 об / мин для 4-х полюсных генераторов). -полюсный генератор) и 1800 об / мин для систем 60 Гц для 4-полюсного генератора (или 3600 об / мин для 2-полюсного генератора). Кольцо с одним лезвием потребует очень больших лезвий и примерно 30 000 об / мин, что слишком много для практических целей.

Таким образом, на большинстве из атомных электростанций используется одновальный турбогенератор , который состоит из одной многоступенчатой ​​турбины высокого давления и трех параллельных многоступенчатых турбин низкого давления , главного генератора и возбудителя. Турбина обычно представляет собой двухпоточную реакционную турбину с примерно 10 ступенями с закрытыми лопатками и вырабатывает около 30-40% полной выходной мощности энергоблока. Турбины низкого давления — это обычно двухпоточные реакционные турбины примерно с 5-8 ступенями (с закрытыми лопатками и с отдельно стоящими лопатками последних 3 ступеней). Турбины низкого давления вырабатывают примерно 60-70% полной выходной мощности энергоблока. Каждый ротор турбины установлен на двух подшипниках, т.е.е. между каждым турбинным модулем установлены двойные подшипники.

См. Также: Турбина ВД

См. Также: Турбина НД

Цикл Ренкина — Ts диаграмма

В этих турбинах ступень высокого давления получает пар (это почти насыщенный пар — x = 0,995 — точка C на рисунке; ​​ 6 МПа ; 275,6 ° C) от парогенератора и выпускает его. к влагоотделителю-пароперегревателю (точка D). Пар необходимо повторно нагреть, чтобы избежать повреждений, которые могут быть нанесены лопаткам паровой турбины паром низкого качества.Подогреватель нагревает пар (точка D), а затем пар направляется в ступень низкого давления паровой турбины, где расширяется (точка от E до F). Затем отработанный пар конденсируется в конденсаторе, и он находится под давлением значительно ниже атмосферного (абсолютное давление 0,008 МПа ) и находится в частично конденсированном состоянии (точка F), как правило, с качеством около 90%.

Схема паровой турбины типового PWR мощностью 3000 МВт.

Типы паровых турбин

Паровые турбины можно разделить на различные категории в зависимости от их конструкции, рабочего давления, размера и многих других параметров.Но есть два основных типа паровых турбин:

• импульсные турбины
• реакционные турбины .

Основным отличием является способ расширения пара при прохождении через турбину.

Импульсная турбина и реакционная турбина

Типы паровых турбин, основанные на геометрии лопаток и процессе преобразования энергии, — это импульсные турбины и реактивные турбины.

Импульсная турбина

Импульсная турбина состоит из движущихся лопастей , чередующихся с неподвижных сопел .В импульсной турбине пар расширяется в неподвижных соплах и остается под постоянным давлением при прохождении над лопатками. Curtis turbine , Rateau turbine или Brown-Curtis turbine являются турбинами импульсного типа. Первоначальная паровая турбина Де Лаваля была импульсной турбиной с однолопастным колесом.

Полное падение давления пара происходит только в стационарных форсунках. Хотя теоретические импульсные лопасти имеют нулевой перепад давления в движущихся лопастях, на практике, чтобы поток проходил через движущиеся лопасти, на движущихся лопастях также должен быть небольшой перепад давления.

Импульс против реактивной турбины — сравнение

В импульсных турбинах пар расширяется через сопло, где большая часть потенциальной энергии давления преобразуется в кинетическую энергию. Высокоскоростной пар из неподвижных форсунок ударяет по лопастям , меняет направление , которое, в свою очередь, прикладывает силу . Возникающий в результате импульс толкает лопасти вперед, заставляя ротор вращаться. Основная особенность этих турбин заключается в том, что перепад давления на одну ступень может быть довольно большим, что позволяет использовать большие лопатки и меньшее количество ступеней.За исключением применений с низким энергопотреблением, лопатки турбины расположены в несколько ступеней последовательно, что называется компаундированием, что значительно повышает эффективность на низких скоростях.

Современные паровые турбины часто используют и реакцию, и импульс в одном и том же агрегате, обычно изменяя степень реакции и импульса от хвостовика лопатки к ее периферии. Лопасти ротора обычно имеют конструкцию, напоминающую импульсную лопасть на месте гниения и реактивную лопасть на конце.

Лезвие импульсной реакции

Так как ступени Кертиса значительно снижают давление и температуру жидкости до умеренного уровня с большой долей работы на ступень.Обычно на стороне высокого давления предусматривается одна или несколько ступеней Кертиса, за которыми следует ступень Ратау или ступени реакции. В целом, когда учитывается трение, стадии реакции оказываются наиболее эффективными, за ней следуют Рато и Кертис в этом порядке. Потери на трение значительны для ступеней Curtis, поскольку они пропорциональны квадрату скорости пара. Причина того, что потери на трение менее значительны на стадии реакции, заключается в том, что пар непрерывно расширяется и, следовательно, скорости потока ниже.

Компаундирование паровых турбин

Компаундирование паровых турбин — это метод, при котором энергия пара извлекается на нескольких ступенях, а не на одной ступени турбины. Во всех турбинах скорость вращения лопасти пропорциональна скорости пара, проходящего через лопатку. Если пар расширяется только за одну стадию от давления котла до давления выхлопных газов, его скорость должна быть чрезвычайно высокой.

Составная паровая турбина имеет несколько ступеней i.е. он имеет более одного набора сопел и роторов, последовательно соединенных шпонками с валом или прикрепленных к корпусу, так что либо давление пара, либо скорость струи поглощаются турбиной на нескольких ступенях. Например, большая турбина высокого давления , используемая на атомных электростанциях, может быть двухпоточной реакционной турбиной с примерно 10 ступенями с закрытыми лопатками. Большие турбины низкого давления , используемые на атомных электростанциях, обычно представляют собой двухпоточные реакционные турбины с примерно 5-8 ступенями (с закрытыми лопатками и с отдельно стоящими лопатками последних трех ступеней).

В импульсной паровой турбине компаундирование может быть достигнуто тремя способами:

• компаундирование под давлением
• Скорость сложения
• компаундирование давление-скорость

Скорость смешивания

Импульсная турбина — составление скоростей

Импульсный каскад с составлением скоростей состоит из ряда неподвижных сопел , за которыми следуют двух или более рядов подвижных лопастей и неподвижных лопаток (без расширения).Это делит падение скорости на ступени на несколько более мелких капель. В этом типе полное падение давления (расширение) пара происходит только в первом кольце сопла . Это производит пар с очень высокой скоростью , который проходит через несколько ступеней неподвижных и подвижных лопастей. На каждом этапе поглощается только часть высокой скорости, остальная часть направляется на следующее кольцо неподвижных лопастей. Функция неподвижных лопастей заключается в перенаправлении пара (без существенного изменения скорости), выходящего из первого кольца движущихся лопастей, во второе кольцо движущихся лопастей.Затем струя переходит к следующему кольцу движущихся лопастей, процесс повторяется до тех пор, пока практически вся скорость струи не будет поглощена.

Этот метод сложения скоростей используется для решения проблемы одноступенчатой ​​импульсной турбины для использования пара высокого давления (т.е. требуемой скорости турбины), но они менее эффективны из-за высоких потерь на трение.

Компаундирование под давлением — Турбина Rateau — Турбина Zoelly

Турбина Rateau — компаундирование под давлением

Импульсная ступень с компаундом под давлением представляет собой ряд фиксированных форсунок , за которым следует ряд подвижных лопастей с несколькими ступенями для компаундирования.В этом типе полное падение давления пара не происходит в первом кольце сопел, а распределяется между всеми кольцами сопел. Эффект поэтапного поглощения падения давления заключается в уменьшении скорости пара, входящего в движущиеся лопасти. Пар из котла проходит через первое сопловое кольцо, в котором он только частично расширен . Затем он проходит над первым движущимся кольцом лопастей, где почти вся его скорость (импульс) поглощается. Из этого кольца он выходит в следующее сопловое кольцо и снова частично расширяется .Этот метод компаундирования под давлением используется в турбинах Rateau и Zoelly, но такие турбины больше и больше по размеру.

Компаундирование по давлению и скорости — Curtis Turbine

Curtis Turbine — компаундирование давления и скорости

Импульсные ступени могут быть составлены по давлению, по скорости или по давлению и скорости . Состав давление-скорость представляет собой комбинацию двух вышеуказанных типов компаундирования. Фактически, серия импульсных ступеней с комбинированной скоростью называется турбиной с комбинированной скоростью.Каждая ступень состоит из колец неподвижных и подвижных лопастей. Каждый набор колец подвижных лопастей разделен одним кольцом неподвижных сопел. На каждой ступени имеется одно кольцо неподвижных сопел и 3-4 кольца подвижных лопастей (с неподвижными лопастями между ними). Каждая ступень действует как импульсная турбина с увеличенной скоростью.

Пар, выходящий из парогенератора, проходит к первому кольцу неподвижных сопел, где он частично расширяется . Давление частично уменьшается, соответственно увеличивается скорость.Затем он проходит по 3-4 кольцам движущихся лопастей (с неподвижными лопастями между ними), где почти вся его скорость поглощается. Из последнего кольца ступени он выходит в следующее кольцо сопел и снова частично расширяется.

Это имеет то преимущество, что допускает больший перепад давления на каждой ступени и, следовательно, требуется меньше ступеней, что приводит к более короткой турбине для данного перепада давления. Видно, что давление постоянно на каждой стадии; поэтому турбина является импульсной турбиной.В турбине Curtis используется метод скоростной компаундирования.

Реакционная турбина — турбина Парсонса

Реакционная турбина состоит из движущихся лопастей ( форсунок ), чередующихся с неподвижных форсунок . В реакционной турбине пар расширяется в неподвижных соплах, а также в подвижных соплах. Другими словами, пар постоянно расширяется , когда он течет по лопастям.В движущихся лопастях наблюдается потеря давления и скорости. Подвижные лопасти имеют сужающееся паровое сопло. Следовательно, когда пар проходит над неподвижными лопастями, он расширяется с уменьшением давления пара и увеличением кинетической энергии.

В реакционных турбинах пар расширяется через неподвижное сопло, где потенциальная энергия давления преобразуется в кинетическую энергию. Высокоскоростной пар из неподвижных сопел ударяется о лопасти (сопла), меняет свое направление и подвергается дальнейшему расширению .Изменение направления и ускорение команды прикладывает силу. Возникающий в результате импульс толкает лопасти вперед, вызывая вращение ротора. Нет чистого изменения скорости пара на ступени, но происходит снижение как давления, так и температуры, что отражает работу, выполняемую при приводе ротора. В турбине этого типа падение давления происходит на нескольких ступенях, поскольку падение давления на одной ступени ограничено.

Основной особенностью этого типа турбины является то, что в отличие от импульсной турбины, падение давления на ступень ниже , поэтому лопатки становятся меньше, а количество ступеней увеличивается на .С другой стороны, реакционные турбины обычно более эффективны, то есть имеют более высокий «изэнтропический КПД турбины» . Реакционная турбина была изобретена сэром Чарльзом Парсонсом и известна как турбина Парсонса.

В случае паровых турбин, которые будут использоваться для выработки электроэнергии, реакционной турбине потребуется примерно удвоенное количество рядов лопаток по сравнению с импульсной турбиной для такой же степени преобразования тепловой энергии.Хотя это делает реакционную турбину намного длиннее и тяжелее, общий КПД реакционной турбины немного выше, чем у эквивалентной импульсной турбины при таком же преобразовании тепловой энергии.

