Паровые турбины

ВВЕДЕНИЕ

 

Современные паровые  и газовые турбины являются основным двигателем тепловых и атомных электростанций, значение которых для энергетики определяется все возрастающими потребностями страны в электроэнергии. Паровые турбины позволяют осуществлять совместную выработку электрической энергии и теплоты, что повышает степень полезного использования теплоты органического и ядерного топлива. Газотурбинные и парогазовые установки обеспечивают высокую маневренность электростанций для покрытия пиковой части суточного графика электрической нагрузки в энергосистеме и высокий КПД (ПГУ).

 Таким образом, паровая турбина является основным типом двигателя на современной тепловой электростанции, в том числе на атомной. Паровая турбина получила также широкое распространение в качестве двигателя для кораблей военного и гражданского флота. Паровые турбины используются, кроме того, для привода различных машин — насосов и др.

 Паровая турбина, обладая  большой быстроходностью, отличается сравнительно малыми размерами и массой и может быть построена на очень большую мощность (миллион киловатт и более), вместе с тем паровая турбина достигает высокой экономичности и имеет высокий  К.П.Д.

Современные паротурбинные  ТЭЦ различают по следующим признакам:

1) по  назначению     (видам     покрываемых    нагрузок) — районные (коммунальные, промышленно-коммунальные), снабжающие теплом и электроэнергией потребителей    всего    района,    и    промышленные(заводские);

 2) по начальным параметрам   пара   перед  турбиной — низкого

   (до 4 МПа), среднего  (4—6 МПа), высокого  (9—13 МПа)   и сверхкритического (24 МПа) давления.

Основными типами турбин на паротурбинных ТЭЦ являются:

• теплофикационные    (тип Т), выполняемые   с    конденсатором и 
  регулируемыми отборами пара дли покрытия жилищно-коммунальных 
  нагрузок;
• промышленно-теплофикационные  (тип ПТ), выполняемые с конденсатором  и регулируемыми отборами пара для покрытия промышленных и жилищно-коммунальных нагрузок;
• противодавленческие   (тип Р), не имеющие конденсатора;  весь 
  отработавший   пар   после  турбины  направляется  потребителям  тепла.

Турбины типа Т и ПТ являются универсальными, так как за счет перепуска части или всего количества пара в конденсатор могут вырабатывать электрическую энергию независимо от тепловой нагрузки отборов. Турбины типа Р вырабатывают электроэнергию только комбинированным методом, поэтому они используются для покрытия постоянных тепловых нагрузок, как правило, технологических нагрузок промышленных предприятий.

Для организации рационального  энергоснабжения страны особенно большое  значение имеет теплофикация, являющаяся наиболее совершенным технологическим  способом производства электрической  и тепловой энергии и одним  из основных путей снижения расхода  топлива на выработку указанных  видов энергии. В комбинированной  выработке заключается основное отличие теплофикации от так называемого  раздельного метода энергоснабжения, при котором электрическая энергия  вырабатывается на конденсационных  тепловых электростанциях (КЭС), а тепловая – в котельных.

 

 

 

1 ОСНОВНЫЕ ОПРЕДЕЛЕНИЯ И ПОНЯТИЯ О ПАРОТУРБИННОЙ УСТАНОВКЕ

     

Паротурбинная установка  предназначена для преобразования тепловой энергии пара, получаемой в котле при сгорании топлива, в механическую энергию на валу турбины. На электрической станции эта  механическая энергия превращается в электрическую энергию в  электрическом генераторе.   

Принципиальная схема  паротурбинной установки для  привода электрогенератора приведена на рис. 1.1.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 1-1. Принципиальная схема  паротурбинной установки без промежуточного перегрева пара.

