75 группа 2 вариант / ГТ и ПГУ / Книги / Общая энергетика. Часть 1

5.9. Основные технические требования к паровым турбинам

Прежде всего, к турбинам 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 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 с низкой экономичностью из-за износа или с ограничением мощности изза внутренних неполадок не может считаться надежной.

Надежность – это комплексное свойство, характеризуемое такими подсвойствами, как безотказность, долговечность, ремонтопригодность, управляемость, живучесть, безопасность.

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 6 250 ч, а меньшей мощности – не менее 7 000 ч. Если учесть, что в календарном году 8 760 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 одного 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, что 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).

Ресурс – суммарная наработка турбины от начала эксплуатации до достижения предельного состояния. Ресурсом называют количество часов работы, 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 продлевают.

131

Контрольные вопросы

1. В чем принципиальные отличия турбин Г. Лаваля и Ч. Парсонса?

2. Что такое турбинная ступень? Как строится процесс расширения пара в турбинной ступени?

3. Назовите конструктивные отличия турбинных ступеней активного и реактивного типов.

4. Что такое степень реактивности турбинной ступени и каков ее физический смысл?

5. Что такое относительный лопаточный КПД турбинной ступени и какие потери энергии он учитывает?

6. Какие сравнительные достоинства и недостатки имеют многоступенчатые паровые турбины?

7. Какие преимущества многоступенчатой турбины способствуют достижению более высокого КПД?

8. Чем отличается эффективная мощность турбоагрегата от электрической? Какая из них больше?

9. Чем ограничена предельная мощность однопоточной конденсационной турбины?

10. Сравните предельные значения мощности однопоточных конденсационных турбин, работающих на перегретом (ТЭС) и влажном (АЭС) паре.

11. Перечислите наиболее распространенные способы увеличения предельной мощности турбин.

12. Какие основные функциональные элементы содержит типичная энергетическая паровая турбина?

13. Перечислите основные типы паровых турбин и назовите их основные отличия.

14. Расшифруйте обозначения паровой турбины ПТ-80/100-12,8/1,3 и К-1000-5,9/25-1.

15. Что такое номинальная мощность турбоагрегата и в чем отличие ее для конденсационных и теплофикационных турбин?

16. Какое основное оборудование входит в состав конденсационной установки?

17. Назовите основное назначение и принцип работы конденсационной установки.

18. Какие основные параметры свежего пара применяются в энергетических турбинах России?

19. Перечислите основные технические требования к паровым турбинам.

20. Назовите основные элементы цилиндра паровой турбины.

132

Рис. 6.1. Простейшая тепловая схема ТЭС

Раздел 6. ПАРОТУРБИННЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ НА ОРГАНИЧЕСКОМ ТОПЛИВЕ

6.1.Процесс превращения химической энергии топлива

вэлектрическую энергию

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

Основное количество энергии в России вырабатывается на тепловых электрических станциях (ТЭС), которые могут использовать химическую энергию сгораемого органического топлива или энергию ядерного горючего. В последнем случае они носят название атомные электрические станции (АЭС).

Независимо от типа электростанции электрическую энергию вырабатывают, как правило, централизованно, т.е. отдельные электростанции работают параллельно на общую электрическую сеть и, следовательно, объединяются в электрические системы, охватывающие значительную территорию с большим числом потребителей электроэнергии. Это повышает надежность

электроснабжения потребителей, уменьшает требуемую резервную мощность, снижает себестоимость вырабатываемой электроэнергии за счет рациональной загрузки электростанций.

В настоящее время в нашей стране примерно 75 % электроэнергии вырабатывается на ТЭС, работающих на органическом топливе (уголь, природный газ, мазут) и приблизительно по 12 - 13 % – на АЭС и ГЭС.

Следует отметить, что в последние годы в нашей стране происходит значительный рост парогазовых (ПГУ) и газотурбинных установок (ГТУ), которые вводятся в работу на действующих электростанциях, и, кроме того, начато строительство целого ряда новых ТЭС, на которых будут применяться только

133

парогазовые или газотурбинный установки. Особенности работы этих типов ТЭС будут рассмотрены в разд. 7 и 8 настоящего пособия.

В этом разделе основное внимание мы уделим рассмотрению процессов, происходящих на паротурбинных тепловых электрических станциях, работающих на органическом топливе.

Рассмотрим простейшую тепловую схему паротурбинной ТЭС (рис. 6.1).

Процесс превращения химической энергии топлива в электрическую энергию можно условно разделить на три основные стадии (рис. 6.2):

1.В паровом котле химическая энергия топлива преобразуется в потенциальную энергию водяного пара с потерями теплоты 8 – 12 %.

Потери при транспортировке пара от котла до турбины составляют от 1 % до 2 %.

2.В паровой турбине потенциальная энергия пара преобразуется в кинетическую энергию потока пара, которая, в свою очередь, преобразуется в механическую энергию вращения вала турбогенератора.

Рис. 6.2. Стадии преобразования химической энергии топлива в электрическую энергию

На этой стадии потери могут достигать 50 %, и основная потеря теплоты происходит в конденсаторе за счет отвода теплоты циркуляционной водой и сброса этой теплоты в окружающую среду.