Современные паровые турбины часто используют и реакцию, и импульс в одном и том же агрегате, обычно изменяя степень реакции и импульса от хвостовика лопатки к ее периферии. Лопасти ротора обычно имеют конструкцию, напоминающую импульсную лопасть на месте гниения и реактивную лопасть на конце.

Компаундирование реакционной турбины под давлением

Компаундирование паровых турбин — это метод, при котором энергия пара извлекается на нескольких ступенях, а не на одной ступени турбины. Во всех турбинах скорость вращения лопасти пропорциональна скорости пара, проходящего через лопатку. Если пар расширяется только за одну стадию от давления котла до давления выхлопных газов, его скорость должна быть чрезвычайно высокой.

Составная паровая турбина состоит из нескольких ступеней i.е. он имеет более одного набора сопел и лопаток, последовательно соединенных шпонками с валом или прикрепленных к корпусу, так что либо давление пара, либо скорость струи поглощаются турбиной на нескольких ступенях. Например, большая турбина высокого давления , используемая на атомных электростанциях, может быть двухпоточной реакционной турбиной с примерно 10 ступенями с закрытыми лопатками. Большие турбины низкого давления , используемые на атомных электростанциях, обычно представляют собой двухпоточных реактивных турбин с примерно 5-8 ступенями (с закрытыми лопатками и с отдельно стоящими лопатками последних 3 ступеней).

В реакционной паровой турбине компаундирование может быть достигнуто только при компаундировании под давлением. Фактически, это не совсем то, что обсуждалось в импульсных турбинах. Обратите внимание, что происходит расширение пара как в неподвижных, так и в подвижных лопастях.

Классификация турбин — условия подачи и отвода пара

Паровые турбины можно разделить на различные категории в зависимости от их назначения и рабочего давления .Промышленное использование турбины влияет на начальное и конечное состояние пара. Для работы любой паровой турбины должна существовать разница давлений между подачей пара и выхлопом.

В данную классификацию входят:

Паровая конденсационная турбина

Конденсационные паровые турбины чаще всего используются на тепловых электростанциях. В конденсационной паровой турбине максимальное количество энергии извлекается из пара, потому что существует очень высокая разница энтальпии между начальным (т.е.грамм. 6МПа; 275 ° С; x = 1 ) и конечных (например, 0,008 МПа; 41,5 ° C; x = 0,9 ) условий пара. Это достигается путем пропускания отработанного пара в конденсатор (называемый поверхностным конденсатором), который конденсирует отработанный пар из ступеней низкого давления основной турбины (снижает температуру и давление отработанного пара). Отработанный пар конденсируется, проходя по трубам с водой из системы охлаждения.

Уменьшение давления на выхлопе турбины увеличивает чистую работу за цикл, но также снижает паросодержание выходящего пара.

Цель поддержания минимально возможного давления выхлопных газов турбины является основной причиной включения конденсатора в тепловую электростанцию. Конденсатор создает вакуум, который максимизирует энергию, извлекаемую из пара, что приводит к значительному увеличению чистой работы и теплового КПД. Но и этот параметр (давление в конденсаторе) имеет свои технические пределы:

• Снижение давления выхлопных газов турбины снижает качество пара (или долю сухости). В какой-то момент расширение необходимо прекратить, чтобы избежать повреждений, которые могут быть нанесены лопаткам паровой турбины паром низкого качества.
• Снижение давления на выхлопе турбины значительно увеличивает удельный объем отработанного пара, что требует огромных лопаток в последних рядах ступени низкого давления паровой турбины.

В типовой конденсационной паровой турбине отработанный пар конденсируется в конденсаторе и находится под давлением значительно ниже атмосферного (абсолютное давление 0,008 МПа, , что соответствует 41,5 ° C). Этот пар находится в частично конденсированном состоянии (точка F), обычно его качество составляет около 90%.Обратите внимание, что давление внутри конденсатора также зависит от окружающих атмосферных условий:

• температура, давление и влажность воздуха при охлаждении в атмосферу
• Температура воды и расход в случае охлаждения в реку или море

Повышение температуры окружающей среды вызывает пропорциональное увеличение давления отработанного пара ( ΔT = 14 ° C, обычно является постоянным), следовательно, термический КПД системы преобразования энергии снижается.Другими словами, электрическая выходная мощность электростанции может изменяться при окружающих условиях , в то время как тепловая мощность остается постоянной.

Давление внутри конденсатора определяется температурой окружающего воздуха (т.е. температурой воды в системе охлаждения) и паровыми эжекторами или вакуумными насосами , которые отбирают газы (неконденсируемые) из поверхностного конденсатора и выбросить их в атмосферу.

Наименьшее возможное давление в конденсаторе — это давление насыщения, соответствующее температуре окружающей среды (например,грамм. абсолютное давление 0,008 МПа, , что соответствует 41,5 ° C ). Обратите внимание, что всегда существует разница температур (около ΔT = 14 ° C ) температуры конденсатора и температуры окружающей среды, которая возникает из-за конечных размеров и эффективности конденсаторов.

Паровая турбина с противодавлением

Паровая турбина с противодавлением — схема

Паровые турбины с противодавлением или турбины без конденсации наиболее широко используются для приложений с технологическим паром .Пар является основным источником энергии для многих промышленных процессов. Популярность технологического пара в качестве источника энергии объясняется его многочисленными преимуществами, в том числе:

• высокая теплоемкость,
• транспортабельность
• низкая токсичность

Технологический пар может производиться паровыми турбинами с противодавлением , которые также генерируют механическую работу (или электрическую энергию). Турбины с противодавлением расширяют свежий пар, подаваемый котлом, до давления, при котором пар необходим для процесса.Давление выхлопных газов регулируется регулирующим клапаном в соответствии с потребностями давления технологического пара. Турбины с противодавлением обычно используются на нефтеперерабатывающих заводах , установках централизованного теплоснабжения, целлюлозно-бумажных заводах и опреснительных установках , где требуются большие количества технологического пара низкого давления. Электроэнергия, вырабатываемая турбиной с противодавлением, прямо пропорциональна количеству необходимого технологического пара.

Паровая турбина повторного нагрева

Цикл Ренкина с повторным нагревом и перегревом ступени низкого давления

Промежуточные турбины также используются почти исключительно на тепловых электростанциях.Все турбины, которые имеют турбину высокого давления и турбину низкого давления, используют повторный нагрев пара между этими ступенями. Reheat позволяет доставлять больше тепла при температуре, близкой к пику цикла (т. Е. Увеличивается термический КПД). Это требует добавления теплообменника другого типа, называемого подогревателем . Использование подогревателя предполагает разделение турбины, то есть использование многоступенчатой ​​турбины с подогревателем. Было замечено, что более двух стадий повторного нагрева не нужны, поскольку следующая стадия увеличивает эффективность цикла только наполовину по сравнению с предыдущей стадией.

Ступени высокого и низкого давления турбины обычно находятся на одном валу и приводят в действие общий генератор, но имеют разные корпуса. В подогревателе поток отбирается после частичного расширения (точка D), проходит обратно через теплообменник, чтобы нагреть его до пиковой температуры (точка E), а затем направляется в турбину низкого давления. . Затем расширение завершается в турбине низкого давления от точки E до точки F.

Пар должен быть повторно нагрет или перегрет , чтобы избежать повреждений, которые могут быть нанесены лопаткам паровой турбины паром низкого качества.Высокое содержание капель воды может привести к быстрому удару и эрозии лопастей, которые возникают при попадании на лопасти конденсата. Для предотвращения этого в паропроводе, ведущем к турбине, устанавливаются отводы конденсата. Подогреватель нагревает пар (точка D), а затем пар направляется в ступень низкого давления паровой турбины, где расширяется (точка от E до F). Отработанный пар находится под давлением значительно ниже атмосферного, и, как видно из рисунка, пар находится в частично конденсированном состоянии (точка F), как правило, с качеством около 90%, но это гораздо более высокое качество пара, чем это было бы без подогрева.Соответственно, перегрев также имеет тенденцию решать проблему низкого качества пара на выхлопе турбины.

Турбина с отбором пара

Турбины с отбором пара распространены во всех сферах применения. В некоторых случаях, когда это необходимо, пар может быть отобран из турбины до того, как пар пройдет через последнюю ступень, названную отборной турбиной . Как и в турбинах с противодавлением, отобранный пар можно использовать во многих промышленных процессах или для повышения эффективности термодинамического цикла .Второй случай обычно известен как регенерация тепла .

Практически все большие паровые турбины используют регенерацию тепла (т.е. они являются вытяжными турбинами), поскольку это уменьшает количество топлива , которое необходимо добавить в котел. Снижение добавляемого тепла может быть достигнуто путем передачи тепла (частично расширенный пар) от определенных секций паровой турбины, температура которого обычно намного выше температуры окружающей среды, питательной воде. Обратите внимание, что большая часть энергии, содержащейся в паре, находится в форме скрытой теплоты парообразования.Потоки экстракции можно контролировать с помощью клапана или оставить неуправляемыми.

Например, на большинстве атомных электростанций используется одновальный турбогенератор, который состоит из одной многоступенчатой ​​турбины л.с. с 3 или 4 саморегулирующихся линий отбора и трех параллельных многоступенчатых турбин низкого давления с 3 или 4 саморегулирующиеся вытяжные линии .

Нагреватели питательной воды высокого давления обычно нагреваются отборным паром от турбины высокого давления, HP, тогда как подогреватели питательной воды низкого давления обычно нагреваются отборным паром от турбины низкого давления, LP.Оба обычно саморегулируются. Это означает, что чем больше расход питательной воды, тем выше скорость поглощения тепла паром и тем больше расход отводимого пара.

Схема паровой турбины типового PWR мощностью 3000 МВт.

Лопатки турбины

Самыми важными элементами турбины являются лопаток турбины . Они являются основными элементами, преобразующими энергию давления рабочего тела в кинетическую энергию. Лопатки турбины бывают двух основных типов:

• движущиеся лезвия
• фиксированные лезвия

В паровых турбинах пар расширяется через неподвижную лопатку (сопло), где потенциальная энергия давления преобразуется в кинетическую энергию.Высокоскоростной пар из неподвижных сопел сталкивается с движущимися лопастями, меняет свое направление, а также расширяется (в случае лопастей реактивного типа ). Изменение его направления и ускорение пара (в случае лопастей реактивного типа) прикладывают силу. Возникающий в результате импульс толкает лопасти вперед, вызывая вращение ротора. Типы паровых турбин в зависимости от геометрии лопаток и процесса преобразования энергии:

• импульсная турбина
• реакционная турбина

Современные паровые турбины часто используют как реакцию, так и импульс в одном и том же устройстве, обычно изменяя степень реакции и импульса от хвостовика лопатки к ее периферии.Лопасти ротора обычно имеют конструкцию, напоминающую импульсную лопасть на месте гниения и реактивную лопасть на конце.

Эффективность и надежность турбины зависят от правильной конструкции лопаток. Поэтому всем инженерам, занимающимся разработкой турбин, необходимо иметь представление о важности и основных аспектах конструкции лопаток паровой турбины. Проектирование лопаток турбины — это многопрофильная задача . Он включает в себя термодинамику, аэродинамику, машиностроение и материаловедение.