 

Свежий пар из котла 1 и  пароперегревателя 2, где он получил  тепло от сгоревшего топлива, поступает  в турбину 3 и, расширяясь в ней, совершает  работу, вращая ротор электрического генератора 5. По выходе из турбины пар  поступает в конденсатор 4, где происходит его конденсация. Далее конденсат отработавшего пара конденсатным насосом 6 прокачивается через подогреватель низкого давления 7 в деаэратор 8. Из деаэратора питательным насосом 9 вода подается через подогреватель высокого давления 10 в котел 1.

 

Паровая турбина и электрогенератор составляют турбоагрегат. Подогреватели 7 и 10 и деаэратор 8 образуют систему регенеративного подогрева питательной воды с использованием пара из нерегулируемых отборов паровой турбины.

Принципиальная схема  паротурбинной установки с промежуточным перегревом пара представлена на рис. 1-2. Свежий пар по выходе из основного пароперегревателя 2 поступает в ЦВД, где отдает свою тепловую энергию для выработки механической энергии. Из ЦВД пар поступает к промежуточному пароперегревателю 3. После вторичного перегрева пар поступает в ЦНД 5, в которых расширяется до давления в конденсаторе, совершая полезную работу. По выходе из ЦНД пар поступает в конденсаторы 7, где происходит его конденсация. Получившийся конденсат насосами 8 прогоняется через ПНД 9 и 10 в деаэратор 11. Питательный насос 12 подает воду через ПВД 13 в котел 1.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 1.2. Принципиальная схема  паротурбинной установки с промежуточным перегревом пара.

 

 

 

1— котел; 2— пароперегреватель  свежего пара; 3 — пароперегреватель  промежуточного пара; 4 — цилиндр  высокого давления турбины (ЦВД); 5 — цилиндр низкого давления  турбины (ЦНД); 6 — электрический  генератор; 7 — конденсаторы; 8 —  конденсатные насосы; 9 и 10— подогреватели низкого давления; 11 — деаэратор; 12 — питательный насос; 13—подогреватель высокого давления; 14 — дренажный насос.

 

2 ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТУРБОУСТАНОВКИ

2.1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЭНЕРГОБЛОКА

 

Экономичность выработки  электроэнергии — одно из основных требований, предъявляемых к энергетическим установкам. Стремление к повышению тепловой экономичности стимулирует освоение сверхкритического давления пара и использование промежуточного перегрева пара. Промперегрев позволяет не только избежать повышенной влажности в конце процесса расширения пара в турбине, но и обеспечить рост КПД цикла. Использование промежуточного перегрева пара требует качественного изменения структуры электростанции, разрыва поперечных связей между ее основным оборудованием, что предопределяет создание блочных систем «котел—турбина»; сохраняются лишь некоторые второстепенные поперечные связи, как правило, не участвующие в стационарных эксплуатационных режимах, но необходимые для обеспечения переходных, в том числе, пусковых, режимов.

В состав тепломеханического оборудования серийного энергоблока  СКД мощностью 500 МВт входят:

• прямоточный однокорпусный котел с вспомогательным оборудованием (система пылеприготовления, тягодутьевые машины, насосы и т. д.);
• турбина К-500-240-2 с конденсаторами и вспомогательным оборудованием (система регенерации высокого и низкого давления, питательно-деаэраторная установка, конденсатные, питательные и дренажные насосы, дренажно-продувочная система и т. д.);
• система циркуляционного водоснабжения;
• основные и вспомогательные трубопроводы с запорной, регулирующей и предохранительной арматурой;
• специализированные оборудование, трубопроводы и арматура пусковой схемы энергоблока (растопочный узел, расширители, ПСбУ и т. д.);
• система автоматического регулирования, защит и блокировок.

 

Серийные энергоблоки  мощностью 500 МВт выполнены по моноблочной  схеме в отличие от опытно-промышленного  блока, состоящего из двух котлов и  турбины К-500-240. Оба типоразмера  блока имеют пусковую схему с  одноступенчатым байпасированием турбины при пусках, остановах и сбросах нагрузки.

