Паровая турбина что такое: Паровая турбина — урок. Физика, 8 класс.

Паровая турбина

Паровая турбина — вид двигателя, в котором энергия пара преобразуется в механическую работу.
Паровая турбина состоит из двух основных частей — ротор с лопатками (подвижная часть турбины) и статор с соплами (неподвижная часть).

В паровой турбине потенциальная энергия сжатого или нагретого пара (обычно водяного) преобразуется в кинетическую, которая в свою очередь преобразуется в механическую через вращение вала турбины — пар, вырабатываемей паровым котельным аппаратом, поступает (через специальные направляющие) на лопатки турбины, закрепленные по окружности ротора, и приводит к его вращению.

Турбины бывают:

• Конденсационные – предназначены для преобразования максимально возможной части тепла пара в механическую энергию. Бывают стационарными и транспортными.
• Теплофикационные — предназначены для получения электрической и тепловой энергии.
• Специального назначения — работают на уходящем тепле от предприятий различного вида (пар, выхлопы и т.д.).

Паровые турбины, как и поршневые двигатели, используются в качестве приводов для различных устройств:

• Стационарные паровые турбины обычно используют как привода турбогенераторов – устанавливаются на одном валу с генераторами. В качестве конечного продукта системы рассматривается, главным образом, электроэнергия. Тепловая энергия используется лишь в небольшой части. Паровые турбины для электростанций имеют назначенный ресурс в 270 тыс. ч. с капитальным ремонтом в период около 4 лет.
• Теплофикационные паровые турбины предназначены для одновременного получения как электрической, так и тепловой энергии (по аналогии с когенерационными электростанциями, базирующимися на газопоршневых двигателях). Такие системы называются теплоэлектроцентралями (ТЭЦ). Электрическая мощность, развиваемая турбоагрегатом с такой паровой турбиной, зависит от фактической нагрузки производства или его потребности в паре. Поэтому ТЭЦ обычно работает параллельно с электросетью, которые покрывают возникающий дефицит в электроэнергии.
• Транспортные паровые турбины применяются как главные и дополнительные двигатели на кораблях и судах. В отличие от большинства стационарных турбин, транспортные паровые турбины работают с переменной частотой вращения, зависящей от требуемой скорости судна.

Основные отличия турбины от поршневого двигателя.

Паровые турбины и поршневые двигатели имеют ряд существенных отличий, связанных с конструкционными особенностями. Эти отличия существенно влияют на выбор того или иного принципа работы приводного двигателя в разных системах:

• Электрический КПД в электростанциях. Наивысший электрический КПД – до 34% у турбины и 42% и более у газопоршневого двигателя – достигается при работе со 100%-ной нагрузкой. При снижении нагрузки до 50 % электрический КПД газовой турбины снижается почти в 2 раза (50%). Для газопоршневого двигателя такое же изменение режима нагрузки приведет к снижению КПД всего на 4-5%.
• Номинальный выход мощности, и поршневого двигателя, и турбины зависит от высоты площадки над уровнем моря и температуры окружающего воздуха. При повышении температуры от –30 °С до +30 °С электрический КПД у турбины снижается на 15–20 %. В отличие от турбины, поршневой двигатель практически не меняет электрический КПД в данном интервале температур.
• Количество пусков: турбину, из-за резких изменений термических напряжений, возникающих в наиболее ответственных узлах и деталях горячего тракта при пусках агрегата из холодного состояния, предпочтительнее использовать для покрытия базовой нагрузки, не предусматривающей остановы и пуски, так как каждый пуск ведет к снижению назначенного ресурса.
• Поршневой двигатель может запускаться и останавливаться неограниченное число раз, что не отражается на его моторесурсе. Поэтому поршневой двигатель лучше приспособлен для покрытия пиковых нагрузок.
• Ресурс до капитального ремонта у турбины  — порядка 30 000 рабочих часов (около 4 лет), у поршневого двигателя этот показатель равен 60 000 рабочих часов (около 8 лет).
• Стоимость капитального ремонта турбины с учётом затрат на запчасти и материалы несколько выше, чем ремонт поршневой установки — он требует значительно меньше финансовых и людских ресурсов.
• Капитальный ремонт может проводиться только на специально подготовленном стенде (обычно – на заводе производителе), в отличие от газопоршневого двигателя, который может ремонтироваться на месте.
• Эксплуатационные затраты на ТЭЦ с поршневыми машинами ниже, чем на ТЭЦ с турбинами. Резкие скачки на графике ГТД — капитальные ремонты двигателя. У эксплуатационных затрат ГПД таких скачков нет.
• Строительство ТЭЦ на базе поршневых двигателей электрической мощностью до 15 МВт, как правило, ниже чем на базе турбин. Это связано с более сложной монтажной и технологической частью, требующей применение пара.

Для мощностей свыше 15 МВт электрической мощности, строительство ТЭЦ, как правило более целесообразно на базе турбин, так как габаритные размеры и стоимость поршневых электростанций  высокой единичной мощности превышают экономический эффект от их использования в сравнении с турбинами

Паровые турбины малой мощности для промышленности

В одном из предыдущих выпусков «Клуба ПИ» мы рассказывали о возможности использовать энергию пара для выработки электроэнергии для собственных нужд предприятия. Отклики и вопросы читателей показали, что решения с паровыми турбинами малой мощности наша российская промышленность скорее ассоциирует с «большим масштабом», когда речь идет о значительных расходах пара и перепаде давления. А потому область применения их искусственно ограничивается энергетикой и нефтепереработкой.

Между тем, во всем мире активными пользователями паровых турбин малой мощности являются именно предприятия с небольшой выработкой пара — такие, как пищевые производства, например. В силу сравнительно невысокого потребления электроэнергии, эти предприятия закупают ее не на оптовом рынке, а по существенно более высоким розничным тарифам. А потому при меньшем потенциале выработки электроэнергии экономия от собственной генерации здесь может быть ощутима даже больше, чем на НПЗ или ТЭЦ.

Совместно с нашим партнером, чешской компанией G-Team в этом году мы приведем несколько примеров того, как работают мини турбины в разных отраслях промышленности. И сегодня начнем с применения паровых турбин на сахарных заводах.

На производство 1 тонны сахара в среднем расходуются 191,1 кВт/ч электроэнергии и 1,564 Гкал тепловой энергии*. Общие затраты на энергию и топливо производителей сахара с учетом действующих тарифов на энергоносители составляют 35–40% от общих затрат на переработку свеклы.

Очевидно, что снижение этого показателя может стать эффективным инструментом в борьбе за низкую себестоимость продукта. Вопрос для предприятий отрасли крайне актуальный — последние несколько лет цена на сахар стабильно снижается ввиду кризиса перепроизводства и популярной тенденции к переходу на здоровое питание (эксперты Института конъюнктуры аграрного рынка (ИКАР) оценивают российское предложение сахара в 2018 году выше спроса на полмиллиона тонн)**. В этих условиях сохранить объемы реализации на внутреннем рынке или заместить их экспортными продажами смогут те, кто сможет найти внутренние резервы для сохранения прибыли в условиях снижения цены.

Рассмотрим, как с этой задачей поможет справиться система энергоэффективного редуцирования пара на турбинных установках.

Для небольших производств

Характеристики объекта:

• Общее электропотребление — 200 кВт/ч
• Расход пара — 4 тонны пара в час
• Давление пара на входе в РУ — 1,2 МПа
• Температура пара на входе в РУ – 350°C
• Давление, требуемое на производстве — 0,4 МПа

Задача:

Снизить объем электроэнергии, приобретаемой у внешних поставщиков, за счет внутренних резервов производства.

Решение:

Паровая турбина мощностью 145 кВт, установленная параллельно с действующей РУ, которая после внедрения турбины будет выполнять резервные функции.

Технические параметры:

• Номинальное давление пара на входе — 1,2 МПа
• Номинальная температура пара на входе — 350°С
• Давление за турбиной — 0,4 МПа
• Расход пара через турбины — 4,0 тонны/час
• Частота вращения турбины — 29610 оборотов в минуту

Результат:

• Покрытие 75% потребностей предприятия в электроэнергии
• Возврат инвестиций через 18 месяцев

Для производств среднего масштаба

Характеристики объекта:

• Общее электропотребление — 2500 кВт/ч
• Расход пара — 33,1 тонн пара в час
• Давление пара на входе в РУ — 2,30 МПа
• Температура пара на входе в РУ — 350°C
• Давление, требуемое на производстве — 0,19 МПа

Задача:

Снизить объем электроэнергии, приобретаемой у внешних поставщиков, за счет внутренних резервов производства.

Решение:

Паровая турбина мощностью 2500 кВт, установленная параллельно с действующей РУ, которая после внедрения турбины будет выполнять резервные функции.

Технические параметры:

• Номинальное давление пара на входе — 2,3 МПа
• Номинальная температура пара на входе — 350°С
• Давление за турбиной — 0,18 МПа
• Расход пара через турбины — 33,1 тонны/час
• Частота вращения турбины — 13 000 оборотов в минуту

Результат:

• Наиболее полное использование потенциала парогенерирующего оборудования на предприятии
• Покрытие 100% потребностей предприятия в электроэнергии
• Возврат инвестиций через 15 месяцев

Как видно из приведенных примеров, внедрение паровых турбин позволяет производителю сахара серьезно сократить энергозатраты, снизив таким образом себестоимость продукции. Причем сделать это можно без ущерба для качества продукции, критически важного для сохранения рыночных позиций в условиях жесткой конкуренции со стороны не только российских компаний, но и все более активных на нашем рынке иностранных производителей.