Для газовых турбин лопатки турбины часто являются ограничивающим элементом. Самая высокая температура в цикле возникает в конце процесса сгорания, и она ограничена максимальной температурой , которую могут выдержать лопаток турбины . Как обычно, металлургические соображения (около 1700 К) устанавливают верхний предел теплового КПД. Поэтому в лопатках турбин часто используются экзотические материалы, такие как суперсплавы , и множество различных методов охлаждения, таких как внутренние воздушные каналы, охлаждение пограничного слоя и термобарьерные покрытия.Разработка суперсплавов в 1940-х годах и новых методов обработки, таких как вакуумная индукционная плавка в 1950-х годах, значительно повысили температурную стойкость лопаток турбин. В лопатках современных турбин часто используются суперсплавы на основе никеля , содержащие хром, кобальт и рений.

Лопатки паровой турбины не подвергаются воздействию таких высоких температур, но они должны выдерживать работу с двухфазной жидкостью. Высокое содержание капель воды может привести к быстрому удару и эрозии лопастей, которые возникают при попадании на лопасти конденсата.Для предотвращения этого, например, в паропроводе, ведущем к турбине, устанавливаются отводы конденсата. Еще одна сложная задача для инженеров — это конструкция лопаток последней ступени турбины низкого давления. Эти лопасти должны быть (из-за большого удельного объема пара) очень длинными, что создает огромных центробежных сил во время работы. Следовательно, лопатки турбины подвергаются нагрузке от центробежной силы (ступени турбины могут вращаться со скоростью десятки тысяч оборотов в минуту (об / мин), но обычно со скоростью 1800 об / мин) и сил жидкости, которые могут вызвать разрушение, податливость или ползучесть.

Лопатки турбины — корень, профиль, кожух

Лопатки турбины обычно делятся на три части:

• Корень. Корень является конструктивным элементом лопатки турбины, который фиксирует лопатку в роторе турбины.
• Профиль. Профиль преобразует кинетическую энергию пара в механическую энергию лезвия.
• Кожух. Кожух снижает вибрацию лопасти, которая может быть вызвана прохождением пара под высоким давлением через лопасти.

Потери в паровых турбинах

Паровая турбина — не идеальный тепловой двигатель. Потери энергии имеют тенденцию к снижению КПД и производительности турбины. Эта неэффективность может быть объяснена следующими причинами.

• Остаточная потеря скорости. Скорость пара, покидающего турбину, должна иметь определенное абсолютное значение (v _ex ). Потери энергии из-за абсолютной скорости пара на выходе пропорциональны (v _ex ² /2).Этот тип потерь можно уменьшить, используя многоступенчатую турбину.
• Наличие трения . В реальных термодинамических системах или в реальных тепловых двигателях часть общей неэффективности цикла связана с потерями на трение отдельных компонентов (например, сопел или лопаток турбины)
• Утечка пара. Невозможно полностью изолировать ротор турбины и корпус. Некоторое количество пара выходит из камеры без выполнения полезной работы.
• Потери из-за механического трения в подшипниках. Каждый ротор турбины установлен на двух подшипниках, т.е. между каждым турбинным модулем установлены двойные подшипники.
• Потери давления в регулирующих клапанах и паропроводах. Между парогенераторами и главной турбиной находятся запорные клапаны главного паропровода (MSIV), дроссельно-стопорные клапаны и регулирующие клапаны. Как и трение в трубе, незначительные потери равны , примерно пропорционально квадрату расхода . Скорость потока в основных паропроводах обычно очень высока.Хотя дросселирование является изэнтальпическим процессом, падение энтальпии, доступное для работы в турбине, уменьшается, потому что это приводит к увеличению качества пара на выходящего пара на .
• Потери из-за низкого качества пара . Отработанный пар находится под давлением значительно ниже атмосферного, и пар находится в частично конденсированном состоянии, как правило, с качеством около 90%. Более высокое содержание капель воды может вызвать быстрое столкновение и эрозию лопастей, что происходит, когда на лопасти обрушивается конденсированная вода.
• Радиационные потери. Паровая турбина может работать в установившемся режиме с условиями на входе 6 МПа, t = 275,6 °. Поскольку это большая и тяжелая машина, она должна быть теплоизолирована, чтобы избежать потери тепла в окружающую среду.

Управление паровой турбиной

Управление паровой турбиной — это процедура управления расходом пара в паровой турбине, чтобы поддерживать постоянную скорость вращения турбины независимо от нагрузки на турбину.Типичная главная турбина на атомных электростанциях, в которой пар расширяется от давления около 6 МПа до давления около 0,008 МПа, работает со скоростью около:

• 3000 об / мин для систем 50 Гц для 2-полюсного генератора (или 1500 об / мин для 4-полюсного генератора),
• 1800 об / мин для систем 60 Гц для 4-полюсного генератора (или 3600 об / мин для 2-полюсного генератора).

Изменение нагрузки (выходной мощности) во время работы паровой турбины может существенно повлиять на ее производительность и эффективность.Традиционно атомные электростанции (АЭС) считались источниками базовой нагрузки электроэнергии, поскольку они используют технологию с высокими постоянными затратами и низкими переменными затратами. Однако это простое положение вещей больше не применяется во всех странах. Доля ядерной энергетики в национальном энергобалансе некоторых стран стала настолько большой, что коммунальным предприятиям пришлось реализовать или улучшить маневренность своих электростанций, чтобы иметь возможность адаптировать электроснабжение к суточным, сезонным или другим колебаниям. в спросе на электроэнергию.Например, это имеет место во Франции, где более 75% электроэнергии вырабатывается на АЭС, и где некоторые ядерные реакторы работают в режиме с отслеживанием нагрузки .

Основная цель работы паровой турбины — поддерживать постоянную скорость вращения независимо от переменной нагрузки. Это может быть достигнуто путем регулирования в паровой турбине. Основными методами регулирования, которые используются в паровых турбинах, являются:

1. Форсунка регулирующая. Источник: википедия.org Лицензия: CC BY-SA 3.0

   Дроссельная заслонка . Основными частями простой системы управления дроссельной заслонкой являются дроссельные запорные клапаны и особенно регулирующие клапаны между парогенераторами и главной турбиной. Основная цель регулирующих клапанов — снизить расход пара. В связи с уменьшением массового расхода пара испытывает увеличивающееся падение давления на регулирующем клапане, что на самом деле является изэнтальпическим процессом. Хотя дросселирование является изэнтальпическим процессом, падение энтальпии, доступное для работы в турбине, уменьшается, потому что это приводит к увеличению качества пара на выходящего пара на .

2. Сопло регулирующее . При управлении форсункой подача пара от главного клапана делится на две, три или более линий. Расход пара регулируется путем открытия и закрытия комплектов форсунок, а не регулирования его давления.
3. Управляющий байпас . Обычно он используется для предохранительного клапана, который пропускает пар непосредственно в последние ступени паровой турбины. Во время такой работы байпасные клапаны открываются, и свежий пар вводится в более поздние ступени турбины.Это генерирует больше энергии, чтобы удовлетворить возросшую нагрузку.
4. Комбинация 2 и 3 .

Отключение турбины

Каждая паровая турбина также оснащена аварийными регуляторами , которые срабатывают при определенных условиях. Как правило, незапланированный аварийный останов или турбины известен как «отключение турбины ». Сигнал отключения турбины инициирует быстрое закрытие из всех впускных клапанов пара (например, ).грамм. запорные клапаны турбины — ТСВ) для перекрытия потока пара через турбину.

Событие отключения турбины — это стандартный постулируемый переходный процесс, который должен быть проанализирован в отчете по анализу безопасности (SAR) для атомных электростанций.

В случае аварийного отключения турбины, неисправность турбины или реакторной системы приводит к отключению турбины от линии из-за внезапной остановки потока пара к турбине. Типичные причины отключения турбины, например:

• частота вращения вала турбины увеличивается сверх заданного значения (например.грамм. 110%) — превышение частоты вращения турбины
• балансировка турбины нарушена или из-за сильных вибраций
• неисправность системы смазки
• низкий вакуум в конденсаторе
• ручное аварийное отключение турбины

После отключения турбины реактор обычно отключается непосредственно по сигналу, поступающему от системы. С другой стороны, система защиты реактора подает сигнал отключения турбины всякий раз, когда происходит отключение реактора.Поскольку в ядерной системе подачи пара (NSSS) еще остается энергия, система автоматического байпаса турбины будет компенсировать избыточное производство пара.

Материалы для паровых турбин

Диапазон сплавов, используемых в паровых турбинах, относительно невелик, отчасти из-за необходимости обеспечить хорошее соответствие тепловых свойств, таких как расширение и проводимость, а отчасти из-за потребности в высокотемпературной прочности при приемлемой стоимости.

• Материал для роторов турбин.Роторы паровых турбин обычно изготавливаются из низколегированной стали. Роль легирующих элементов заключается в повышении прокаливаемости с целью оптимизации механических свойств и ударной вязкости после термообработки. Роторы должны выдерживать самые высокие паровые условия, поэтому наиболее часто используемым сплавом является сталь CrMoV.
• Материал обшивки. Корпуса паровых турбин обычно представляют собой большие конструкции сложной формы, которые должны обеспечивать удержание давления для паровой турбины.Из-за размера этих компонентов их стоимость оказывает сильное влияние на общую стоимость турбины. Материалами, используемыми в настоящее время для внутреннего и внешнего кожуха, обычно являются низколегированные стали CrMo (например, сталь 1-2CrMo). Для более высоких температур литые сплавы 9CrMoVNb считаются подходящими с точки зрения прочности.
• Материал лопаток турбины. В газовых турбинах лопатки турбины часто являются ограничивающим элементом. Наивысшая температура в цикле возникает в конце процесса сгорания, и она ограничена максимальной температурой , которую могут выдержать лопаток турбины .Как обычно, металлургические соображения (около 1700 К) устанавливают верхний предел теплового КПД. Поэтому в лопатках турбин часто используются экзотические материалы, такие как суперсплавы , и множество различных методов охлаждения, таких как внутренние воздушные каналы, охлаждение пограничного слоя и термобарьерные покрытия. Разработка суперсплавов в 1940-х годах и новых методов обработки, таких как вакуумная индукционная плавка в 1950-х годах, значительно повысили температурную стойкость лопаток турбин. В лопатках современных турбин часто используются суперсплавы на основе никеля , содержащие хром, кобальт и рений.
• Лопатки паровой турбины не подвергаются воздействию таких высоких температур, но они должны выдерживать работу с двухфазной жидкостью. Высокое содержание капель воды может привести к быстрому удару и эрозии лопастей, которые возникают при попадании на лопасти конденсата. Для предотвращения этого, например, в паропроводе, ведущем к турбине, устанавливаются отводы конденсата. Еще одна сложная задача для инженеров — это конструкция лопаток последней ступени турбины низкого давления. Эти лопасти должны быть (из-за большого удельного объема пара) очень длинными, что создает огромных центробежных сил во время работы.Следовательно, лопатки турбины подвергаются нагрузке от центробежной силы (ступени турбины могут вращаться со скоростью десятки тысяч оборотов в минуту (об / мин), но обычно со скоростью 1800 об / мин) и сил жидкости, которые могут вызвать разрушение, податливость или ползучесть.