Турбоустановка К-500-240-2 спроектирована для работы в блоке с однокорпусным прямоточным котлом СКД типа П-57, который предназначен для сжигания углей Экибастузского месторождения .

Котел имеет Т-образную компоновку. Пароводяной тракт состоит из двух параллельных потоков с автономными системами регулирования.

Система автоматического  регулирования котла обеспечивает возможность эксплуатации в базовом  и регулируемом режимах с поддержанием номинальных параметров свежего  и вторично перегретого пара. Частичная автоматизация пусковых операций позволяет стабилизировать основные параметры котла яри растопке.

Автоматическая защита котла предотвращает возникновение и развитие аварий при нарушении нормальных условий работы его узлов и систем и осуществляет в зависимости от технологической ситуации останов котла либо снижение нагрузки, либо отдельные защитные операции.

Система дистанционного управления обеспечивает изменение положения  регулирующих и запорных органов непосредственно с блочного щита управления.

 

 

 

2.2. ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБИНЫ , ОБОРУДОВАНИЯ   КОНДЕНСАТОРНОЙ   УСТАНОВКИ

 

Одновальная паровая конденсационная  турбина К-500-240-2 номинальной мощностью 500 МВт состоит из однопоточных цилиндров

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 2.1. Паровая   турбина   К-БОО-240-2 мощностью 500 МВт:

1 — цилиндр высокого давления; 2 — цилиндр среднего Давления; 3 — обшивка турбины; 4 — ресиверы; 5— цилиндр низкого давления I; 6 —цилиндр низкого давления II; 7 — дроссельно-охлаждающее устройство;  8 — конденсатор.

высокого и среднего давления и двух двухпоточных цилиндров низкого давления (рис. 2.1). Турбина предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока, который монтируется на общем фундаменте с турбиной. Параметры пара, поступающего на турбину: р=23,5 МПа (240 кгс/см2), t=540°С, после промперегрева: р=3,81 МПа (38,8 кгс/см2), t=540°С, давление в конденсаторах 3,9 кПа. Частота вращения роторов 50 с-1, направление вращения — по часовой стрелке, если смотреть со стороны переднего подшипника турбины в сторону генератора.

Ниже приведены основные технические данные по турбине (табл. 2.1).

Таблица   2.1. Основные технические данные турбины К-500-240-2

Наименование	Показатель
Конструктивная схема  Тип парораспределения Количество групп сопл	ЦВД+ЦСД+2ЦНД: Сопловой 3
Количество ступеней:   в ЦВД   в ЦСД   в каждом ЦНД	10 11 5х2
Длина   лопатки    последней ступени ЦНД Торцевая площадь выхлопа  ЦНД	1030 мм 4X8,2 м2
Длина турбины без генератора	29,5 м
Резонансные   частоты   вращения    системы    «валопровод — опоры» (опытные данные)	1200,   1350,   1450,    1650, 1780—1850,    1950,    2400, 2700,  3350—3400  об/мин
Срок службы  (ресурс) турбины,   за   исключением   быстроизнашивающихся      или изготовленные из жаропрочных материалов деталей. Расчетный ресурс деталей из жаропрочных материалов	30 лет         100 000 ч
Межремонтный период	4 года
Продолжительность пуска  и нагружения турбины от начала  вращения роторов  до полной нагрузки:    из холодного состояния    из неостывшего  состояния     из горячего состояния	7,0—8,0 ч  2,0—4,0 ч   Не более 2 ч
Фикспункты турбины: количество: расположение	2 ЦНД-1 — по    оси    подшипника № 5, ЦНД-2 — по оси подшипника № 7
Упорный  подшипник: тип       количество колодок   суммарная площадь рабочих колодок	Гидродинамический,    без масляной ванны, с уравнительной рычажной системой   8 (рабочая сторона) 8 (нерабочая сторона) 1200 см2
Опорные подшипники: количество подшипников турбины тип количество сегментов  в подшипнике	8 Гидродинамические,   сегментные 4
Наименование	Показатель
размеры DXL:
№ 1—3	диаметр 300х170 мм
№ 4	диаметр 420х220 мм
№ 5—8	диаметр 520х270 мм
Валоповоротное устройство:
тип	Червячный редуктор с об- гонной муфтой, привод — электрический
частота вращения роторов, об/мин	4,0
мощность электропривода, кВт	30,0
частота вращения ротора электропривода, об/мин	500
Система концевых  уплотнении:
тип	Лабиринтовые с раздельной подачей запирающего   пара   на   уплотнения ЦВД-ЦСД    и    ЦНД, с   эжекторным    отсосом паровоздушной смеси
давление пара, подаваемого в     «запирающие»     камеры уплотнений	0,11—0,12    МПа     (1,1— 1, 2 кгс/см2)
давление       паровоздушной смеси ' в    камерах    отсоса в эжектор уплотнений	0,096 МПа (0,98 кгс/см2)
регулирование   давления   в коллекторах	Электронное
регулирующие клапаны	Золотникового    типа    с электрическим приводом