* По данным gks.ru
** Источник: https://fnance.rambler.ru/markets/40491576-
pochemu-mirovye-tseny-na-sahar-snizilis-do-minimuma-zaposlednie-tri-goda/

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

Устройство паровой турбины — Уралэнергомаш

Паровая турбина – это тип двигателя, использующего для вращения вала пар или разогретый воздух и который не нуждается во внедрении в конструкцию таких деталей как коленчатый вал, шатун, поршни

С общим устройством выше описанной конструкции многие знакомы еще со школьной скамьи. В научной литературе устройство паровой турбины описывается следующим образом.

Общее строение двигателя

Основная часть двигателя – вал, на который устанавливаются диски и рабочие лопатки, а рядом располагаются такие элементы как трубы-сопла. Последние осуществляют постоянное поступление горячего пара из котла. На момент поступления пара в сопло создается механическое давление на рабочие лопатки, и, следовательно, на всю конструкцию диска. Это давление создает вращающий момент, что заставляет двигаться диски и расположенные на нем лопасти.

Сегодня в паровых турбинах более распространено использование большого количества дисков, нанизываемых на один вращающийся вал. В таком случае работа двигателя осуществляется несколько иначе. Горячий пар, двигающийся через лопатки дисков теряет часть энергии, отдавая ее элементам конструкции. Такое устройство повышает эффективность использования энергии, но и, в свою очередь, требует оборудования котла дополнительного повторного подогрева пара. Наибольшую популярность паровые турбины имеют на тепловых и атомных ЭС, где их работа определяет получение переменного электрического тока. Здесь частота обращения вала может быть близкой 3000 оборотов в минуту. Такое значение позволяет выгодно получать электрическую энергию, вырабатываемую генераторами.

Необходимо отметить, что в настоящий момент паровые турбины также применяются на морсикх и речных судах. Эксплуатация же турбин на летательных аппаратах и в наземном транспорте недоступна из-за высокого потребления воды для нормальной работы генераторов.

Внутреннее и внешнее устройство сопла, его функции

Сопло – одна из наиболее важных частей паровой турбины, именно через него происходит постоянная подача пара.

На момент, когда у конструкторов еще не было достаточно полной информации о процессе расширения пара, сконструировать устройство с высоким коэффициентом полезного действия было невозможно. В первую очередь, это определялось строением сопл, которые на протяжении всей своей длины имели равный диаметр. При этом, проходящий через них пар двигался попадал в область меньшего давления. В таких условиях давление потока закономерно снижалось, преобразуясь в скорость движения. Для нормального насыщения сухого пара, уровень его давления на конце сопла должен быть более 0,58 от его начального уровня. Данное значение получило название критического давления. На его основе вычисляют и максимальную скорость потока, критической скоростью, которое для перегретого пара устанавливается в значении 0. 546 от исходного давления пара.

Но данных условий для рациональной работы двигателя также было недостаточно. Здесь при преодолении трубы сопла пар приходил во вращение из-за расширения потока. Решением данной задачи стало преобразование формы сопла двигателя. Теперь сопло имело более узкий диаметр, который увеличивался при приближении к дискам турбины. Дополнительной особенностью такой формы было то, что на выходе потока удавалось приблизить его давление к значениям давления во внешней среде у конца сопла. Это разрешило проблему вращения пара, что негативно сказывалось на скорости потока, и позволило достичь сверхкритических значений уровня давления.

Строение паровой турбины и принцип действия

Необходимо отметить, что в паровой турбины реализуются два принца действия, определяемых ее конструкцией.

Первый принцип – принцип активных турбин. Подразумеваются те конструкции, где увеличение объема горячего потока происходит в неподвижных труба и до места его перехода на движущийся диск.

Второй принцип – реактивный. К подобным двигателям относят все те, увеличение объема горячего потока в которых осуществляется и до моментов поступлений на вращающийся диск, и в промежуток времени между ними. Также устройства с подобной конструкцией обозначают как работающие на реакции. При условии потери тепла в трубах около половины от всех потерь паровую турбину тоже называют реактивной.

Когда исследуется конструкция двигателя и его основных частей, необходимо отметить и другие процессы. Так поток жидкости, направленной на вращающийся диск, будет производить на него давление. Уровень давления здесь будет находится в прямой зависимости от условий: объема поступающей жидкости, скорость струи при вступлении и выходе к рабочим лопаткам, профилю лопаток и угла падения жидкости на поверхность лопастей. Совершенно не обязательно, чтобы вода била о лопасти, скорее наоборот, такого эффекта чаще избегают и стремятся к плавному касанию струей лопатки.

Функционирование паровой турбины

Что представляет собой конструкция турбины, функционирующей на подобном принципе. Основное внимание привлекает закон, что тело имеет большую кинетическую энергию, если движется с высокой скоростью. Но необходимо понимать – энергия теряется при появлении потерь в скорости. Тогда есть следующие возможные варианты развития событий при соударении горячего потока с лопастью рабочей лопатки, находящейся перпендикулярно его направлению.

Возможен первый вариант: струя сталкивается со статичной поверхностью. Тогда энергия движения частично преобразуется в тепловую, а остаток энергии будет затрачена на движение частиц потока в противоположную от лопасти сторону, назад. Очевидно, что выполненная при этом полезная работа будет минимальна.

Другой вариант: лопасти турбины будут находиться в движении. Тогда определенная часть внутренней энергии затратится на передвижение диска с лопатками, а остаток также исчезнет без совершения какой-либо полезной работы.

В конструкции паровой турбины и процессе ее функционирования – активном –реализуется последний вариант. Конечно, следует учитывать цель – минимизировать нерациональные затраты энергии. Кроме того, необходимо обезопасить лопатки от повреждения при их столкновении с потоком пара. Добиться безопасного протекания процесса можно с помощью установки лопатки с наиболее выгодной для этого формой лопастей.

Посредством проведения обследований и соответствующих вычислений было выявлено, что наиболее приспособленной к столкновению с потоком будет такая форма лопатки, которая сумеет произвести плавный оборот, после чего направление движения струи будет смещено в противоположную сторону. То есть для лопастей следует подобрать форму полукруга. Тогда, при ударе о поверхность лопатки. Пар будет передавать максимум своей внутренней энергии на дис турбины осуществляя таким образом его вращение. Выявляемые в таком случае потери тепла будут приближаться к незначительным.

Принцип работы активной паровой турбины

Строение и общий принцир функционирования двигателя в работе следующий.

Горячий поток с установленными давлением и скоростью направляется в сопло, гда его объем увеличивается до второго значения давления. Соответственно с данным значением увеличивается и скорость движения потока. Приобретая с продвижением по соплу все большую скорость поток достигает рабочих лопаток. Оказывая давление на лопатки, пар осущаествляет дввижение диска и также соединенного с ним вала турбины.

После прохождения через лопатки, поток за счет соударения с препятствиями снижает значени скорости – значительная часть внутренней кинетической энергии преобразуется в мехаическую. Здесь также снижается уровень давления. Однако на входе и выходе с лопаток эти значения пара равны, что обуславливается равными сечениями каналов по всей длине между лопастями рабочих лопаток. Также сохранение исходного состояния пара обуславливается тем, что внутри самих деталей также не происходит дополнительного увеличения исходного объема пара. Для удаления отработанного пара в конструкции турбины существуют специальный патрубок.

Техническое устройство паровой турбины

Конструкция турбины содержит три цилиндра, представляющие собой статоры в неподвижной оболочке, и мощный вращающийся ротор. Несколько разделенных роторов скрепляются муфтами. Цепочка, составленная из роторов цилиндров, генератора электрического тока и возбудителя объединяется в валопровод. Размеры данной структуры конструкции при наибольших размерах ее частей составляет около 80 метров в длину.

При функционировании турбина и ее работа представляют собой следующее. Валопроводом осуществляется вращение в опорных подшибниках скольжения вкладышей. Обороты выполняются на плотном смазочном слое, металлических поверхностей вкладышей в ходе работы вал непосредственно не касается. Сегодня, как правило, роторы устройства устанавливаются на двух опорных подшибниках.

Иногда посреди роторов, относящимися к ЦВД и ЦСД, работает только один опорный подшибник. Поток, увеличивающий свой объем в турбине, принуждает роторы осуществлять вращение. Вырабатываемая роторами энергия соединяется в полумуфте и здесь получает свое наибольшее значение.

Также все элементы испытывают воздействие осевого напряжения. Усилия складываются а их наибольший показатель – осевое напряжение в совокупности – отдается на роторные сегменты.

Техническое строение ротора турбины

Отдельные роторы располагаются в цилиндры. Значения давления в них в современных двигателях нередко доходит до 500 Мпа, поэтому корпуса изготавливаются с двумя стенками, что позволяет снизить различия давления. Также это дает возможность сделать процесс стягивания фланцевых соединений значительно проще и быстрее. С данной мерой предосторожности возможно резкое изменение значения вырабатываемой двигателями мощности.

Необходимым является присутствие горизонтального отверстия, позволяющего осуществить быстрый монтаж деталей внутри корпуса конструкции, а также создает доступ к уже встроенному ротору при выполнении проверки и починки устройства. При монтировании самой турбины все разъемы и отверстия корпуса располагаются соответствующе. В целях упрощения процедуры монтажа паровой турбины согласуется, что все горизонтальные плоскости соединяются в единую.