См. Также: Материалы для паровых турбин — проблемы материалов

Принцип работы турбогенератора — производство электроэнергии

На большинстве из атомных электростанций используется одновальный турбогенератор , который состоит из одной многоступенчатой ​​турбины высокого давления и трех параллельных многоступенчатых турбин низкого давления , главного генератора и возбудителя.Турбина л.с. — это обычно двухпоточная импульсная турбина (или реактивного типа) с примерно 10 ступенями с закрытыми лопатками и вырабатывающая около 30-40% полной выходной мощности энергоблока. Турбины низкого давления — это обычно двухпоточные реактивные турбины с примерно 5-8 ступенями (с закрытыми лопатками и с отдельно стоящими лопатками последних 3 ступеней). Турбины низкого давления вырабатывают примерно 60-70% полной выходной мощности энергоблока. Каждый ротор турбины установлен на двух подшипниках, т.е.е. между каждым турбинным модулем установлены двойные подшипники.

Схема паровой турбины типового PWR мощностью 3000 МВт.

От парогенератора до главных паропроводов — испарение

Парогенератор — вертикальный

Система преобразования энергии типичного PWR начинается в парогенераторах в их стенках кожуха. Парогенераторы — это теплообменники , используемые для преобразования питательной воды в пар из тепла, производимого в активной зоне ядерного реактора. Питательная вода (вторичный контур) нагревается от ~ 230 ° C до 500 ° F (жидкость, предварительно нагретая регенераторами) до точки кипения этой жидкости (280 ° C; 536 ° F; 6,5 МПа) .Тепло передается через стенки этих труб к вторичному теплоносителю более низкого давления, расположенному на вторичной стороне теплообменника, где теплоноситель испаряется в пар под давлением ( насыщенный пар 280 ° C; 536 ° F; 6,5 МПа. ) . Насыщенный пар выходит из парогенератора через выпускное отверстие для пара и направляется в основные паропроводы и далее в паровую турбину .

Эти главные паропроводы связаны (например,через паросборную трубу) рядом с турбиной, чтобы разница давлений между парогенераторами не превышала заданного значения, таким образом поддерживая баланс системы и обеспечивая равномерный отвод тепла от системы охлаждения реактора (RCS). Пар проходит через запорные клапаны магистрального паропровода (MSIV), которые очень важны с точки зрения безопасности, к турбине высокого давления. Непосредственно на входе в паровую турбину расположены дроссельно-стопорные клапаны и регулирующие клапана .Управление турбиной достигается за счет изменения открытия этих клапанов турбины. В случае отключения турбины подача пара должна быть отключена очень быстро, обычно за доли секунды, поэтому запорные клапаны должны работать быстро и надежно.

Испарение воды при высоком давлении — Энергетический баланс в парогенераторе

Парогенератор — вертикальный

Рассчитайте количество теплоносителя первого контура, которое требуется для испарения 1 кг питательной воды в типичном парогенераторе.Предположим, что потери энергии отсутствуют, это всего лишь идеализированный пример.

Баланс первичного контура

Горячий теплоноситель первого контура ( вода, 330 ° C; 626 ° F; 16 МПа ) закачивается в парогенератор через вход первого контура. Теплоноситель первого контура выходит из парогенератора (вода 295 ° C; 563 ° F; 16 МПа) через выпускное отверстие первого контура.

ч _{I, вход} = 1516 кДж / кг

=> Δh _I = -206 кДж / кг

ч _{I, выход} = 1310 кДж / кг

Остаток питательной воды

Температурные градиенты в типичном парогенераторе PWR.

Питательная вода ( вода 230 ° C; 446 ° F; 6,5 МПа ) закачивается в парогенератор через вход питательной воды. Питательная вода (вторичный контур) нагревается от ~ 230 ° C 446 ° F до точки кипения этой жидкости (280 ° C; 536 ° F; 6,5 МПа) . Затем питательная вода испаряется, и сжатый пар (насыщенный пар 280 ° C; 536 ° F; 6,5 МПа) покидает парогенератор через выпускное отверстие для пара и направляется в паровую турбину.

ч _{II, вход} = 991 кДж / кг

=> Δh _II = 1789 кДж / кг

ч _{II, выход} = 2780 кДж / кг

Весы парогенератора

Поскольку разница в удельных энтальпиях для теплоносителя первого контура меньше, чем для питательной воды, очевидно, что количество теплоносителя первого контура будет выше 1 кг.Для производства 1 кг насыщенного пара из питательной воды требуется около 1789/206 x 1 кг = 8,68 кг теплоносителя первого контура.

Изобарическое добавление тепла

Цикл Ренкина — Ts Диаграмма

Изобарическое добавление тепла (в теплообменнике — котле) — В этой фазе (между состоянием 2 и состоянием 3) происходит теплопередача при постоянном давлении жидкому конденсату от внешнего источника, поскольку камера открыта для входа и выхода. Питательная вода (вторичный контур) нагревается до точки кипения (2 → 3a) этой жидкости, а затем испаряется в котле (3a → 3).Чистое добавленное тепло равно Q _{прибавить} = H ₃ — H ₂

От клапанов турбины до конденсатора — расширение

Цикл Ренкина — Ts диаграмма

Обычно на большинстве из атомных электростанций эксплуатируются многоступенчатых конденсационных паровых турбин . В этих турбинах ступень высокого давления принимает пар (этот пар является почти насыщенным паром — x = 0,995 — точка C на рисунке; ​​ 6 МПа ; 275.6 ° C) из парогенератора и отводят его в сепаратор-подогреватель влаги (MSR — точка D). Пар необходимо повторно нагреть, чтобы избежать повреждений, которые могут быть нанесены лопаткам паровой турбины паром низкого качества. Высокое содержание капель воды может привести к быстрому удару и эрозии лопастей, которые возникают при попадании на лопасти конденсата. Для предотвращения этого в паропроводе, ведущем к турбине, устанавливаются отводы конденсата.

Источник: ТВО — АЭС Олкилуото 3 www.tvo.fi / uploads / julkaisut / tiedostot / ydinvoimalayks_OL3_ENG.pdf

Обезвоженный пар перегревается отборным паром из ступени высокого давления турбины и паром непосредственно из главных паропроводов. Греющий пар конденсируется в трубках и отводится в систему питательной воды.

Подогреватель нагревает пар (точка D), а затем пар направляется в ступень низкого давления паровой турбины, где расширяется (точка от E до F). Затем отработанный пар конденсируется в конденсаторе и находится под давлением значительно ниже атмосферного (абсолютное давление 0.008 МПа ) и находится в частично конденсированном состоянии (точка F), как правило, с качеством около 90%. Ступени высокого и низкого давления турбины обычно находятся на одном валу и приводят в действие общий генератор, но имеют разные корпуса. Главный генератор вырабатывает электроэнергию, которая подается в электрическую сеть.

Расширение ступени высокого давления паровой турбины

Ступень высокого давления паровой турбины работает в установившемся режиме с условиями на входе 6 МПа, t = 275.6 ° C, x = 1 (точка C). Пар выходит из этой ступени турбины под давлением 1,15 МПа, 186 ° C и x = 0,87 (точка D). Вычислите разницы энтальпии (работа, выполняемая турбиной HP) между этими двумя состояниями.

Энтальпия для состояния C может быть выбрана непосредственно из таблиц пара, тогда как энтальпия для состояния D должна быть рассчитана с использованием качества пара:

ч _{1, влажный} = 2785 кДж / кг

h _{2, влажный} = h _{2, s} x + (1 — x) h

= 2782.0,87 + (1 — 0,87). 790 = 2420 + 103 = 2523 кДж / кг

Δh = 262 кДж / кг = Вт _л.с.

Изэнтропическое расширение

Цикл Ренкина — Ts Диаграмма

Изэнтропическое расширение (расширение в паровой турбине) — Пар из котла адиабатически расширяется из состояния 3 в состояние 4 в паровой турбине для выполнения работы, а затем сбрасывается в конденсатор (частично конденсируется). Пар действительно воздействует на окружающую среду (лопасти турбины) и теряет количество энтальпии, равное работе, которая покидает систему.Работа турбины определяется выражением W _T = H ₄ — H ₃ . И снова энтропия не изменилась.

От конденсатора к конденсатным насосам — Конденсация

Главный конденсатор конденсирует отработанный пар из ступеней низкого давления главной турбины, а также из системы сброса пара. Отработанный пар конденсируется, проходя по трубам с водой из системы охлаждения.

Давление внутри конденсатора определяется температурой окружающего воздуха (т.е. температурой воды в системе охлаждения) и паровыми эжекторами или вакуумными насосами , которые отбирают газы (неконденсируемые) из поверхностного конденсатора и выбросить их в атмосферу.

Наименьшее возможное давление в конденсаторе — это давление насыщения, соответствующее температуре окружающей среды (например, абсолютное давление 0,008 МПа, соответствует 41.5 ° С ). Обратите внимание, что всегда существует разница температур (около ΔT = 14 ° C ) температуры конденсатора и температуры окружающей среды, которая возникает из-за конечных размеров и эффективности конденсаторов. Поскольку ни один из конденсаторов не является теплообменником с 100% эффективностью, всегда существует разница температур между температурой насыщения (вторичная сторона) и температурой хладагента в системе охлаждения. Кроме того, имеется конструктивная неэффективность, которая снижает общий КПД турбины.В идеале пар, выпускаемый в конденсатор, должен иметь без переохлаждения . Но настоящие конденсаторы предназначены для переохлаждения жидкости на несколько градусов Цельсия, чтобы избежать кавитации на всасывании в конденсатных насосах. Но это переохлаждение увеличивает неэффективность цикла, потому что для повторного нагрева воды требуется больше энергии.

Уменьшение давления на выхлопе турбины увеличивает чистую работу за цикл, но также снижает паросодержание выходящего пара.

Цель поддержания минимально возможного давления выхлопных газов турбины является основной причиной включения конденсатора в тепловую электростанцию.Конденсатор создает вакуум, который максимизирует энергию, извлекаемую из пара, что приводит к значительному увеличению чистой работы и теплового КПД. Но и этот параметр (давление в конденсаторе) имеет свои технические пределы:

• Снижение давления выхлопных газов турбины снижает качество пара (или долю сухости). В какой-то момент расширение необходимо прекратить, чтобы избежать повреждений, которые могут быть нанесены лопаткам паровой турбины паром низкого качества.
• Снижение давления на выхлопе турбины значительно увеличивает удельный объем отработанного пара, что требует огромных лопаток в последних рядах ступени низкого давления паровой турбины.

В типичной паровой турбине отработанный пар конденсируется в конденсаторе и находится под давлением значительно ниже атмосферного (абсолютное давление 0,008 МПа, , что соответствует 41,5 ° C). Этот пар находится в частично конденсированном состоянии (точка F), обычно его качество составляет около 90%. Обратите внимание, что давление внутри конденсатора также зависит от окружающих атмосферных условий:

• температура, давление и влажность воздуха при охлаждении в атмосферу
• Температура воды и расход в случае охлаждения в реку или море

Повышение температуры окружающей среды вызывает пропорциональное увеличение давления отработанного пара ( ΔT = 14 ° C, обычно является постоянным), следовательно, термический КПД системы преобразования энергии снижается.Другими словами, электрическая выходная мощность электростанции может изменяться при окружающих условиях , в то время как тепловая мощность остается постоянной.