134

3. В электрическом генераторе происходит процесс преобразования механической энергии вращения вала турбогенератора в электрическую энергию. Потери в электрогенераторе составляют от 1 % до 2 % и подразделяются:

а) на механические потери на трение в подшипниках электрогенератора;

б) электрические потери в обмотках генератора.

В итоге на ТЭС теплота превращается в электрическую энергию с невысоким КПД – порядка 40 %.

Часть тепловой энергии топлива потребляется внутри ТЭС либо в виде тепла (например, на разогрев мазута, поступающего на ТЭЦ в железнодорожных цистернах), либо в виде электроэнергии (например, на привод электродвигателей насосов и вентиляторов различного назначения). Эту часть потерь называют собственными нуждами станции. Потери на собственные нужды ТЭС значительно различаются для конденсационных и теплофикационных электростанций, а также зависят от вида сжигаемого топлива. Суммарные потери тепловой и электрической энергии на собственные нужды колеблются от 4 - 6 % для газомазутных конденсационных ТЭС до 9 - 11 % для теплоэлектроцентралей, работающих на твердом топливе.

6.2. Основные термодинамические процессы в паротурбинной установке ТЭС

Идеальный паротурбинный цикл с докритическим начальным давлением пара изображён в Т, s - диаграмме на рис. 6.3. Питательная вода поступает в паровой котел, где при постоянном давлении нагревается до температуры кипения, превращается в сухой насыщенный пар и перегревается в пароперегревателе до температуры tо. Полученный перегретый пар называется острым паром. Его параметры будем обозначать с индексом «0» (ро, tо,

hо и т.д.).

Свежий пар поступает в турбину, расширяется в ней адиабатно до давления в конденсаторе, и при этом совершается техническая работа. Параметры пара за турбиной будем отмечать индексом «к» (рк, hк и т.д.). Механическая работа турбины преобразуется электрическим генератором (ЭГ) в электрическую энергию и отдаётся потребителям. Пар из турбины попадает в конденсатор, где при постоянном давлении конденсируется за счёт передачи теплоты охлаждающей циркуляционной воде. Полученный конденсат насосом вновь подаётся в паровой котел.

135

Рис. 6.3. Идеальный цикл Ренкина в T, s - диаграмме

Таким образом, основные термодинамические процессы, протекающие в паротурбинной установке ТЭС, следующие:

1. Qэко – количество теплоты, идущее на

нагрев питательной воды в экономайзере парового котла;

2. Qисп – количество теплоты, необходимое

для процесса парообразования в испарительных поверхностях нагрева парового котла;

3. Qппе – количество теплоты, расходуемое

на перегрев пара в пароперегревателе парового котла;

4. Ээл – количество электрической энергии

(площадь графика, выделенная красным цветом), полученное в процессе расширения пара в турбине;

5.Qконд – количество теплоты (площадь графика, выделенная синим цветом), отданное паром в окружающую среду в процессе конденсации пара в конденсаторе;

6.Qподвед – количество теплоты (суммарная площадь графика, выделенная синим и красным цветом), подведенное к рабочему телу в термодинамическом цикле в паротурбинной установке.

Следует отметить, что доли тепловой энергии, идущие на процессы нагрева воды в экономайзере – Qэко, парообразования

виспарительных поверхностях – Qисп и перегрев пара в пароперегревателе – Qппе, сильно зависят от давления, на которое спроектирован котел – 40, 100, 140 или 255 ата. С ростом давления снижается доля теплоты, идущая на парообразование (для прямоточных котлов сверхкритических параметров равна нулю) и возрастают доли тепловой энергии, направленные на нагрев воды и перегрев пара.

136

6.3. Регенеративные циклы паротурбинных установок

Регенеративным циклом паротурбинных установок (ПТУ)

называется цикл с подо-
гревом		питательной			во-
ды частично			отработав-
шим в турбине паром.
При	этом уменьшаются
потери тепловой энергии
в окружающую				среду и
возрастает КПД установ-
ки. Регенеративный по-
догрев		питательной			во-
ды повышает КПД паро-
турбинной установки					на
10 – 12 %, так как при
этом		часть	пара		при
промежуточных				давлени-		Рис. 6.4. Принципиальная схема ПТУ с
ях отбирается из турбины						регенерацией
и конденсируется в реге-
неративных			подогрева-
телях, нагревая пита-
тельную воду. При этом
отборный пар совершает
работу в турбине, но не
попадает в конденсатор и
не отдаёт теплоту охла-
ждающей воде, а его
теплота конденсации за-
меняет теплоту нагрева-
теля (топлива). По суще-
ству	работа			отборного
пара совершается с КПД,
равным единице, и это
повышает общую тепло-
вую экономичность уста-
новки.
На рис. 6.4 изображе-
на схема ПТУ с регене-
рацией, а на рис. 6.5 при-						Рис. 6.5. Цикл Ренкина с регенерацией
ведена Т, s			- диаграмма			в Т, s - диаграмме
паротурбинного				цикла,

137

Рис.6.6. Изображение в h, s - диаграмме процесса изменения состояния пара в турбине с указанием точек отборов

которая иллюстрирует процесс передачи тепловой энергии от пара, расширяющегося в турбине, к питательной воде, нагреваемой в подогревателях системы регенерации. На диаграмме условно показан процесс передачи теплоты Qрег от пара к питательной воде.