При дальнейшей установке валоповоротного устройства он располагается в подготовленный горизонтальный разъем, гарантирующий центовку частей. Это требуется в первую очередь для предотвращения возникновения столкновений между статором и ротором в процессе работы двигателя. Данная проблема может создать серьезную аварию паровой турбины. Так как поток пара внутри паровой турбины обладает высокими температурами, а обращение ротора выполняется по смазочному слою, то температура масла не должна превышать 100 ᵒ Цельсия. Такие рамки оптимальны как в соответствии с нормами противопожарной безопасности, так и в целях сохранения смазочных свойств жидкости. В целях достижения данных значений, вкладыши подшибников располагаются вне стенок цилиндра в подготовленных опорах.

Эксплуатация турбин на атомных станциях

Конструкция турбины на атомной электростанции исследуется на примере устройств насыщенного пара, присутствующие только на объектах, эксплуатирующих в качестве источника энергии водяной пар. Первичные показатели конструкций на АЭС обладают невысокими показателями. Поэтому для получения необходимого эффекта через них пропускается большее количество жидкости. В связи с этим повышается влажность, осаждающаяся на элементах конструкций турбин. Решением здесь становятся влагоулавливатели внутри и вне корпусов двигателей.

Повышение уровня влажности также понижает конечный КПД паровой турбины и вызывает появление эрозионного разрушения сопл. Во избежание возможных повреждений детали конструкции хромируются, закаливаются, подвергаются электроискровой обработке. Так в условиях АЗС основной задачей конструкторов является защита конструкций от разрушений высокой влажностью.

Самым рациональным методом удаления лишней жидкости из турбин является метод отбора пара, выполняемый на регенеративные нагреватели. При этом если данные отборы размещаются на турбине поступенчато, тогда они осуществляют полноценное удаление лишней влаги и потребность в установке влагоулавливателей внутри турбин пропадает. Возможные значения влажности напрямую зависят от диаметра лопастей рабочих лопаток и на частоте обращения дисков.

Строение паровых и газовых турбин

Основное преимущество паровой турбины, как и паровых турбин AEG? – отсутствие необходимости соединения с турбинным валом генератора электрического тока. Оно устойчиво к перегрузкам и может управляться с помощью устройства регуляции частоты обращения вала. КПД у них также сравнительно высок, что с принятием во внимание всех других качеств выводит их на первое место по эффективности эксплуатации.

Схожими характеристиками обладают и газовые турбины, который по конструкции почти не отличаются о паровых. Они также являются устройствами лопаточного типа, и движение ротора здесь также осуществляется посредством превращения кинетической энергии потока.

Основное различие – в виде используемого рабочего вещества. Как в паровой таковым является вола, или пар, так в газовой используется газ, выделяемый горючими материалами или представляющий собой состав пара и воздуха. Дополнительной различие в оборудовании, необходимом для выделения данных рабочих веществ. Поэтому в целом конструкции почти одинаковы, но их дополнительное оборудование к ним различно.

Паровая турбина со встроенным конденсатом

Конденсаторы и паровые турбины были исследованы в монографии С.М.Лосева, изданной в 1964 году. Книга вмещала теоретическое описание устройства и функционирования турбин и их конденсаторных установок.

Турбинная установка, расположенная в нагревателе, вмещает несколько сред – водяную, газовую и конденсаторную, которые вместе составляют завершенный цикл. При таком условии в среде в процессе превращений тратится минимальное количество пара и воды. Для их восполнения в установку наливают природную воду, предварительно пропущенную через водоочиститель. Здесь вода выдерживает воздействие химикатов, очищающих ее от лишних примесей.

Принцип действия конденсаторной установки:

• Поток газа, прошедший через лопатки турбины и имеющий сравнительно более низкое давление и количество тепла, выводится в конденсатор.
• При этом на пути прохождении пара расположены трубки, с помощью которых насосами вытягивается остывающая жидкость. Зачастую она используется из природных водоемов.
• При касании холодных стенок трубок пар преобразуется в конденсат, что связано с его более высокой температурой.
• Образовавшийся конденсат собирается в конденсаторную установку, где попадает в трубки насоса и заливается в деаэратор.
• Оттуда жидкость опять передается в нагреватель, преобразуется в газ и запускается в новый цикл.

Помимо этих главных элементов и простого алгоритма функционирования, существует перечень других устройств – турбонаддув и подогреватель.

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.

Применение паровых турбин на заводах

Применение: Паровая турбина PRT-2-5,8

ГГУ цикл. Мощность: 5.8 МВт. Теплофикация. Сетевой пдогреватель.

Установка параллельно к РОУ

• Паровые турбины PRT-2-3,5 для механического привода и привода генератора;
• Применение установки: PRT-2-3,5. Противодавленческая турбина для привода генератора.
• Параметры: 4 бар, 320°C, мощность 3 Мвт
• Установка турбины параллельно к РОУ
• Пар за турбиной для технологии

Утилизация тепла после печи

Мощность 3 Мвт

Биомасса, ТБО, Уголь, др. отходы и др.

• Параметры: 22 бар.
• Температура на входе: 264°C
• Тип: PRT-2/Мощность: 2.8 Мвт
• Отбор: 6 бар
• Турбина работает на насыщенном паре

Применение на мусоросжигательных заводах

Применение на мусоросжигательных заводах с получением электроэнергии.

• Прием мусора всегда оплачивается.
• Выработка электроэнергии 12 Мвт + продажа
• Выработка Теплофикации 6 Мвт + продажа тепла
• Общая мощность: 12 Мвт
• Турбина работает на насыщенным паре

Применение паровых турбин PRT

Химическое производство

• Параметры: 25 бар абс.
• Температура на входе: 250°C
• Мощность: 6.6 Мвт
• Тип: PRT-4
• Отбор: 6 бар
• Турбина работает на насыщенном паре
• Турбина работает на собственные нужды

Применение паровых турбин

Установка параллельно к РОУ

• PRT-2 противодавленческая турбина
• Параметры: 12 бар/250°C
• Расход пара: 58 т/ч
• Мощность 3. 5 Мвт
• Установка турбины параллельно к РОУ
• Выработка электроэнергии и тепла для собственных нужд

Применение турбоприводов

Механический привод насоса

Тип PRT для механического привода

• Параметры
  • на входе 40 бар/400°C
  • на выходе 6,5 бар
• Мощность 2,7 Мвт

Механический привод насоса

Тип PRT для механического привода

• Параметры
  • на входе 119 бар/500°C
  • на выходе 17,7 бар
• Мощность 0,7 Мвт

Механический привод насоса

Тип PRT для механического привода

• Параметры
  • на входе 40 бар/370°C
  • на выходе 0,1 бар
• Мощность 1,2 Мвт

Привод для воздуходувки

• Привод воздуходувки
• Производство чугуна
• PRT/Мощность 1,9 Мвт
• На одной раме с воздуходувкой
• Финансирование через Лизинг

Применение паровых турбин PRT-6

Привод для воздуходувки

• PRT-Муфта для автоматического присоединение и отключение турбины;
• Отключение турбины зависимости от сезона и выработке пара;
• Выработка электроэнергии мощность: 12,8 Мвт;
• Отбора пара при 6 бар для потребителей;
• Теплофикация и сетевого подогревателя.

Применение паровых турбин PRT на алюминиевых заводах

Утилизация тепла

• Алюминиевое производство
• Тип PRT-4, конденсационная турбина с теплофикационным отбором
• Мощность: 8 Мвт

Паровые турбины малой мощности в распределенных энергосистемах — Энергетика и промышленность России — № 11 (103) июнь 2008 года — WWW.EPRUSSIA.RU

Газета «Энергетика и промышленность России» | № 11 (103) июнь 2008 года

Развитие распределенной энергетической системы, состоящей из множества преимущественно мелких источников, находящихся непосредственно у потребителей, обеспечивает дополнение и резервирование централизованных систем.

При этом потребитель, например промышленное предприятие, обладающий собственным источником энергии, во‑первых, получает ее по себе-стоимости, которая в разы ниже тарифов; во‑вторых, повышает надежность энергоснабжения; в‑третьих, может получать дополнительные выгоды от продажи энергии соседям; в‑четвертых, снижает пиковые нагрузки, что приводит к увеличению срока службы оборудования; в‑пятых, может максимально использовать дешевое местное топливо.

Что мешает?

Несмотря на все преимущества, сегодня имеется ряд препятствий на пути реализации данной схемы. Одно из них – это отсутствие четкого механизма, подкрепленного правовой базой, по которому бы происходило взаимодействие между централизованными и частными поставщиками электрической энергии. Второе препятствие – низкий технический уровень и отсутствие опыта по согласованию работы малых источников параллельно с сетью.

Наиболее крупной и проверенной на практике в России является энергосберегающая технология комбинированного производства энергии и тепла с использованием противодавленческих паровых турбин. В данном направлении российские ученые и конструкторы традиционно занимают ведущее место в мире. Эта технология заключается в том, что для утилизации потенциальной энергии предлагается понижать параметры пара до требуемых не посредством редуцирования с потерей энергии, а в процессе совершения им полезной работы. Для этого параллельно редукционному устройству устанавливается энергогенерирующий комплекс с паровой противодавленческой турбиной. Пар на технологический процесс направляется через турбину, а работа, совершаемая в ней паром, используется для привода электрического генератора, насосов, вентиляторов и других устройств.

Сферы применения

Энергия, производимая комплексами, как правило, используется для собственных нужд предприятия, на котором она установлена. Такой способ применения позволяет значительно снизить затраты электроэнергии на привод устройств и повысить КПД использования пара.