Конденсированный пар (теперь называемый конденсатом) собирается в горячем колодце конденсатора. Горячий колодец конденсатора также обеспечивает емкость для хранения воды, которая необходима для эксплуатационных целей, таких как подпитка питательной воды. Конденсат (насыщенная или слегка переохлажденная жидкость) подается в конденсатный насос, а затем перекачивается конденсатными насосами в деаэратор через систему подогрева питательной воды.Конденсатные насосы повышают давление обычно примерно до p = 1-2 МПа. Обычно имеется четыре центробежных конденсатных насоса на одну треть производительности с общими всасывающими и напорными коллекторами. Обычно работают три насоса, один в резерве.

Изобарический отвод тепла

Изобарический отвод тепла (в теплообменнике) — На этом этапе цикл завершается процессом с постоянным давлением, в котором тепло отводится от частично конденсированного пара. Происходит передача тепла от пара к охлаждающей воде, протекающей в охлаждающем контуре.Пар конденсируется, и температура охлаждающей воды повышается. Отклоненное чистое тепло определяется как Q _re = H ₄ — H ₁

От насосов конденсата к насосам питательной воды — регенерация тепла

Конденсат из конденсатных насосов затем проходит через несколько ступеней подогревателей питательной воды низкого давления , в которых температура конденсата повышается за счет передачи тепла от пара, отбираемого из турбин низкого давления.Обычно в каскад включаются три или четыре ступени подогревателей питательной воды низкого давления. Конденсат выходит из нагревателей питательной воды низкого давления примерно при p = 1 МПа, t = 150 ° C и поступает в деаэратор . Основная конденсатная система также содержит систему механической очистки конденсата от примесей. Подогреватели питательной воды саморегулирующиеся. Это означает, что чем больше расход питательной воды, тем выше скорость поглощения тепла паром и тем больше расход отводимого пара.

В паропроводах отборного пара между нагревателями питательной воды и турбиной установлены обратные клапаны. Эти обратные клапаны предотвращают обратный поток пара или воды в случае отключения турбины, что вызывает быстрое снижение давления внутри турбины. Любая вода, попадающая в турбину таким образом, может серьезно повредить лопасти турбины.

Регенерация тепла

Процесс регенерации тепла значительно увеличивает тепловой КПД паровой турбины за счет уменьшения количества топлива , которое необходимо добавить в котел.Этот процесс известен как регенерации тепла , и для этой цели можно использовать регенераторов тепла . Иногда инженеры используют термин экономайзеры , которые представляют собой теплообменники, предназначенные для снижения энергопотребления, особенно в случае предварительного нагрева жидкости . С другой стороны, процесс слива пара из турбины в определенной точке ее расширения и использования этого пара для нагрева питательной воды, подаваемой в котел, известен как отвод , и следует отметить небольшой объем работы, Вт _T , теряется турбиной.

Как видно из статьи «Парогенератор», питательная вода (вторичный контур) на входе в парогенератор может иметь температуру около ~ 230 ° C (446 ° F) , а затем нагревается до температуры кипения этой жидкость (280 ° C; 536 ° F; 6,5 МПа) и испаряется. Но конденсат на выходе из конденсатора может иметь температуру около 40 ° C , поэтому регенерация тепла в типичном PWR значительна и очень важна:

• Регенерация тепла увеличивает тепловой КПД, поскольку большая часть теплового потока в цикл происходит при более высокой температуре.
• Регенерация тепла вызывает уменьшение массового расхода, особенно через ступени низкого давления паровой турбины, следовательно, КПД изэнтропической турбины низкого давления увеличивается. Обратите внимание, что на последней стадии расширения пар имеет очень большой удельный объем, что требует больших лопаток последней ступени.
• Регенерация тепла приводит к повышению качества рабочего пара, так как стоки расположены по периферии корпуса турбины, где более высокая концентрация капель воды.Улучшенный дренаж турбины означает меньше проблем с эрозией лопаток.

Деаэратор

Принципиальная схема типичного деаэратора лоткового типа. Источник: wikipedia.org Лицензия: CC BY-SA 3.0

В общем, деаэратор — это устройство, которое используется для удаления кислорода и других растворенных газов из питательной воды в парогенераторы. Деаэратор является частью системы подогрева питательной воды. Обычно он располагается между последним нагревателем низкого давления и подкачивающими насосами питательной воды.В частности, растворенный кислород в парогенераторе может вызвать серьезные коррозионные повреждения из-за прикрепления к стенкам металлических трубопроводов и другого металлического оборудования и образования оксидов (ржавчины). Кроме того, растворенный диоксид углерода соединяется с водой с образованием угольной кислоты, которая вызывает дальнейшую коррозию.

В деаэраторе конденсат нагревается до состояния насыщения обычно паром, отводимым из паровой турбины. Отводимый пар смешивается в деаэраторе с помощью системы распылительных форсунок и каскадных тарелок, между которыми просачивается пар.Любые растворенные газы в конденсате высвобождаются в этом процессе и удаляются из деаэратора путем отвода в атмосферу или в главный конденсатор. Непосредственно под деаэратором находится резервуар для хранения питательной воды , в котором хранится большое количество питательной воды в условиях, близких к насыщению. В случае аварийного останова турбины эта питательная вода может подаваться в парогенераторы для поддержания необходимого запаса воды во время переходного процесса. Деаэратор и резервуар для хранения обычно расположены на большой высоте в машинном зале, чтобы обеспечить достаточный чистый положительный напор на всасывании (NPSH) на входе в насосы питательной воды. NPSH используется для измерения того, насколько жидкость находится в условиях насыщения. Понижение давления на стороне всасывания может вызвать кавитацию . Такое расположение сводит к минимуму риск кавитации в насосе.

От насосов питательной воды к парогенератору

Система насосов питательной воды обычно состоит из трех параллельных линий ( 3 × 50% ) насосов питательной воды с общими всасывающими и нагнетательными коллекторами. Каждый насос питательной воды состоит из бустера и основного насоса питательной воды .Насосы питательной воды (обычно приводимые в действие паровыми турбинами) повышают давление конденсата (~ 1 МПа) до давления в парогенераторе (~ 6,5 МПа).

Бустерные насосы обеспечивают необходимое давление всасывания основного насоса питательной воды. Эти насосы (оба насоса питательной воды) обычно представляют собой насосы высокого давления (обычно центробежного типа), которые всасывают воду из резервуара для хранения деаэраторной воды, который установлен непосредственно под деаэратором, и питают основные насосы питательной воды.Выходящая из насосов питательной воды вода проходит через нагреватели питательной воды высокого давления , попадает в защитную оболочку, а затем в парогенераторы.

Поток питательной воды к каждому парогенератору регулируется регулирующими клапанами питательной воды ( FRV ) в каждой линии питательной воды. Регулятор автоматически управляется уровнем парогенератора, расходом пара и расходом питательной воды.

Нагреватели питательной воды высокого давления нагреваются отборным паром турбины высокого давления HP Turbine.Сливы от нагревателей питательной воды высокого давления обычно направляются в деаэратор.

Парогенератор — вертикальный

Питательная вода ( вода 230 ° C; 446 ° F; 6,5 МПа ) закачивается в парогенератор через вход питательной воды. В парогенераторе питательная вода (вторичный контур) нагревается от ~ 230 ° C 446 ° F до точки кипения этой жидкости (280 ° C; 536 ° F; 6,5 МПа) . Затем питательная вода испаряется, и пар под давлением ( насыщенный пар 280 ° C; 536 ° F; 6,5 МПа) покидает парогенератор через выпускное отверстие для пара и направляется в паровую турбину, тем самым завершая цикл.

Изэнтропическое сжатие

Изэнтропическое сжатие (сжатие в центробежных насосах) — жидкий конденсат адиабатически сжимается из состояния 1 в состояние 2 центробежными насосами (обычно конденсатными насосами, а затем насосами питательной воды). Жидкий конденсат перекачивается из конденсатора в котел более высокого давления. В этом процессе окружающая среда воздействует на жидкость, увеличивая ее энтальпию (h = u + pv) и сжимая ее (увеличивая давление). С другой стороны, энтропия остается неизменной.Работа, необходимая для компрессора, определяется по формуле W _Насосы = H ₂ — H ₁ .

Как работает паровая турбина?

Большая часть электроэнергии в Соединенных Штатах вырабатывается с помощью паротурбинных двигателей — по данным Министерства энергетики США, более 88 процентов энергии в США производится с помощью паротурбинных генераторов на центральных электростанциях, таких как солнечные тепловые электрические, угольные и атомные электростанции.Предлагая более высокий КПД и низкую стоимость, паровые турбины стали неотъемлемой частью многих американских производств электроэнергии.

Первая паровая турбина

Первая современная паровая турбина была разработана сэром Чарльзом А. Парсонсом в 1884 году. Эта турбина использовалась для освещения выставки в Ньюкасле, Англия, и вырабатывала всего 7,5 кВт энергии. Теперь паротурбинные генераторы могут производить более 1000 МВт энергии на крупных электростанциях. Несмотря на то, что генерирующая мощность значительно увеличилась со времен Парсонса, конструкция осталась прежней.Но, как бы интуитивно ни был дизайн Парсонса, это не так просто, как пар, движущийся по лопастям. Он был основан на втором законе термодинамики и теореме Карно (), которая утверждает, что чем выше температура пара, тем выше эффективность электростанции. Давайте углубимся в то, как пар помогает приводить в действие большинство электростанций страны.

Как так много энергии забирают из пара?

Возвращаясь к школьной физике, вода кипит при 100 ° C. В этот момент молекулы расширяются, и мы получаем испаренную воду — пар.Используя энергию, содержащуюся в быстро расширяющихся молекулах, пар обеспечивает замечательную эффективность выработки энергии.

Учитывая высокую температуру и давление пара, неудивительно, что были случаи, когда аварии происходили из-за ненадлежащего использования или установки предохранительных клапанов. Один из самых заметных инцидентов произошел на атомной электростанции Три-Майл-Айленд. Все произошло из-за повышения давления пара, когда насосы, подававшие воду в парогенераторы, перестали работать.

Как работает паровая турбина?

Проще говоря, паровая турбина работает за счет использования источника тепла (газового, угольного, атомного, солнечного) для нагрева воды до чрезвычайно высоких температур до тех пор, пока она не превратится в пар. Когда этот пар проходит мимо вращающихся лопастей турбины, пар расширяется и охлаждается. Таким образом, потенциальная энергия пара во вращающихся лопатках турбины превращается в кинетическую энергию. Поскольку паровые турбины генерируют вращательное движение, они особенно подходят для привода электрических генераторов для выработки электроэнергии.Турбины соединены с генератором с осью, которая, в свою очередь, вырабатывает энергию через магнитное поле, которое производит электрический ток.

Как работают лопатки турбины?

Лопатки турбины предназначены для управления скоростью, направлением и давлением пара при его прохождении через турбину. Для крупномасштабных турбин к ротору прикреплены десятки лопастей, как правило, в разных наборах. Каждый набор лопастей помогает извлекать энергию из пара, а также поддерживает давление на оптимальном уровне.

Этот многоступенчатый подход означает, что лопатки турбины снижают давление пара очень небольшими приращениями на каждой ступени. Это, в свою очередь, снижает действующие на них силы и значительно улучшает общую мощность турбины.