На рис. 6.6 приведен процесс изменения состояния пара в турбине с указанием параметров пара в регенеративных отборах. В поверхностных подогревателях (высокого давления – ПВД и низкого давления – ПНД) питательная вода нагревается до температуры на 3 – 5 0С ниже температуры насыщения греющего па-

ра.

В смешивающем подогревателе (деаэраторе Д) температура воды достигает температуры насыщения греющего пара. Расход пара из отбора определяется тепловым балансом подогревателя.

Питательным насосом (ПН) в паровой котел (ПК) подаётся количество воды D, в подогреватели из отборов поступает коли-

чество пара D1, D2, D3. Конденсат из ПВД направляется в деаэратор, а из ПНД – в кон-

денсатор. В предложенной схеме применена каскадная схема слива конденсата греющего пара из подогревателей высокого и низкого давлений.

Тепловой баланс ПВД без учёта потерь в окружающую среду имеет вид (рис. 6.7)

D (ctв1 – ctв2) = D1 (h1 – ctн1),

(6.1)

где D – расход питательной воды; ctв1, ctв2 – энтальпии воды до и после подогревателя; D1 – расход пара из первого отбора турбины; h1 – энтальпия пара первого отбора; ctн1 – энтальпия конденсата первого отбора.

138

Из уравнения (6.1) определяется расход пара из первого отбора:

D1 = D	ctв1 ctв2	.	(6.2)
	h1 ctн1
Уравнение теплового баланса деаэратора имеет			вид
(рис. 6.8)
D1 ctн1 + (D – D1 – D2) ctв3 + D2 h2 = D ctв2,			(6.3)

где h2 – энтальпия пара второго отбора; ctв3 – энтальпия воды за ПНД.

Рис. 6.7. Расчетная	Рис. 6.8. Расчетная	Рис. 6.9. Расчетная
схема ПВД	схема деаэратора	схема ПНД

Из уравнения теплового баланса (6.3) запишем уравнение для определения расхода пара из отбора турбины в деаэратор

D2:

D2 =	D (ctв2 ctв3 ) D1 (ctн1 ctв3 )	.	(6.4)
	h2 ctв3
Уравнение теплового баланса для ПНД (рис. 6.9)
(D – D1 – D2) (ctв3 – ctк) = D3 (h3 – ctн3),			(6.5)

отсюда получим уравнение для определения расхода пара из отбора турбины в ПВД D3:

D3 =	(D D1 D2 )(ctв3 ctк )	.	(6.6)
	h3 ctн3

Если под обозначением D понимать секундные расходы воды и пара, то секундная работа, т.е. мощность турбины (внутренняя), выразится равенством

Ni = D1 (ho – h1) + D2 (ho – h2) +
+ D3(ho – h3) + (D – D1 – D2 – D3) (ho – hк),	(6.7)

139

откуда

Ni = D (ho–hк)

1

D1

h1 hк

D2

h2 hк

D3

h3

hк

.

(6.8)

D ho hк

D ho hк

D ho

hк

Отношения

1 D1

/ D , 2

D2

/ D , 3

D3 / D

представ-

ляют

собой

доли

отборов,

а

y

h1

hк

,

y

h2

hк

,

1

hо

hк

2

hо

hк

y3

h3

hк

называются коэффициентами недовыработки элек-

hо

hк

троэнергии из-за того, что пар расширялся в турбине не до конечного давления в конденсаторе, а только до давления в соответствующем отборе. Используя эти обозначения, уравнение (6.8) перепишем в виде

Ni = D (ho – hк) (1 – 1y1 – 2y2 – 3y3).

(6.9)

Разделив левую и правую части равенства на секундный расход пара D, получаем работу в расчёте на один килограмм рабочего пара:

i = (ho – hк) (1 – 1y1 – 2y2 – 3y3).

(6.10)

Внутренний абсолютный КПД паротурбинной установки (ПТУ) с регенерацией без учёта работы насосов определяется по формуле

			i		(h0 hк ) (1 1y1 2 y2 3 y3 )	.	(6.11)
	ip
			qi		h0 ctпв

Этот КПД больше, чем для ПТУ без регенерации, и выше, чем большая работа совершается отборным паром, работающим практически без тепловых потерь. Для получения максимального значения этой работы должны быть рационально выбраны давления в регенеративных отборах. Экономия от регенерации растет с увеличением доли отбираемого пара, поскольку при этом снижается доля тепла, идущего в конденсатор. Поэтому в реальной турбоустановке применяют многоступенчатую систему подогрева (регенерации).

Возможный прирост КПД цикла турбоустановки от применения регенерации дан на рис. 6.10. Из рисунка видно, что чем больше число отборов Z, тем выше максимально возможная экономия тепла, которая достигается при нарастающей величине оптимальной температуры питательной воды.

140