В России уже имеются десятки тысяч источников водяного пара и постоянно строятся новые. Предназначенный для их реализации паротурбинный привод имеет существенное преимущество – это высокий ресурс. Для паровых турбин малой мощности, работающих обычно на средних и низких параметрах пара, 4 МПа и менее, он составляет 300 000‑350 000 часов. Кроме того, движущиеся части паровых турбин работают в менее агрессивной среде, в отличие от газовых турбин и ДВС, а это повышает их надежность и снимает необходимость постоянного технического обслуживания. Эти факторы существенно влияют на экономическую эффективность работы установки. Помимо сказанного, немаловажным является то, что паровой котел, работающий совместно с турбиной, может иметь топку на различных видах топлива: газе, мазуте, угле, древесине, торфе и т. д. Это, в свою очередь, позволяет создавать станции, использующие местные виды топлив, тем самым получая дополнительные экономические выгоды.

Паровые турбины малой мощности можно эффективно использовать как в уже существующих и вновь создаваемых котельных, так и на больших тепловых станциях, имеющих промышленный отбор пара, что значительно расширяет сферу их применения.

Опыт производства

В Свердловской области производством паровых турбомашин малой мощности занимается ООО «Электротехнический альянс». Данные турбомашины типа «ПТМ» разрабатываются и изготавливаются по конкретным параметрам заказчика, поэтому их применение максимально эффективно, кроме того, они имеют ряд преимуществ перед существующими аналогами. Основные из них – повышенный внутренний КПД (70 процентов), малая собственная длина, что позволяет разместить ее в действующей установке на существующем фундаменте взамен электропривода (или вместе с ним) и отсутствие редуктора (прямое сопряжение с приводимым механизмом), что повышает надежность работы и снижает уровень шума.

Отсутствие системы маслоснабжения обеспечивает пожаробезопасность турбины и позволяет эксплуатировать ее в помещении котельной в непосредственной близости с котлом. Наличием блоков регулирования как на паровпуске, так и в противодавлении исключает ее самопроизвольный разгон сверх допустимой скорости вращения вала. Немаловажным является и плавное регулирование скорости вращения вала от холостого хода до номинальной нагрузки турбоустановки, что позволяет использовать ее взамен частотно-регулируемого электропривода, и малое время, необходимое для перехода от выключенного состояния до принятия номинальной нагрузки. Время работы турбомашины до вывода из эксплуатации – не менее 40 лет. Средний срок окупаемости, которая обеспечивается за счет экономии на покупку электроэнергии, не превышает 2‑3 лет.

Подводя итог, еще раз отметим: самым эффективным и экономически оправданным на сегодняшний день является создание распределенной энергетической системы на базе уже существующих котельных, путем перевода их в режим мини-ТЭЦ с использованием паротурбинных энергетических установок. Но вместе с тем данные установки могут найти широкое применение и в отдаленных поселках при создании станций, использующих местные виды топлив. Дополнительные преимущества, такие, как когенерация тепла, повышение надежности, отсутствие сетевых издержек, уже сейчас делают распределенную генерацию выгодной во многих применениях. Справедливая рыночная оценка всех преимуществ – ключевой фактор для определения перспективности таких проектов.

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 производила 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 рассмотрим, 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, подающие воду на 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 лопаток, как правило, в разных наборах. Каждый набор лопастей помогает извлекать энергию из пара, сохраняя при этом 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, контролировать поток 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 паротурбинного генератора

Изобретение паровой турбины изменило нашу способность производить энергию в больших масштабах. И даже с такой, казалось бы, простой задачей, 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.

Паровая турбина

— обзор

5 геотермальных электростанций

Общая установленная мощность геотермальной энергии в мире составляет приблизительно 9000 МВтэ из 21 страны, при этом лидирующие позиции в США составляют почти 3000 МВтэ, а на Филиппинах — почти 2000 МВтэ (Таблица II). Другими крупными странами являются Италия, Мексика, Индонезия, Япония и Новая Зеландия с мощностью от 400 до 800 МВт каждая.

Таблица II. Установленная мощность геотермальной энергии в мире в 2000 г.

Источник . Институт геонаук и ресурсов земли, Пиза, Италия.

Геотермальные электростанции имеют очень высокие коэффициенты готовности, нагрузки и мощности (> 90%). Они наиболее подходят в качестве электростанций с базовой нагрузкой. Коллекторы с преобладанием жидкости не подходят для создания пиковых нагрузок, поскольку двухфазный поток и процесс разделения затрудняют их работу и контроль при изменении потоков.

Геотермальная электростанция, использующая паровые турбины для выработки электроэнергии, похожа на обычную электростанцию, работающую на ископаемом топливе. Основные отличия:

•

Геотермальный пар обычно представляет собой насыщенный пар при давлении менее 10 бар абс. И температуре 200 ° C (иногда перегретый до ∼50 бар абс. И 300 ° C), но на ископаемом топливе. на электростанции пар может быть сверхкритическим до 300 бар абс. при температуре 600 ° C.

•

Геотермальный пар обычно содержит примеси неконденсируемого газа (NCG) в количестве до нескольких процентных пунктов по весу пара (в основном диоксид углерода [> 90%] и несколько процентных пунктов сероводорода) и растворенных твердых веществ. (в основном кремнезем или кальцит), выпавший в результате мгновенного испарения жидкой фазы.

•

Электростанция, работающая на ископаемом топливе, имеет котел, и пар / вода находится в замкнутом контуре, тогда как геотермальная электростанция не имеет котла, а пар / вода находится в разомкнутом контуре.

Из-за наличия насыщенного пара низкого давления геотермальная паротурбинная установка ограничена максимальной мощностью примерно 55 МВт (эл.) Конденсационной установки из-за максимальной длины лопаток последней ступени турбины, ограниченной металлургией материала. Две из этих турбин могут быть установлены на одном валу генератора мощностью 110 МВт.

NCG может проходить через паровые турбины, но должен быть удален из конденсаторов, чтобы можно было поддерживать низкое давление ниже атмосферного в конденсаторах. Для удаления НКГ из конденсаторов используется система извлечения газа. Пароструйный эжектор подходит для низкого содержания газа, составляющего менее 1% от веса пара. Пароструйный эжектор не имеет движущихся частей, поэтому им легко управлять и он требует низких затрат на техническое обслуживание. Однако поток пара, используемый для его приведения в действие, велик (примерно в пять раз больше скорости потока NCG).Следовательно, пароструйные эжекторы подходят только для низких уровней NCG. NCG, удаленный из конденсаторов, обычно выбрасывается в атмосферу.

По экономическим причинам требуется газоотводчик, когда содержание газа превышает 2%. Обычно это многоступенчатый центробежный компрессор с промежуточным охладителем. Клапаны рециркуляции между ступенями необходимы для управления. Обычно компрессор приводится в движение электродвигателем, но компрессор может приводиться в движение паровой турбиной.

Жидкостно-кольцевой насос можно использовать для замены пароструйного эжектора последней ступени для повышения эффективности и экономии.Системы жидкостных кольцевых насосов используются на электростанциях, работающих на ископаемом топливе, для поддержания вакуума в конденсаторе. У них небольшая мощность, поэтому они подходят только при низком содержании газа.

Упомянутые ранее конденсаторы являются конденсаторами прямого контакта. Кожухотрубные конденсаторы также могут использоваться для лучшего контроля выбросов NCG. Однако кожухотрубные конденсаторы дороги и менее эффективны.

Когда геотермальные ресурсы не могут производить достаточное количество чистого пара для приведения в действие паровых турбин, необходимо использовать другие режимы выработки электроэнергии.Если пар содержит слишком много NCG (> 10% веса пара), конденсационная турбина становится неэкономичной. В таком случае можно использовать турбину с противодавлением, не имеющую дожимного конденсатора. Пар выбрасывается прямо в атмосферу, но такой способ генерации в настоящее время вряд ли будет приемлемым по экологическим причинам. Необходимо использовать либо полный поток, либо бинарный режим генерации.

Многие геотермальные бинарные установки ORC работают по всему миру. Теплообменник (кожухотрубного типа) используется для передачи тепла от геотермальных флюидов вторичному флюиду с низкой точкой кипения (изопентану или изобутану).Перегретый пар вторичной жидкости приводит в движение паровую турбину, которая выходит в кожухотрубный конденсатор с воздушным охлаждением. Вторичный флюид находится в замкнутом контуре, а отработанные геотермальные флюиды закачиваются повторно.

В то время как в бинарной установке ORC обычно используется конденсатор с воздушным охлаждением, в типовой конденсационной паротурбинной установке используется конденсатор с прямым контактом. Образовавшаяся смесь конденсат / охлаждающая вода обычно удаляется из конденсатора через барометрическую трубу или насос. Эта смесь конденсата течет в накопительный пруд, известный как горячий колодец, а оттуда перекачивается в градирню для охлаждения для рециркуляции в конденсаторы.Поскольку геотермальный пар от парового поля в конечном итоге становится частью рециркулирующей охлаждающей воды, общий объем рециркуляционной воды имеет тенденцию к увеличению, даже если некоторая часть испаряется в градирне. Следовательно, часть конденсатной смеси повторно закачивается из горячей скважины. Поскольку эта смесь конденсата теплая (~ 40 ° C) и насыщена кислородом, она вызывает коррозию углеродистой стали. Для обратной закачки конденсата требуются насосы, трубы и обсадные трубы из нержавеющей стали.