Важность гибкого управления для вращающегося турбинного оборудования

При таком большом количестве энергии, проходящей через паровые турбины, необходимы механизмы управления, которые могут регулировать их скорость, управлять потоком пара и изменять температуру внутри системы.Поскольку большинство паровых турбин находится на крупных электростанциях, которым требуются нагрузки по требованию, возможность регулировать поток пара и общую выработку энергии является необходимостью.

Как системы управления Petrotech могут повысить эффективность вашего паротурбинного генератора

Изобретение паровой турбины изменило нашу способность производить энергию в больших масштабах. И даже если что-то настолько простое, как пар, проходящий через набор лопастей, легко увидеть, что эти механизмы довольно сложны.Таким образом, им нужна рефлексивная интеллектуальная система управления паровой турбиной, с помощью которой можно отслеживать и контролировать их работу. Усовершенствованные системы управления паровыми турбинами Petrotech для приводов компрессоров и генераторов имеют интегрированный пакет управления, который обеспечивает управление скоростью и производительностью. Наша продукция включает интегрированные системы управления для газовых и паровых турбин, генераторов, компрессоров, насосов и связанного вспомогательного оборудования. Чтобы узнать больше о наших элементах управления паровой турбиной, ознакомьтесь с нашими техническими документами по усовершенствованным элементам управления паровой турбиной для генераторов и механических приводов.

Расход и работа паровой турбины

Паровые турбины — одна из старейших и наиболее универсальных технологий первичных двигателей, остающихся в общем использовании. Они приводят в движение бесчисленное количество машин и производят электроэнергию на многих заводах по всему миру. Паровые турбины использовались более 120 лет, когда они заменили поршневые паровые двигатели из-за их более высокой эффективности и более низкой стоимости. Мощность паровой турбины может варьироваться от 20 киловатт до нескольких сотен мегаватт (МВт) для больших водителей.

Паровая турбина используется для выработки максимального количества механической энергии с использованием минимального количества пара в компактном приводе, обычно в конфигурации с прямым приводом. Возможности изменения или регулировки скорости также важны для паровых турбин. В настоящее время паровые турбины широко используются в различных приложениях приводов для механических приводов и энергоблоков и производят почти 1 миллион (МВт) мощности по всему миру.

Ротор паровой турбины — это вращающийся элемент, к которому прикреплены колеса и лопасти.Лезвие — это компонент, который извлекает энергию из пара.

Конструкции и типы паровых турбин

Доступны два основных типа конструкций паровых турбин. Один из них — это импульсная конструкция, в которой ротор вращается в результате воздействия пара на лопасти. Другой является реактивной конструкцией, и он работает по принципу, согласно которому ротор получает вращающую силу от пара, покидающего лопасти.

Пар обычно входит в один конец, движется в одном направлении к другому концу секции и выходит из обсадной колонны для повторного нагрева или передачи в следующую секцию.Однако в двухпоточной паровой турбине пар входит в середину и течет в обоих направлениях к концам секции. Двухпоточные устройства были популярны много лет назад. За исключением особых обстоятельств, они не рекомендуются для современных приложений.

Конденсатор

Основным типом паровой турбины является конденсационная паровая турбина, которая использовалась для больших приводов с превышением определенного предела номинальной мощности (скажем, как очень грубое указание, выше 8 МВт).Эти паровые турбины выпускаются непосредственно в один или несколько конденсаторов, которые поддерживают условия вакуума на выходе из паровой турбины. Система трубок с охлаждающей водой конденсирует пар в воду (жидкость) в конденсаторе.

Вакуум в конденсаторе возникает, когда охлаждающая вода из окружающей среды конденсирует пар (выхлоп турбины) в конденсаторе. Поскольку известно, что небольшое количество воздуха просачивается в систему, когда давление ниже атмосферного, для удаления неконденсируемых газов из конденсатора обычно используется относительно небольшой компрессор.Неконденсирующиеся газы могут включать воздух, небольшое количество побочного продукта коррозии, вызванной реакцией вода-железо, и водород.

Процессы конденсационной паровой турбины производят максимальную механическую мощность и эффективность от подачи пара. Однако выходная мощность конденсационных паровых турбин чувствительна к температуре окружающей среды. Конденсационные паровые турбины дорогие, большие, сложные и менее пригодны для применения с механическим приводом. Паровые турбины, особенно для малых и средних машин, пропускают пар вокруг рядов лопаток и через торцевые уплотнения.Когда конец находится под низким давлением, как в случае с конденсационными паровыми турбинами, воздух может просочиться в систему. Утечки вызывают меньшую мощность, чем ожидалось.

Противодавление

Другой тип паровой турбины — это паровая турбина с противодавлением, которая является наиболее подходящим оборудованием для приложений с механическим приводом, таких как приводы компрессоров или насосов. Термин противодавление относится к паровым турбинам, которые выпускают пар с давлением выше атмосферного.Давление нагнетания обычно определяется конкретным применением пара в установке. Более низкие давления часто используются в малых и больших приложениях низкого давления (НД), таких как системы отопления, а более высокие давления часто используются при подаче пара в промышленные процессы.

Промышленные процессы часто включают дальнейшее расширение для других меньших механических приводов с использованием небольших паровых турбин для приведения в действие вращающегося оборудования (например, насосов смазочного масла), которое непрерывно работает в течение длительных периодов времени.Значительная механическая способность генерировать энергию приносится в жертву, когда пар используется при значительном давлении, а не расширяется до вакуума в конденсаторе. Выпуск пара в парораспределительную систему при избыточном давлении 10 бар (изб.) Может принести в жертву примерно половину мощности, которая могла бы быть произведена при условиях пара на входе около 50 бар изб. И 420 ° C, что типично для малых и средних паровых турбин.

Между выходной механической мощностью конденсационной паровой турбины и комбинацией мощности и пара паровой турбины с противодавлением может быть обеспечено практически любое соотношение выходной мощности к теплу.Паровые турбины с противодавлением могут иметь множество различных противодавлений, что дополнительно увеличивает изменчивость отношения мощности к теплу.

Добыча

Третий тип паровых турбин — это паровые турбины с отжимом. Отборная турбина имеет одно или несколько отверстий в корпусе для отбора части пара при некотором промежуточном давлении. Отобранный пар можно использовать в технологических целях. Давление отбора пара может регулироваться или не регулироваться автоматически в зависимости от конструкции паровой турбины.

Регулируемый отбор позволяет лучше регулировать поток пара через паровую турбину для выработки дополнительной механической энергии в зависимости от рабочих сценариев. В некоторых специальных паровых турбинах могут быть предусмотрены несколько точек отбора, каждая из которых имеет разное давление, соответствующее разной температуре, при которой на установке требуется отопление (или другие услуги).

Конкретные потребности предприятия в паре и электроэнергии с течением времени определяют степень отбора пара.В больших, часто сложных установках, дополнительный пар может поступать (поступать в корпус и увеличивать поток в паровом тракте) к паровой турбине. Часто это происходит, когда несколько котлов и паропроизводящих систем используются при разном давлении из-за сложности установки и необходимости достижения максимальной тепловой эффективности или ее исторического существования (в сложных установках, которые подвергались нескольким реконструкциям и расширениям). Эти паровые турбины называются паровыми турбинами с впуском.Производители адаптировали запросы клиентов на дизайн, изменяя площадь проходного сечения на ступенях и степень, в которой пар извлекается (или удаляется из пути потока между ступенями), чтобы соответствовать техническим требованиям. В местах отбора и впуска пара клапаны управления потоком пара обычно увеличивают стоимость пара и системы управления.

Когда пар расширяется за счет высокого давления, как в больших паровых турбинах, пар может начать конденсироваться в турбине, когда температура пара падает ниже температуры насыщения при этом давлении.Если в паровой турбине образуются капли воды, может произойти эрозия лопаток, когда капли ударяют по лопаткам. На этом этапе расширения пар иногда возвращается в котел и повторно нагревается до высокой температуры, а затем возвращается в паровую турбину для дальнейшего (безопасного и надежного) расширения. В некоторых крупных паротурбинных установках сверхвысокого давления также могут быть установлены системы двойного перегрева.

Паровые турбины с отбором и впуском являются специальными машинами, и их следует использовать только в тех случаях, когда они действительно необходимы, поскольку их работа и управление всей системой сложны и иногда могут приводить к эксплуатационным проблемам.Паровые турбины с отбором и впуском представляют собой сложные турбомашины со сложным управлением и эксплуатацией, которые должны одновременно управлять паровыми турбинами (часто с переменной нагрузкой) с различными регуляторами расхода пара в зависимости от других агрегатов и требований системы. Их следует использовать только в специальных крупных установках, в которых другие более простые паровые турбины не могут быть коммерчески конкурентоспособными по своим мощностям, тепловому КПД или другим соображениям. Обычно использование сложной паровой турбины с отбором и впуском не оправдано для работы с мощностью в несколько мегаватт и сложных схем работы паровой турбины с переменной нагрузкой и скоростью.

Расход пара, работа и конструкция

Пар сначала нагревается в системе генерации пара (например, в котлах или системах утилизации отходящего тепла), где он достигает высокой температуры, примерно от 400 ° C до 600 ° C. Первый клапан, с которым сталкивается пар, когда он движется из системы генерации пара в паровую турбину, — это главный запорный клапан (главный отключающий или отключающий клапан), который либо полностью открыт, либо полностью закрыт. Этот клапан часто не контролирует поток пара, кроме как полностью его остановить.

Рис. 2. Показан еще один пример паровой турбины с внутренними устройствами, компонентами и подсистемами.

Регулирующие или дроссельные клапаны в различных компоновках и конфигурациях также используются для управления впуском пара. Также распространены комбинированные триггерные и дроссельные клапаны. Во многих паровых турбинах должны быть предусмотрены как минимум два независимых отключающих клапана для надлежащего резервирования. Эти клапаны расположены непосредственно перед паровой турбиной и предназначены для выдерживания полной температуры и давления пара.Эти клапаны необходимы, потому что при потере механической нагрузки паровая турбина быстро разгонится и разрушится. Это случается нечасто. Причиной этого может быть необычная первопричина, например, отказ муфты. Возможны и другие несчастные случаи, из-за которых требуется два или три независимых запорных клапана, которые обеспечивают безопасность и надежность, но увеличивают стоимость системы.

Приводы паровых турбин оснащены дроссельными клапанами или регуляторами сопел для регулирования потока пара и обеспечения работы с переменной скоростью.Привод паровой турбины может выполнять ту же функцию, что и привод электродвигателя с регулируемой скоростью. Паровые турбины обычно могут работать в широком диапазоне скоростей и не выходят из строя при перегрузке. Они также обеспечивают высокий пусковой крутящий момент, необходимый для нагрузок с постоянным крутящим моментом, например, для поршневых насосов или компрессоров.

Пар ударяет по первому ряду лопастей при таком высоком давлении, что он может создавать крутящий момент с небольшой площадью поверхности. Воздействие пара заставляет ротор вращаться.Однако по мере продвижения ступеней паровой турбины пар теряет давление и энергию, поэтому требуются все более большие площади поверхности. По этой причине размеры лопастей увеличиваются с каждой ступенью. Когда пар выходит из турбины, его температура падает, и он теряет почти все свое повышенное давление. Некоторое падение давления также происходит на диафрагме, которая является компонентом между внешней стенкой и внутренней перемычкой. Перегородки диафрагмы направляют пар к вращающимся лопастям.