 

Конденсаторная установка.

В состав конденсаторной установки входят, два поверхностных конденсатора, основные эжекторы для удаления воздуха, конденсатные насосы I и II ступеней, циркуляционные насосы, водяные фильтры, трубопроводы арматура и т. д. Выхлоп отработавшего в турбине пара осуществляется из каждого ЦНД в свой конденсатор. Для возможности эксплуатации турбоагрегата с нагрузкой до 70% номинальной при одном отключенном конденсаторе между переходными патрубками конденсаторов выполнены два перепуска   коробчатого сечения общей площадью 12 м2. Установка конденсаторов — перпендикулярная относительно оси турбоагрегата.

 

 

2.3 ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА   ТУРБОУСТАНОВКИ И ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО  ОБОРУДОВАНИЯ

 

Турбоустановка  снабжена развитой системой регенеративного подогрева питательной воды и всережимными питательными насосами с конденсационными турбинными приводами. Кроме отборов на регенерацию, обеспечивается отпуск пара на теплофикационную установку, состоящую из двух подогревателей сетевой воды, на подогрев воздуха, подаваемого в котел, а также на подогрев добавка в цикл химически обессоленной воды, подаваемой в конденсаторы.

Система регенеративного  подогрева питательной воды и теплофикационная установка. Система регенерации выполнена однониточной, с минимальным количеством параллельных связей по пару, конденсату и питательной воде. Параметры пара, конденсата и питательной воды соответствуют режиму эксплуатации турбины при расходе свежего пара 1664 т/ч без отборов пара сверх регенерации (если это не оговорено особо).

Теплофикационная установка предназначена для подогрева сетевой воды, используемой для нужд теплоснабжения. Установка состоит, из основного и пикового бойлеров, а также охладителя дренажей бойлеров, рассчитана на выдачу теплоты потребителям в количестве до 29 МВт (25 Гкал/ч) при температурном графике сетевой воды 130/70 °С и обеспечивает тепловую нагрузку около 24 МВт (21 Гкал/ч) при температурном графике сетевой воды 97/55 °С, т. е. при умеренных температурах наружного воздуха. Питание основного и пикового бойлеров осуществляется соответственно из VII и V отборов.

Питательно-деаэраторная установка. В состав питательно-деаэраторной установки входят деаэраторы, предвключенные (бустерные) и главные питательные насосы, приводные турбины питательных насосов со своим вспомогательным оборудованием. Деаэраторы обеспечивают удаление неконденсирующихся газов: из питательной воды и осуществляют подогрев ее. Блок комплектуется двумя деаэраторами на рабочее давление 0,69 МПа (7 кгс/см2) с деаэрацйонными колонками типа ДСП-800 производительностью 800 т/ч каждая. Деаэраторы соединенй между собой паровыми и водяными уравнительными трубопроводами и работают как сообщающиеся сосуды.