На геотермальных электростанциях обычно используются два типа градирен: градирни с естественной тягой и градирни с механической тягой.По экономическим причинам градирня с естественной тягой строится для геотермальной электростанции мощностью около 100 МВт. Градирни с естественной тягой также лучше работают в более прохладном климате. Для теплого климата больше подходят градирни с механической тягой. Поскольку вентилятор градирни с механической тягой ограничен длиной лопастей из-за прочности материала конструкции, градирня с механической тягой имеет небольшую мощность. Таким образом, градирни с механической тягой обычно строятся в виде рядов ячеек.

Паровые турбины

Паровые турбины встречаются повсюду на планете и используются для вращения
генераторы и производят электричество или создают двигательные установки для кораблей, самолетов,
ракеты.

Они преобразуют тепловую энергию в виде паров воды в движение, используя
давление на вращающиеся лезвия. Это похоже на то, как турбины гидроэлектростанции
за исключением того, что пар движется намного быстрее, а лезвия и устройство очень
разные.

Паровые турбины используются со многими источниками энергии:
Ядерная
Уголь
Ископаемое топливо / природный газ
Геотермальная энергия

Инженеры улучшили каждый миллиметр паровой турбины и
это один из самых сложных предметов для проектирования и изготовления. Там
это лишь несколько мест в мире, где производятся большие паровые турбины.

Крупные производители паровых турбин:
General Electric. Schenectady, NY
Siemens, Германия
Weir Allen Steam Turbines, Brazil
Elliot Group, Sodegaura Japan, Jeanette PA

История:

Идея паровой турбины возникла примерно в 100 году нашей эры.Современный пар
турбины, разработанные на основе поршневого парового двигателя, типичного для
19 век. Первые новаторы, такие как Джордж Вестингауз
знал, что возвратно-поступательное движение поршневых паровых машин
потрачено впустую много энергии, и что если бы пар можно было направить в
узкое пространство и давление, используемое для вращения вала, это приведет к
максимальная энергоэффективность.

Хронология:

1712 — Паровая машина с поршнем, разработанная Томасом Ньюкоменом
1781 — Джеймс Ватт разрабатывает первую паровую машину, которая производит непрерывный
вращательное движение
1831 — ДеВитт Клинтон запускает первое регулярное железнодорожное сообщение в Северной Америке.
Олбани — Скенектади, штат Нью-Йорк, работает на поршневом паровом двигателе.
После этого использование паровой машины возрастает.
и официально начинается область машиностроения.

1884 — Сэр Чарльз Парсонс строит первую настоящую паровую турбину.
Знания, необходимые для его создания, были получены от
1885 — Джордж Вестингауз покупает патенты на паровые турбины и приступает к их усовершенствованию.
1896 — Чарльз Кертис разрабатывает турбину, которая весит 1/8 от ее веса.
существующих турбин и составлял 1/10 размера при той же мощности

1903 — Кертис и Уильям
Ле Рой Эммет разработал вертикальную турбину мощностью 5000 кВт для General Electric,
эта турбина создавала огромную мощность в компактном пространстве.
25 футов в высоту.В то время все крупные электростанции США хотели этого.
1900-е годы — Паровые турбины становились все меньше и меньше, а мощность увеличивалась.
Некоторые турбины вырабатывают до 500 000 кВт.

Ниже: видео из Технического центра Эдисона о ранней истории
паровых турбин с историком Джорджем Уайзом:

Как это работает:

Паровые турбины пропускают пар высокого давления через многоступенчатые роторы, что означает
многие наборы лезвий извлекают всю возможную энергию из давления.

Подробнее см. TurbineGenerator.org>

CO-Generation:

Турбины Cogen имеют два отдельных поколения в одном потоке энергии,
это извлекает максимум энергии из горячего потока пара. Они
может иметь КПД более 80% по сравнению с обычной паровой турбиной
растения, у которых около 40%.

Связанные темы:
Газовые турбины
Hydro (водяные турбины)

Связанные темы:

Источники:
Компания Wabash Power Equipment
General Electric
Siemens
Turbocam International
Википедия
Группа Эллиотт
ASME
Музей Скенектади

Генератор (Steam) — Оборудование энергетической зоны

1.0 Цель

Power Zone Equipment, Inc. Политика конфиденциальности данных

Политика, изложенная ниже, описывает личные данные, которые может собирать Power Zone Equipment, то, как Power Zone Equipment использует и защищает эти данные, и кому мы можем их передавать. Эта политика предназначена для уведомления отдельных лиц о личных данных в целях соблюдения законов и нормативных актов о конфиденциальности данных юрисдикций, в которых работает Power Zone Equipment.

Power Zone Equipment призывает наших сотрудников, независимых подрядчиков, клиентов, поставщиков, коммерческих посетителей, деловых партнеров и другие заинтересованные стороны ознакомиться с этой политикой.Используя наш веб-сайт или отправляя личные данные в Power Zone Equipment любыми другими способами, вы подтверждаете, что понимаете и соглашаетесь соблюдать эту политику, а также соглашаетесь с тем, что Power Zone Equipment может собирать, обрабатывать, передавать, использовать и раскрывать ваши личные данные как описано в этой политике.

2.0 Персональные данные

Power Zone Equipment обязуется соблюдать все разумные меры предосторожности для обеспечения конфиденциальности и безопасности личных данных, собранных Power Zone Equipment. Во время использования вами нашего веб-сайта или посредством других коммуникаций с Power Zone Equipment, персональные данные могут собираться и обрабатываться Power Zone Equipment. Как правило, Power Zone Equipment собирает личную контактную информацию (например, имя, компания, адрес, номер телефона и адрес электронной почты), которую вы сознательно предоставляете при регистрации, запросе котировок, ответах на вопросы или иным образом для использования в наших коммерческих отношениях. Иногда мы можем собирать дополнительные персональные данные, которые вы добровольно предоставляете, включая, помимо прочего, название должности, дополнительную контактную информацию, дату рождения, хобби, области интересов и профессиональную принадлежность.

3.0 Использование личных данных

Веб-сайт

Power Zone Equipment предназначен для использования клиентами Power Zone Equipment, коммерческими посетителями, деловыми партнерами и другими заинтересованными сторонами в деловых целях. Персональные данные, собранные Power Zone Equipment через свой веб-сайт или другими способами, используются для поддержки наших коммерческих отношений с вами, включая, помимо прочего, обработку заказов клиентов, заказов от поставщиков, управление учетными записями, изучение потребностей клиентов. , отвечая на запросы и предоставляя доступ к информации.Кроме того, в соответствии с законами и постановлениями соответствующей юрисдикции для поддержки наших отношений с вами:

• мы можем передавать личные данные нашим аффилированным лицам, чтобы лучше понимать потребности вашего бизнеса и способы улучшения наших продуктов и услуг;
• мы можем использовать сторонних поставщиков услуг, чтобы помочь нам в сборе, сборке или обработке личных данных в связи с услугами, связанными с нашими деловыми отношениями;
• мы (или третье лицо от нашего имени) можем использовать личные данные, чтобы связаться с вами по поводу предложения оборудования Power Zone для поддержки вашего бизнеса или для проведения онлайн-опросов, чтобы лучше понять потребности наших клиентов; и
• мы можем использовать личные данные для маркетинговой и рекламной деятельности.

Если вы решите не использовать свои личные данные для поддержки наших отношений с клиентами (особенно для прямого маркетинга или исследования рынка), мы будем уважать ваш выбор. Мы не продаем ваши личные данные третьим лицам и не передаем их третьим лицам, за исключением случаев, указанных в настоящей политике. Power Zone Equipment будет хранить ваши персональные данные до тех пор, пока вы поддерживаете отношения с клиентами с Power Zone Equipment и / или если вы зарегистрировались для получения маркетинговых или иных сообщений от Power Zone Equipment, до тех пор, пока вы не потребуете, чтобы мы удалили такие персональные данные. .

4.0 Сторонние поставщики услуг

Power Zone Equipment является коммерческим оператором своего веб-сайта и использует поставщиков услуг для оказания помощи в размещении или иным образом выступая в качестве обработчиков данных, для предоставления программного обеспечения и контента для наших сайтов, а также для предоставления других услуг. Power Zone Equipment может раскрывать предоставленные вами личные данные этим третьим сторонам, которые предоставляют такие услуги по контракту для защиты ваших личных данных. Кроме того, в соответствии с законами и нормативными актами соответствующей юрисдикции Power Zone Equipment может раскрывать личные данные, если такое раскрытие:

• — использование персональных данных для дополнительной цели, которая напрямую связана с первоначальной целью, для которой персональные данные были собраны;
• необходим для подготовки, согласования и исполнения договора с вами;
• требуется законом или компетентными государственными или судебными органами;
• необходимо для обоснования или сохранения судебного иска или защиты;
• является частью корпоративной реструктуризации, продажи активов, слияния или продажи; или,

Код

• необходим для предотвращения мошенничества или других незаконных действий, таких как умышленные атаки на информационные системы Power Zone Equipment.

5.0 Международная передача данных

Обратите внимание, что для наших клиентов в Швейцарии и Европейском союзе (ЕС) компания Power Zone Equipment находится в США. Если вы используете наши веб-сайты или веб-порталы, либо вся информация, включая личную информацию, может быть передана в Power Zone Equipment (включая субподрядчиков, которые могут поддерживать и / или управлять нашим веб-сайтом) в США и других странах и может быть передана третьим лицам. вечеринки, которые могут быть расположены в любой точке мира.Хотя сюда могут входить получатели информации, находящиеся в странах, где уровень правовой защиты вашей личной информации может быть ниже, чем в стране вашего местонахождения, мы будем защищать вашу информацию в соответствии с требованиями, применимыми к вашей информации и / или местоположению. В частности, для передачи данных за пределы ЕС, Power Zone Equipment будет использовать соглашения о передаче данных, содержащие Стандартные договорные положения. Используя наши веб-сайты или веб-порталы, вы недвусмысленно соглашаетесь на передачу вашей личной информации и другой информации в США и другие страны для целей и использования, описанных в настоящем документе.