Пар должен ударить по лопастям под определенным углом, чтобы максимизировать полезную работу давления пара. Здесь в игру вступают сопла. Между лопастными колесами размещены неподвижные кольца форсунок, чтобы «повернуть» пар под оптимальным углом для удара лопастей. Упорный подшипник установлен на одном конце главного вала для сохранения его осевого положения и предотвращения столкновения движущихся частей с неподвижными частями. Опорный подшипник поддерживает главный вал и не позволяет ему выскакивать из корпуса на высоких скоростях.

Вытяжной колпак направляет пар из последней ступени паровой турбины, и он спроектирован так, чтобы минимизировать потерю давления, которая снизила бы тепловой КПД паровой турбины. После выхода из выхлопной секции пар поступает в конденсатор, где охлаждается до жидкого состояния. В процессе конденсации пара обычно создается вакуум, который затем вводит больше пара из паровой турбины. Вода возвращается в систему производства пара, повторно нагревается и используется повторно. Регулятор — это устройство, которое регулирует скорость турбины.Современные паровые турбины имеют электронный регулятор, который использует датчики для контроля скорости, проверяя зубья ротора.

Чтобы спроектировать более эффективную паровую турбину, следует использовать кожух с соответствующими соплами и лопастями для ограничения пара и клапаны для управления подачей пара к соплам. Толстостенные отливки, используемые для секций турбин, работающих под давлением, называются кожухами и обычно изготавливаются из материалов из легированной стали. Некоторые конструкции включают внутреннюю и внешнюю оболочки, которые служат для уравновешивания перепада давления и уменьшения толщины оболочки при тепловом напряжении, запуске и нагрузке.Многоступенчатые конструкции используются для повышения эффективности. Тип и количество ступеней турбины, а также форма и размер лопаток различаются. Они определяются на основе давления и температуры пара, давления выхлопных газов и скорости.

Когда ротор паровой турбины неподвижен, пар, проходящий через сопло, ударяет по лопаткам с полной силой, создавая наибольший крутящий момент. Однако, поскольку это происходит при остановленном роторе, выполняемая работа равна нулю.С другой стороны, если скорость ротора равна скорости пара, пар не будет иметь компоненты скорости относительно лопастей, и лопасти не будут вращаться. Следовательно, этот случай приводит к нулевому крутящему моменту и, опять же, нулевой работе. Максимальный КПД находится между этими двумя крайностями. Для достижения идеальных рабочих условий и максимальной эффективности необходимо провести надлежащую оптимизацию.

Из-за высокого давления, используемого в паровых турбинах, корпус достаточно толстый, и, следовательно, паровые турбины обладают большой тепловой инерцией.Их следует медленно нагревать и охлаждать, чтобы свести к минимуму дифференциальное расширение между вращающимися лопастями и неподвижными компонентами. Для разогрева больших паровых турбин может потребоваться от пяти до девяти часов. В то время как агрегаты меньшего размера имеют более быстрое время пуска, паровые турбины заметно отличаются от поршневых двигателей, которые запускаются быстро, и от газовых турбин, которые могут запускаться за умеренное время и с разумной скоростью следовать за нагрузкой.

Применения паровых турбин обычно работают непрерывно в течение продолжительных периодов времени, даже несмотря на то, что пар, подаваемый в агрегат, и передаваемая механическая мощность могут изменяться в течение таких периодов непрерывной работы.Поскольку большинство паровых турбин выбираются для приложений с высокими коэффициентами нагрузки, характер их применения часто учитывает необходимость только медленных изменений температуры во время работы, и можно допустить длительное время запуска. Паровые котлы также имеют длительное время запуска.

Поток, износ и деградация

Примеси в паре могут вызывать отложения, накипь и коррозию в паровых турбинах, что отрицательно сказывается на их работе. Три наиболее важных механизма отказа в любой паровой турбине низкого давления, связанные с коррозией, — это точечная коррозия, коррозионная усталость и коррозионное растрескивание под напряжением.Местная паровая среда определяет, возникают ли эти механизмы повреждения на поверхностях лезвий и дисков.

Зона фазового перехода, где расширение и охлаждение пара приводит к конденсации, особенно важна. Ряд процессов, происходящих в этой зоне, таких как осаждение химических соединений из перегретого пара, осаждение, испарение и высыхание жидких пленок на горячих поверхностях, приводят к образованию потенциально коррозионных поверхностных отложений.

Чистота пара и условия отключения — два параметра, которые приводят к коррозионным повреждениям.Еще одним важным фактором могут быть условия окружающей среды, возникающие во время останова. Это условия, которые возникают во время незащищенного останова, когда насыщенные кислородом влажные и жидкие пленки образуются на поверхностях паропровода в результате гигроскопических эффектов. Эти пленки непосредственно вызваны ненадлежащими методами останова, принятыми группой по эксплуатации / техническому обслуживанию паровых турбин или всей командой. Они могут привести к питтингу, который чаще всего является предвестником механизмов коррозии.

Соответствующие свойства материала (такие как состав, структура и внутренние напряжения) и конструкция (температура, напряжения и щели) также играют важную роль.Точечная коррозия может также возникать во время работы в щелях, например, в местах крепления лезвий. Чистота пара контролирует большинство процессов коррозии и жизненно важна для надежности паровой турбины.

Механические блокировки могут возникать в результате отложений. Блокировки в чувствительных местах, хотя и встречаются редко, обычно имеют серьезные последствия. Например, даже небольшие отложения на штоке обратного клапана паровой турбины могут нарушить его работу. В случае отключения паровой турбины неисправный обратный клапан может привести к продолжению потока пара и некоторому повреждению турбины.Кроме того, отложения на неподвижных частях, если они достаточно толстые и сильные, могут препятствовать движению лезвия, представляя особый риск механического повреждения небольших лезвий.

Закупорка парового тракта изменяет соотношение давлений в паровой турбине таким образом, что может вызвать осевое смещение вала. Это может привести к контакту между вращающимися и неподвижными частями, что может привести к серьезному повреждению. Такие условия часто обнаруживаются и избегаются путем контроля давления в паровой турбине.

Более частым, но менее значимым результатом блокировки потока пара является снижение пропускной способности (поглощающей способности) паровой турбины и изменение эффективного профиля потока пара на лопатках паровой турбины. Эти изменения приводят к уменьшению расхода пара, снижению выходной мощности и снижению эффективности турбины. Распространенными примерами являются отложения меди и алюминия в паровых турбинах высокого давления и отложения кремнезема в турбинах среднего и низкого давления.

Амин Алмаси — старший консультант по вращающемуся оборудованию в Австралии. Он является дипломированным профессиональным инженером Engineers Australia и IMechE и имеет степени бакалавра и магистра в области машиностроения и RPEQ. Он является активным членом Engineers Australia, IMechE, ASME и SPE и является автором более 100 документов и статей, посвященных вращающемуся оборудованию, мониторингу состояния, шельфовой и подводной эксплуатации и надежности.

Типы паровых турбин

Лучшее определение паровой турбины — это преобразование тепловой энергии пара в механическую работу, которая совершается на вращающемся выходном валу.Это своего рода машина с тепловым двигателем. Турбины, от малых до больших, производятся в широком диапазоне мощностей. Турбины имеют много преимуществ перед паровыми двигателями. Более высокий тепловой КПД может быть достигнут с паровыми турбинами. Поскольку нет трущихся частей, смазка также очень проста. Они идеально подходят для больших электростанций.

Принцип работы паровых турбин

Паровые турбины работают по принципу динамического действия пара. Пар, выходящий из форсунок, ударяется о вращающиеся лопасти, которые установлены на диске, установленном на валу.Этот высокоскоростной пар создает динамическое давление на лопасти, при котором вал и лопасти начинают вращаться в одном направлении.

В зависимости от рабочего давления, размера, конструкции и многих других параметров различают два основных типа паровых турбин.

1) Импульсная турбина

2) Реакционная паровая турбина

Основное различие этих турбин зависит от того, как пар расширяется при прохождении через турбину.

Импульсная турбина

Пар, выходящий с очень высокой скоростью через неподвижное сопло, ударяется о лопасти, закрепленные на периферии ротора.Не меняя своего давления, лопасти изменяют направление потока пара. Вращение вала турбины в основном происходит за счет изменения количества движения. Немногочисленные примеры импульсной турбины — турбина Брауна-Кертиса, турбина Кертиса и турбина Рато. Де Лаваль была оригинальной паровой турбиной с однолопастным колесом.

Обычно варьируя степень реакции и импульса от хвостовика лопатки к ее периферии, современные паровые турбины часто используют как импульс, так и реакцию в одном и том же агрегате.

Паровая реактивная турбина

Когда пар проходит над лопастями, он расширяется как в неподвижных, так и в движущихся лопастях реактивной турбины. Постоянно происходит падение давления как в движущихся, так и в неподвижных лопастях. Эта турбина немного отличается от импульсной, где она состоит из движущихся лопастей, чередующихся с неподвижными соплами. В отличие от импульсной турбины, в реакционной турбине падение давления на ступень ниже. Реакционные турбины обычно более эффективны.Примером этой турбины является турбина Парсона.

Для реакционной турбины потребуется примерно вдвое больше рядов лопаток, чем для импульсной турбины для того же преобразования тепловой энергии. И это делает реактивную турбину намного длиннее и тяжелее.
Теперь, когда вы знаете, как работают разные паровые турбины, давайте кратко рассмотрим их различия.

Импульсная турбина

• Лопасти, прикрепленные к ротору, поражаются импульсной силой.
• Когда пар проходит через сопла, он полностью расширяется, а его давление остается постоянным.
• Лезвия симметричны по форме.
• Высокая скорость импульсной турбины, так как скорость пара высокая.
• Количество ступеней, необходимых для выработки той же мощности, намного меньше.
• Кривая высокой эффективности лезвия.

Реакционная турбина

• Векторная сумма реактивной и импульсной силы ударяет по лопастям, прикрепленным к ротору.
• Давление не может полностью расшириться. Только когда он проходит через сопла и опирается на лопасти ротора, он частично расширяется.
• Лезвия асимметричны по форме.
• Поскольку скорость пара в реакционной турбине ниже, скорость намного ниже, чем в импульсной турбине.
• Для развития той же мощности требуется больше ступеней.
• Кривая КПД лопастей ниже по сравнению с импульсной турбиной.

Еще одним важным аспектом паровых турбин является система управления паровой турбиной. Независимо от изменения нагрузки, этот метод используется для поддержания постоянной постоянной скорости турбины. Целью этого было бы подавать пар в турбину таким образом, чтобы турбина обеспечивала постоянную скорость, насколько это возможно, при изменении нагрузки.

Turbine — Energy Education

Рис. 1. Турбины могут быть довольно большими, паровая турбина вверху масштабируется вместе с человеком. ^[1]

Турбина представляет собой устройство, которое использует кинетическую энергию некоторой жидкости, такой как вода, пар, воздух или газообразные продукты сгорания, и превращает ее во вращательное движение самого устройства. ^[2] Эти устройства обычно используются в производстве электроэнергии, двигателях и силовых установках и классифицируются как тип двигателя. Они классифицируются как таковые, потому что движки — это просто технологии, которые принимают входные данные и генерируют выходные данные. Простая турбина состоит из ряда лопаток — в настоящее время сталь является одним из наиболее распространенных используемых материалов — и позволяет жидкости попадать в турбину, толкая лопатки.Эти лопасти затем вращаются и выбрасывают жидкость, которая теперь имеет меньше энергии, чем когда она поступала в турбину. Часть энергии улавливается турбиной и используется. ^[2]

Турбины используются во многих различных областях, и каждый тип турбины имеет немного отличающуюся конструкцию для правильного выполнения своей работы. Турбины используются в ветроэнергетике, гидроэнергетике, в тепловых двигателях и для движения. Турбины чрезвычайно важны, потому что почти вся электроэнергия вырабатывается ими. ^[2]

Тепловые двигатели

основная статья

Турбины обычно используются в тепловых двигателях из-за их высокого КПД при высокой мощности. Кроме того, турбины требуют довольно небольшого обслуживания.