6.0 Автоматический сбор неличных данных

Когда вы заходите на веб-сайты или веб-порталы Power Zone Equipment, мы можем автоматически (т. Е. Не путем регистрации) собирать неличные данные (например, тип используемого интернет-браузера и операционной системы, доменное имя веб-сайта, с которого вы пришли, количество посещения, среднее время нахождения на сайте, просмотренные страницы). Мы можем использовать эти данные и делиться ими с нашими филиалами по всему миру и поставщиками соответствующих услуг для мониторинга привлекательности наших веб-сайтов и улучшения их производительности или содержания.В этом случае обработка выполняется анонимно и по усмотрению Power Zone Equipment.

7.0 Прочие онлайн-данные

Кроме того, для некоторых технических онлайн-приложений или других взаимодействий с оборудованием Power Zone может потребоваться ввод коммерческих и технических данных. Предоставляя запрошенную информацию, вы даете согласие на обработку и хранение такой информации компанией Power Zone Equipment. Если в Power Zone Equipment не указано, что вы хотите удалить эту информацию с сервера Power Zone Equipment, такая информация может быть сохранена Power Zone Equipment и использована для будущих коммерческих коммуникаций.Запрос на удаление этой информации может быть сделан по контактной информации, указанной ниже. Power Zone Equipment будет принимать все разумные меры предосторожности, чтобы гарантировать, что никакая такая информация не будет предоставлена ​​или разглашена другим третьим лицам, за исключением, если применимо, тех третьих сторон, которые выполняют хостинг, обслуживание и связанные с этим услуги сайта.

8.0 «Файлы cookie» — информация, автоматически сохраняемая на вашем компьютере

Файлы cookie — это информация, которая автоматически сохраняется на компьютере пользователя веб-сайта.Когда пользователь просматривает веб-сайт (-ы) Power Zone Equipment, Power Zone Equipment может сохранять некоторые данные на компьютере пользователя в форме «cookie», чтобы автоматически распознавать пользователя при будущих посещениях веб-сайта (-ов) Power Zone Equipment. Power Zone Equipment приложит разумные усилия для обеспечения соблюдения законов и постановлений соответствующих юрисдикций в отношении файлов cookie.

9,0 Дети

Power Zone Equipment не будет сознательно собирать персональные данные от детей младше 18 лет.Веб-сайт (-ы) Power Zone Equipment не предназначен для лиц младше 18 лет

10.0 Безопасность и целостность данных

Power Zone Equipment будет принимать разумные меры предосторожности для защиты личных данных, находящихся в его распоряжении, от риска потери, неправильного использования, несанкционированного доступа, раскрытия, изменения и уничтожения. Power Zone Equipment периодически пересматривает свои меры безопасности, чтобы обеспечить конфиденциальность личных данных.

Power Zone Equipment будет использовать личные данные только способами, совместимыми с целями, для которых они были собраны или впоследствии разрешены вами.Хотя Power Zone Equipment будет принимать разумные меры для обеспечения того, чтобы личные данные соответствовали его предполагаемому использованию, были точными, полными и актуальными, Power Zone Equipment также полагается на каждого человека, чтобы помочь в предоставлении точных обновлений его или ее личных данных.

11.0 Ссылки на другие веб-сайты

Веб-сайты

Power Zone Equipment могут содержать «ссылки» на веб-сайты, принадлежащие третьим сторонам и управляемые ими. Получив доступ к этим ссылкам, которые предоставлены для вашего удобства, вы покинете наш сайт и будете подчиняться политике конфиденциальности другого веб-сайта.Эта политика не распространяется на любую личную информацию, которую вы предоставляете посторонним третьим лицам.

12.0 Сохранение данных

В целом, Power Zone Equipment будет хранить персональные данные только столько времени, сколько необходимо для конкретной цели обработки и в соответствии с политикой управления записями Power Zone Equipment, или в соответствии с другими требованиями законов и нормативных актов конкретной юрисдикции. Например, данные будут храниться в течение периода времени, в течение которого вы имеете право использовать веб-сайты с оборудованием Power Zone, включая любые инструменты для оборудования Power Zone, доступные через наши веб-сайты.После прекращения действия такой авторизации ваши личные данные, связанные с использованием веб-сайтов Power Zone Equipment, будут удалены.

13.0 Доступ к данным и исправление

По запросу Power Zone Equipment предоставит физическим лицам разумный доступ к личным данным, которые она хранит о них. Кроме того, Power Zone Equipment будет принимать разумные меры, чтобы позволить отдельным лицам исправлять, изменять или удалять информацию, которая, как доказано, является неточной или неполной. Power Zone Equipment также полагается на каждого человека, чтобы помочь в предоставлении точных обновлений его или ее личных данных.Чтобы получить доступ, исправить, изменить или удалить личные данные Power Zone Equipment о человеке, физическое лицо должно связаться со следующим:

ТЕЛЕФОН: + 1-719-754-1981 | ЭЛЕКТРОННАЯ ПОЧТА: [email protected]

14.0 Права ЕС на конфиденциальность данных

Если ваши персональные данные обрабатываются в ЕС или вы являетесь резидентом ЕС, Общий регламент ЕС по защите данных предоставляет вам определенные права в соответствии с законом. В частности, право на доступ, исправление или удаление ваших личных данных Power Zone Equipment.

В той степени, в которой это требуется действующим законодательством, Power Zone Equipment будет предоставлять физическим лицам разумный доступ к личным данным, которые Power Zone Equipment хранит о них, и будет принимать разумные меры, чтобы позволить таким лицам исправлять, изменять или удалять информацию, которая хранится в Power Zone Equipment. их. Power Zone Equipment также полагается на каждого человека, чтобы помочь в предоставлении точных обновлений его или ее личных данных. Чтобы получить доступ, исправить, изменить или удалить личные данные, которые Power Zone Equipment хранит о физическом лице, физическое лицо должно связаться с его или ее коммерческим представителем Power Zone Equipment или связаться с нами по следующему адресу электронной почты: sales @ powerzone.com.

Если у вас есть комментарий, вопрос или жалоба относительно того, как Power Zone Equipment обрабатывает ваши личные данные, мы приглашаем вас связаться с нами, чтобы мы могли решить этот вопрос. Кроме того, лица, находящиеся в ЕС, могут подать жалобу на обработку своих личных данных в органы по защите данных ЕС (DPA). Следующая ссылка может помочь вам найти подходящий DPA: http://ec.europa.eu/justice/data-protection/bodies/authorities/index_en.htm.

15.0 Изменения в этой Политике

Power Zone Equipment оставляет за собой право время от времени изменять эту политику, чтобы она точно отражала правовую и нормативную среду и наши принципы сбора данных. Когда в эту политику будут внесены существенные изменения, Power Zone Equipment разместит пересмотренную политику на нашем веб-сайте.

16.0 Вопросы и комментарии

Если у вас есть какие-либо вопросы или комментарии по поводу этой политики (например, для просмотра и обновления или удаления ваших личных данных из нашей базы данных), пожалуйста, свяжитесь с + 1-719-754-1981 или sales @ powerzone.com

Отказ от вибрации ротора паровой турбины: причины и решения

Роторы паровой турбины изгибаются во время работы, но подшипники и опоры спроектированы таким образом, чтобы удерживать статические и динамические силы под контролем. Однако изгиб может вызвать столкновение между неподвижными и вращающимися частями — часто каскадные удары. Оператор многих паровых турбин для коммунальных предприятий делится своим обширным практическим опытом в определении первопричин отказов, а также успешных решений.

Изгиб ротора, который приводит к преждевременному выходу из строя лопаток паровой турбины и других внутренних компонентов, является одной из наиболее серьезных проблем, возникающих при эксплуатации электростанций. Проблемы часто снижают эксплуатационную готовность завода из-за ограничения выработки и увеличения затрат на эксплуатацию и техническое обслуживание. Проблемы с экстремальным изгибом ротора часто связаны с взаимодействием между ротором турбины и неподвижными частями. Изгиб ротора может быть вызван множеством статических и динамических факторов, многие из которых будут рассмотрены в этой статье.

Начнем с механических факторов, связанных с ротором, самым большим вращающимся узлом в турбине. Далее, работая изнутри, мы рассмотрим проблемы с балансировкой ротора, за которыми следуют проблемы несоосности ротора и корпуса, а также проблемы, вызванные корпусом. Обсуждение основано на опыте авторов на шестиблочной электростанции Рамин мощностью 1890 МВт, расположенной в Ахвазе, Иран. Агрегаты введены в эксплуатацию с 1980 по 1985 год.

Избегайте трения ротора

Само собой разумеется, что трение лабиринтов или диафрагм, вызванное недостаточным зазором, нарушает торцевое уплотнение ротора.Эта ситуация обычно возникает, когда ротор с большой массой на рабочей скорости входит в контакт с неподвижной поверхностью, как правило, из-за слишком малого зазора между лабиринтным или мембранным сальником и ротором. Во-вторых, может наблюдаться локальное повышение температуры в точке контакта, вызывающее повышение температуры металла в точке контакта из-за трения.

Силы, возникающие в результате удара большой вращающейся массы ротора с плохо функционирующими неподвижными уплотнениями, часто вдавливают слой металла на поверхность ротора.Трение может вызвать упругую деформацию ротора в месте удара и временный изгиб вала ротора. Изгиб вала обычно вызывает повышенный уровень вибрации (Рисунок 1).

Неравномерное охлаждение ротора, особенно после останова, также приводит к контакту ротора с неподвижными частями.После отключения установки относительно высокотемпературный ротор может изгибаться исключительно из-за массы ротора и расстояния между опорами подшипников, если его оставить в неподвижном положении для охлаждения. Эта ситуация может привести к необратимому изгибу вала.

Эффект постоянного изгиба вала, вызванного неравномерным охлаждением, сразу же проявляется в виде сильной вибрации ротора при следующем запуске. Вибрация вызвана недостаточным зазором между неподвижными и вращающимися частями, а также валом, расположенным не по центру в его подшипнике.Даже если изменение зазора невелико, ротор может сильно потирать, что приведет к его повреждению. И снова трение вызывает трение между неподвижными и вращающимися частями, локальный нагрев металла ротора в точке контакта и изгиб вала.

Кроме того, неравномерный нагрев вала, вызванный трением между вращающимися и неподвижными частями, может вызвать дальнейший изгиб вала в том же направлении, что и существующая дуга, и вызвать дополнительный контакт с неподвижными частями, увеличивая температуру и, следовательно, вызывая больший изгиб.Эффект каскадируется, если ему позволено продолжаться. Если позволить изгибу продолжаться, возможно, что предел текучести металла может быть превышен, что вызовет необратимую деформацию вала. Допустимый изгиб в турбинах на 3000 об / мин составляет до 0,02–0,03 мм в каждой секции. При токарной передаче предел составляет 0,05 мм.

Чтобы избежать изгиба ротора во время охлаждения, поставщики турбин предоставляют очень конкретные инструкции по допустимой скорости охлаждения. Например, турбина должна оставаться включенной, пока температура цилиндра высокого давления (ВД) не опустится ниже 150 ° C, а температура масла не опустится ниже 75 ° C.Производитель турбины также определяет скорость вращения поворотного механизма.

Предотвращение перекоса ротора и корпуса

Несоосность муфты между двумя валами или между валом и подшипником может вызвать изгиб в системе. Несоосность двух валов интегрированного ротора может вызвать эксцентриситет центра масс ротора, и этот эксцентриситет при высокой скорости вращения будет создавать центробежную силу в радиальном направлении, вызывая изгиб ротора.Несоосность оси вращения и оси вала также может вызвать изгиб ротора. Существует шесть основных факторов, которые могут вызвать смещение.

Одной из причин является плохое соединение между корпусом турбины и опорными подушками на фундаментной раме. Если колодка испытывает повышенное трение или перестает скользить во время теплового расширения (обычно во время запуска) в осевом направлении, результатом является опрокидывающий момент на обсадной колонне. Этот крутящий момент может вызвать смещение между корпусом и поверхностью подшипника, вызывая вибрацию в переднем конце турбины, деформацию опоры поверхности рамы фундамента и срыв подушки подшипника.

Также обратите особое внимание на фундаментную раму, включая болты, шпонки и подушки, чтобы было возможно свободное движение опорных поверхностей, особенно при запуске и изменении нагрузки. Степень продольного и поперечного теплового расширения центров отверстий цилиндров и хода колодок должны быть записаны для будущих сравнений. Этот процесс должен быть частью плановых проверок оборудования для технического обслуживания.

Еще один фактор — сложность сборки переднего подшипника турбины ВД.В то время как вал вращается в своем журнале подшипник, вал толкает масло из нижней части подшипника, в результате чего толщина масляной пленки к изменению. Когда это происходит, центральная линия вала перемещается вверх и в одну сторону. Для учета этого движения вала, сегментированный подшипник должен автоматически регулировать и контактная поверхность подшипника журнала будет оставаться в хорошем состоянии. Если поверхность контакта слишком велика, трение на поверхности подшипника возрастет, что приведет к усилению трения и коррозии поверхности подшипника, а также к увеличению вибрации и эксцентриситета ротора.Результатом будет утечка масла из подшипников и трение уплотнительных сальников. С другой стороны, если площадь контакта подшипника уменьшается, масляная пленка вызовет неравномерное движение ротора внутри сегментированного подшипника, и масляная пленка не образуется, что также приведет к увеличению вибрации (Рисунок 2).

Не упускайте из виду соосность ротора с отверстиями и муфтами. Правильная центровка ротора теряется, когда ось одного ротора не непрерывна с ротором в следующем корпусе, в паровых турбинах с несколькими корпусами. Индивидуально подключенные трансмиссии должны работать как одна длинная непрерывная, но гибкая трансмиссия. После капитального ремонта паровой турбины важно подтвердить центровку ротора относительно муфт, а также любые другие факторы, которые могут вызвать изменение первичного положения отдельных корпусов, подшипников и роторов.Если во время технического обслуживания наблюдается истирание торца или промежуточного уплотнения ротора или эксцентриситет муфт, необходимо отрегулировать трансмиссию, чтобы избежать сильной вибрации турбины, контакта и трения сальников или лабиринтных уплотнений и т. .

Помните, что ось от центра отверстия сальника должна совпадать с осью ротора турбины при нормальных температурах, возникающих во время работы турбины. Кроме того, очень важно быстро идентифицировать любые потери в уплотнительных зазорах во время прогрева паровой турбины. Во время нагревания могут произойти изменения зазора, которые могут вызвать изгиб цилиндров из-за разницы температур между верхней и нижней частями цилиндра (Рисунок 4).

Наконец, обратите особое внимание на возможность контактного трения кончиков лопастей о стенки цилиндра на реактивных стадиях. Трение может вызвать повышенную вибрацию изгиба лезвия, обычно у основания лезвия (Рисунок 5).

Дисбаланс ротора увеличивает вибрацию

Кривизна вала также смещает ось вращения вала, перемещая центр масс ротора, создавая вибрацию. Эта вибрация влияет на лезвия тремя значительными способами.

Во-первых, вибрация вызывает проблемы с конструкцией лезвия. Центробежные силы, возникающие во время работы, значительны, вызывая увеличение растягивающих усилий в поперечном сечении лопасти и, если центр масс не находится на радиальной линии, также возникают напряжения изгиба. Кроме того, изгибающие напряжения создаются в соединениях лопаток под действием давления пара высокого давления, протекающего в осевом направлении через цилиндр турбины. Величина этих напряжений зависит от скорости потока пара, перепада температуры на ступени лопастей, скорости вращения лопастей и веса лопасти.Температура пара, перегретого на первой ступени и насыщенного на конечных ступенях, будет влиять на механические свойства и коррозию материалов лопаток (рис. 6).

Во-вторых, вибрация лопасти может быть вызвана внешними причинами, такими как неудовлетворительная динамическая балансировка ротора, несоответствие проходов диафрагмы, отклонение шага лопастей, неправильно смонтированное соединение между двумя половинными диафрагмами или коррозия вечный край неподвижных лезвий.

В-третьих, размеры поворотных лопастей и способ их установки на роторы могут быть разными. После капитального ремонта необходимо тщательно поддерживать одинаковый вес и материалы всех ножей, особенно когда заменяется только несколько ножей. Даже небольшое изменение веса лезвия или центра тяжести может вызвать дисбаланс и вибрацию ротора (Рисунок 7).

Корпус также является важным фактором вибрации ротора

Колебания температуры корпуса могут вызывать вибрацию паровой турбины разными способами. Проблемы с обсадной колонной могут вызывать перекосы по разным причинам, в основном связанные с расширением и сжатием из-за колебаний температуры.

Во-первых, цилиндр турбины может иметь температурное расслоение, вызванное недостаточной теплоизоляцией от корпуса и / или слабой изоляцией в других областях.Нарушение теплоизоляции может быть вызвано плохой изоляцией в местах соединений между соединениями и трубами с кожухом, обычно в нижней части турбины. Плохая изоляция корпуса в нижней части, например, может вызвать температурный градиент сверху вниз корпуса, что может привести к деформации корпуса и упругому изгибу ротора. Поставщик определяет допустимый градиент температуры обсадной колонны. По нашему опыту, градиент не должен превышать 60 ° C. Новые турбины высокого давления особенно чувствительны к градиентам температуры корпуса.

Далее, если турбина запускается из горячего состояния до того, как она вернется в пределы кривизны, вращающиеся лопасти и неподвижные диафрагмы могут натираться и вызывать повреждение уплотнений и сальников диафрагмы. По мере увеличения веса вала увеличиваются и размеры ротора турбины, цилиндра турбины и тепловая инерция вала. Эффект состоит в том, что между запусками (и поворотным механизмом) требуется больше времени, поэтому любая кривизна ротора устраняется перед следующим запуском.

Изгиб цилиндра можно оценить, зная его размеры и материалы, из которых он изготовлен.Изгиб цилиндра (мм) можно найти по выражению α Δt L ² / 8D, где Δt — разница температур между верхом и низом цилиндра (C), L — длина цилиндра (мм), D — внешний диаметр оболочки, усредненный по ее длине (м), а α — коэффициент линейного теплового расширения, обычно около 13,6 мм / мм-С, или любой другой согласованный набор единиц. Величина допустимого изгиба цилиндра определяется минимальным допуском между диафрагмой и концевыми сальниками.Например, если размеры цилиндра высокого давления составляют l = 3620 мм и D = 1840 мм, а максимальный допуск сальника диафрагмы составляет 0,6 мм, допустимая разница температур от верха до низа цилиндра составляет 50 ° C.