Газовые турбины часто используются в тепловых двигателях, поскольку они являются одними из самых гибких типов турбин. Одно конкретное применение этих газовых турбин — в реактивных двигателях. ^[2] В этих газовых турбинах сжатый воздух нагревается и смешивается с некоторым количеством топлива.Когда эта смесь воспламеняется, она быстро расширяется. Расширяющийся воздух проталкивается в турбину, заставляя ее вращаться. Поскольку они используют сжатый воздух, большие высоты не влияют на эффективность турбин, что делает их идеальными для использования в самолетах. ^[3] . Схема газовой турбины показана на рисунке 2 ниже.

Рисунок 2. Схема газотурбинного двигателя. ^[4]

Эти турбины используются не только в самолетах, но и для выработки электроэнергии на электростанциях, работающих на природном газе.Газы сгорания в этом случае образуются при сгорании природного газа. ^[3]

Производство электроэнергии

Гидроэлектроэнергия

основная статья

Рисунок 3. Схема гидроэлектрической турбины. ^[5]

В этом случае вода, находящаяся за плотиной, выпускается и падает на турбину, генерируя электричество при подключении к генератору. Эти турбины необходимы в области гидроэнергетики — процесса получения энергии из воды.

В целом конструкция гидроэлектрических турбин такая же. К вращающемуся валу или пластине прикреплен ряд лопастей. Затем вода проходит через турбину над лопастями, заставляя внутренний вал вращаться. Затем это вращательное движение передается генератору, в котором вырабатывается электричество. Существует множество различных типов турбин, которые лучше всего использовать в разных ситуациях. Каждый тип турбины создан для обеспечения максимальной мощности в той ситуации, в которой он используется.Есть много факторов, которые необходимо изучить, чтобы определить, какую турбину следует использовать. Эти факторы включают гидравлический напор, сброс гидроэлектростанции и стоимость. ^[6]

На этих объектах обычно используются два типа турбин, и выбор того, какой из них использовать, зависит от того, на что похож гидроэлектростанция. Это реактивные и импульсные турбины. Для получения дополнительной информации о том, как работают эти турбины, и более подробной информации о других турбинах щелкните здесь.

Ветер

основная статья

Ветровые турбины работают путем преобразования кинетической энергии ветра в механическую энергию, которая используется для выработки электроэнергии путем вращения генератора. Эти турбины могут быть наземными или морскими ветряными. Эти турбины состоят из трех основных компонентов. Первым из них являются лопасти несущего винта, которые имеют форму крыльев самолета и предназначены для улавливания воздуха, заставляя лопасти вращаться. Второй компонент — гондола, набор шестерен и генератор, преобразующий вращение лопасти в электрическую энергию.Наконец, башня — это большая подставка, на которой установлены лопасти и гондола. ^[7]

Список литературы

Его свойства, работа, типы и применение

Паровая турбина эволюционировала в первом веке, когда это устройство напоминает игрушку. Затем было изобретено практическое применение паровых турбин, которые послужили основой для развития других типов паровых турбин. Современный вид паровой турбины был представлен в 1884 году человеком Чарльзом Парсонсом, конструкция которого включает динамо-машину.Позже это устройство приобрело известность благодаря своим эксплуатационным характеристикам, и люди стали применять его в своих операциях. В этой статье описываются концепции, относящиеся к паровой турбине и ее функциям.

Что такое паровая турбина?

Определение: Паровая турбина подпадает под классификацию механической машины, которая изолирует тепловую энергию от нагнетаемого пара и преобразует ее в механическую энергию. Поскольку турбина производит вращательное движение, она наиболее подходит для работы электрических генераторов.Само название указывает на то, что устройство приводится в движение паром, и когда паровой поток проходит через лопатки турбины, пар охлаждается, а затем расширяется, передавая почти всю имеющуюся у него энергию, и это непрерывный процесс.

Паровая турбина

Таким образом, лопасти преобразуют потенциальную энергию устройства в энергию кинетического движения. Таким образом, паровая турбина используется для подачи электроэнергии. Эти устройства используют повышенное давление пара для вращения электрогенераторов на чрезвычайно высоких скоростях, при этом скорость их вращения максимальна, чем у водяных турбин и ветряных турбин.

Например: обычная паровая турбина имеет скорость вращения 1800-3600 оборотов в минуту, почти в 200 раз больше оборотов, чем у ветряной турбины.

Принцип работы паровой турбины

Принцип действия этого устройства основан на динамическом движении пара. Пар с повышенным давлением, выходящий из форсунок, ударяет по вращающимся лопастям, которые плотно прилегают к диску, установленному на валу. Поскольку из-за этой повышенной скорости пара создает сильное давление на лопасти устройства, после чего вал и лопасти начинают вращаться в аналогичном направлении.Как правило, паровая турбина изолирует энергию штока, а затем преобразует ее в кинетическую энергию, которая затем проходит через сопла.

Оборудование в паровой турбине

Итак, преобразование кинетической энергии оказывает механическое воздействие на лопасти ротора, и этот ротор связан с паротурбинным генератором, и он действует как посредник. Поскольку конструкция устройства настолько обтекаема, она генерирует минимальный шум по сравнению с другими видами вращающихся устройств.

В большинстве турбин скорость вращающейся лопасти линейна относительно скорости пара, проходящего через лопатку. Когда пар расширяется в самой однофазной фазе от силы этого котла до силы истощения, тогда скорость пара чрезвычайно увеличивается. В то время как основная турбина, которая используется на атомных станциях, где скорость расширения пара составляет от 6 МПа до 0,0008 МПа, имеющая скорость 3000 оборотов на 50 Гц частоты и 1800 оборотов при частоте 60 Гц.

Итак, многие атомные станции функционируют как одновальный турбинный генератор высокого давления, который имеет одну многоступенчатую турбину и три параллельные турбины низкого давления, возбудитель вместе с главным генератором.

Типы паровых турбин

Паровые турбины классифицируются по многим параметрам, и их много типов. Типы, которые будут обсуждаться, следующие:

На основе движения пара

На основе движения пара они классифицируются на различные типы, которые включают следующие.

Импульсная турбина

Здесь пар с экстремальной скоростью, который выходит из сопла, ударяется о вращающиеся лопасти, которые расположены на периферийной части ротора. Так как из-за удара лопасти меняют направление вращения без изменения значений давления. Давление, вызванное импульсом, развивает вращение вала. Примерами этого типа являются турбины Рато и Кертиса.

Реакционная турбина

Здесь расширение пара будет присутствовать как в движущихся, так и в постоянных лопастях, когда поток проходит через них.На этих лопастях будет постоянный перепад давления.

Комбинация реактивной и импульсной турбины

На основе комбинации реактивной и импульсной турбины они подразделяются на различные типы, которые включают следующие.

• На основе ступеней давления
• На основе движения пара

На основе ступеней давления

На основе ступеней давления они подразделяются на разные типы.

Одноступенчатый

Они используются для включения центробежных компрессоров, нагнетательного оборудования и других подобных инструментов.

Многофазная реактивная и импульсная турбина

Они используются в крайнем диапазоне мощностей, минимальном или максимальном.

На основе движения пара

На основе движения пара они подразделяются на разные типы.

Осевые турбины

В этих устройствах поток пара будет идти в направлении, параллельном оси ротора.

Радиальные турбины

В этих устройствах поток пара будет в направлении, перпендикулярном оси ротора, либо на одну, либо на две фазы давления меньше в осевом направлении.

На основе методологии управления

На основе методологии управления они подразделяются на различные типы.

Управление дроссельной заслонкой

Здесь свежий пар поступает через один или несколько одновременно работающих дроссельных клапанов, и это зависит от увеличения мощности.

Управление форсунками

Здесь свежий пар поступает через один или несколько последовательно открывающихся регуляторов.

Управление байпасом

Здесь пар приводит в действие как первую, так и другие промежуточные фазы турбины.

На основе процедуры снижения температуры

На основе процедуры потери тепла они подразделяются на различные типы.

Конденсация турбины через генераторы

В этом случае паровая сила, которая меньше давления окружающей среды, подается на конденсатор.

Отбор промежуточной фазы конденсации турбины

В этом случае пар отделяется от промежуточных фаз для целей коммерческого отопления.

Турбины с противодавлением

Здесь отработанный пар используется как для отопления, так и для промышленных целей.

Topping Turbines

Здесь отработанный пар используется для конденсации турбин малой и средней мощности.

На основе условий пара на входе в турбину

• Меньшее давление (от 1,2 ата до 2 ата)
• Среднее давление (40 ата)
• Высокое давление (> 40 ата)
• Очень высокое давление (170 ата)
• Сверхкритические (> 225 ат.

  Разница между этими двумя указана ниже.

  7 Плохие характеристики в обслуживании Конструкция и техническое обслуживание сложны

  Паровая турбина	Паровой двигатель
  Минимальные потери на трение	Максимальные потери на трение
  Хорошие балансирующие свойства	Плохие характеристики балансировки 73
  Подходит для высокоскоростных устройств	Работает только для устройств с минимальной скоростью
  Равномерная выработка электроэнергии	Неравномерная выработка электроэнергии
  Повышенная эффективность	Меньшая эффективность
  Подходит для крупных промышленных применений	Подходит для минимальных промышленных применений

  Преимущества / недостатки

  преимущества паровой турбины :

  • Расположение паровой турбины требует минимального пространства
  • Оптимизированная работа и надежная система
  • Требуются меньшие эксплуатационные расходы и минимальное пространство
  • Повышенный КПД паровых трактов

  Недостатки паровой турбины

  • Из-за повышенной скорости быть увеличенными потерями на трение
  • Имеет минимальную эффективность, что означает, что соотношение лопасти к скорости пара не оптимально

  Применение паровой турбины

  • Турбины смешанного давления
  • Реализовано в инженерных областях
  • Инструменты для выработки электроэнергии

  Часто задаваемые вопросы

  1).Что такое КПД паровой турбины?

  Определяется как доля работы, выполненной на вращающихся лопастях, ко всей подаваемой энергии, рассчитанная для килограмма пара.

  2). Какая турбина эффективнее?

  Самыми эффективными турбинами являются импульсные турбины.

  3). Как повысить КПД паровой турбины?

  Эффективность можно повысить за счет повторного нагрева паровой турбины, рекуперации нагрева сырья турбины и за счет бинарного парового цикла.

  4). Что такое паротурбинный генератор ?

  Это устройство первичного преобразования энергии на электростанции.

  5). Как пар может вращать турбину?

  За счет нагрева воды до температуры, при которой она превращается в пар.

  Это все о паровых турбинах. Хороший баланс вращения и минимальный удар молотка позволяют использовать эти устройства в различных отраслях промышленности. Возникающий здесь вопрос — знать о применении паровых турбин.

  No related posts.