Также можно определить влияние теплового изгиба ротора на корпус. Когда верхняя часть кожуха более горячая, чем нижняя, кожух имеет тенденцию изгибаться вниз. Если температурный градиент постоянен от верха обсадной колонны к низу и по ее длине, то максимальное напряжение изгиба возникает в середине обсадной колонны по вертикали и между опорами обсадной колонны по горизонтали.Изгиб или прогиб в этих условиях можно определить как α Δt (LZ — Z ² ) x 10 ³ / 2D, где L — длина обсадной колонны между опорами (м), Z — расстояние от передней опоры обсадной колонны до интересующее местоположение (m), а другие переменные остаются такими, как определено выше. Предполагая, что используется средняя точка длины обсадной колонны, L / 2 может заменить Z, чтобы найти максимальное отклонение.

Температурный градиент по лопастям и диафрагмам также необходимо учитывать во время горячего пуска.При запуске горячей турбины, если пар относительно холодный, температура металла диафрагмы и лопатки будет ниже, чем у ротора. В этом случае диаметр отверстий диафрагмы будет увеличиваться быстрее, чем диаметр ротора, вызывая радиальный люфт и уменьшая зазоры между лопатками и диафрагмой. При использовании типичного коэффициента линейного теплового расширения диаметр уплотнения диафрагмы 500 мм будет увеличиваться на 0,3 мм на каждые 100 ° C разницы температур между ротором и диафрагмой.

Таким образом, если ротор имеет более высокую кривизну, чем нормальный диапазон, и если регулирование пути потока пара не было выполнено тщательно во время горячего запуска, следует ожидать трения.

Расчеты с использованием этих формул и опыт применения говорят нам, что разница температур между верхней и нижней частью цилиндра высокого давления не должна превышать определенный нормальный предел во время запуска паровой турбины. Если этот предел разницы температур превышен, радиальные расстояния в сальнике переднего конца значительно уменьшатся, вызывая трение с последующим изгибом ротора возле ступени управления.

Опыт многих компаний по ремонту паровых турбин показывает, что причиной изгиба цилиндра высокого давления является конденсация пара внутри горячего цилиндра турбины при остановке. Высокотемпературная теплопередача для испарения этого конденсата охлаждает нижнюю часть цилиндра, в то время как верхняя часть цилиндра остается относительно горячей. В результате цилиндр изгибается вниз, а верх корпуса в большинстве случаев остается прямым.

Кроме того, недостаточные зазоры в рамах цилиндров низкого (LP) и промежуточного (IP) давления в многоцилиндровых турбинах могут возникать при неправильной установке распорных болтов и шайб.Дистанционные болты используются для крепления рам корпуса LP и IP к фундаменту. Во время работы и при номинальной нагрузке, если давление конденсатора (вакуум) и температура конденсата находятся в пределах нормального диапазона, то зазор должен быть таким, как это предусмотрено. Но если давление в конденсаторе (вакуум) ненормальное, а температура конденсата высокая, то баллон низкого давления нагревается выше допустимого предела, вызывая большее расширение объема в конденсаторе. В результате зазор между болтами уменьшается или становится равным нулю.Если проектные зазоры не соблюдаются, вибрация турбины может увеличиться, и ее нагрузку необходимо уменьшить.

Затем не забудьте о болтах, шпильках и других соединениях корпуса. Кожухи для турбин высокого давления имеют толстые стенки, а также большие фланцы с горизонтальным соединением, для которых требуются болты и шпильки. Бывают случаи, когда нагрузки турбины быстро меняются или фланец корпуса и стенки нагреваются неравномерно во время пуска или останова агрегата. Разница температур между верхней и нижней частью кожухов высокого и низкого давления (обычно от 50 ° C до 70 ° C) и фланцевых штифтов (максимум от 15 ° C до 25 ° C) может вызвать утечку пара через горизонтальное соединение корпуса.

Наконец, нескомпенсированное движение паропроводов, соединенных с обсадной колонной, может вызвать смещения обсадной колонны и вибрацию ротора. Это особенно актуально для труб большого диаметра с толстыми стенками. Когда турбина работает, ротор совершает осевое движение, как и корпус турбины. Тепловое расширение системы учтено в конструкции турбины. Силы и моменты, которые эти большие трубы прилагают к корпусу, также учитываются при проектировании турбины. Чрезмерные нагрузки на соединение труб могут вызвать деформацию корпуса, а изгибающие моменты, приложенные к фланцам корпуса, могут также вызвать смещение и перемещение цилиндра внутри корпуса, что может увеличить вибрацию ротора.

— Фаршад Шаморади ([email protected]) — менеджер инструментального отдела, Насер Мохаммади — менеджер инженерного отдела и Махди Хейдари Какеш — менеджер по общему техническому обслуживанию в Ramin Power Завод, Ahwaz Power Generation Management Co.

Производство электроэнергии | Паротурбинный генератор

TOSHIBA ПОСТАВИЛА БОЛЬШЕ, ЧЕМ
200 ГВт

МОЩНОСТИ ГЕНЕРАЦИИ ТУРБИНЫ

С момента поставки первой турбины Toshiba в 1927 году мы никогда не оглядывались назад,
постоянное стремление к инновациям и повышению отраслевых стандартов.Завещание
это наш рекорд по поставке более 2000 успешных турбин. Это
отражение доверия клиентов к качеству продукции Toshiba и
возможности нашего современного производственного оборудования: Keihin Product
Производство в Иокогаме, Япония, и на заводе Toshiba JSW Power Systems в г.
Ченнаи, Индия.

Совокупный рекорд поставок Toshiba с 1927 по июль 2020 года:
2016 единиц / 210803 МВт

Модельный ряд паровых турбин

TX-8

Тандемное соединение
Четыре потока

TX-6

Тандемное соединение
Четыре потока

TX-4

Тандемное соединение
Двойной поток

TX-2

Тандемное соединение
Единый поток

TX-2G

Тандемное соединение
Редукторный однопоточный

TX-1

Одиночный корпус
Единый поток

В каждой паре Toshiba применены новейшие технологии.
турбина, обеспечивающая высочайшую производительность и надежность.

Линейка продуктов Toshiba отражает наши
глубокое понимание рынка СТГ, позволяющее
мы предлагаем инновационные индивидуальные решения для
соответствовать специфическим требованиям заказчика. Будь то
энергия необходима для промышленного применения или
для производства электроэнергии в общественных местах у нас есть все
возможности, необходимые для вашего точного
потребности в энергии. Мы с нетерпением ждем возможности помочь
вам с вашими индивидуальными потребностями STG.

Наведите курсор на выделенные числа выше, чтобы просмотреть подробности.

Мощность ПТГ (МВт)

×

Философия

Toshiba известна во всем мире за предоставление инновационных, надежных и энергоэффективных решений, которые ведут к лучшему миру, планете более безопасной и чистой, к устойчивому и динамичному обществу, а также к жизни, комфортной и увлекательной.Наш более чем 80-летний опыт работы в области производства тепловой энергии в сочетании с чутьем воображать и внедрять инновации дает нам возможность предлагать решения, которые являются экономичными, надежными и экологичными. Toshiba стремится к будущему, в котором люди повсюду будут иметь доступ к энергии, необходимой им для улучшения качества жизни. Эти способности и обязательства поднимают Toshiba над толпой. Наша вера в то, что нет слишком серьезных проблем, и обещания, которые мы не можем выполнить, позволяют нам предлагать вам лучшие решения.

Ориентация на клиента

Способность Toshiba настраивать и согласовывать конструкцию паровых турбин с потребностями клиентов гарантирует, что решение Toshiba доступно для широкого диапазона условий пара и использования.

Экономичный

Глубокое понимание Toshiba требований клиентов помогает нам предлагать решения для оборудования, которые предлагают идеальный баланс производительности, надежности, ожидаемого срока службы и стоимости.

Надежный

С момента производства своей первой паровой турбины в 1927 году компания Toshiba изготовила и поставила по всему миру более 1900 комплектов турбин и генераторного оборудования с совокупной установленной мощностью, превышающей 200 ГВт, что является истинным свидетельством доверия, оказанного нам нашими клиентами.

Экологичный

Наше стремление к высокой эффективности напрямую ведет к сокращению выбросов CO2 на единицу производимой энергии. Это способствует достижению глобальной цели по созданию общества с нейтральным выбросом углерода, что согласуется с целью Toshiba играть решающую роль в создании устойчивого общества.

Отличная служба поддержки клиентов

Мы уделяем первоочередное внимание удовлетворению запросов клиентов. Наши специализированные группы поддержки клиентов обеспечивают быстрое и удовлетворительное решение потребностей клиентов.Наши команды работают в тесном сотрудничестве с нашими клиентами, начиная с концептуального проектирования, строительства и заканчивая эксплуатацией в течение всего срока службы, своевременно предоставляя ответы, основанные на нашем опыте и обширных знаниях турбинных технологий.

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 (сопел), 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 на (см .: Закон об изменении количества движения). Паровая струя, перемещаясь по криволинейной поверхности лопасти, оказывает давление на лопатку за счет своей центробежной силы. Каждый ряд неподвижных сопел и движущихся лопастей называется ступенью .Лопатки вращаются на роторе турбины, а неподвижные лопатки концентрически расположены внутри круглого корпуса турбины.

Во всех турбинах скорость вращения лопасти составляет , пропорциональную 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 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) и 1800 об / мин для систем 60 Гц для 4-полюсного генератора (или 3600 об / мин для 2-полюсного генератора). генератор). Кольцо с одним лезвием потребует очень больших лезвий и примерно 30 000 об / мин, что слишком много для практических целей.

Таким образом, на большинстве атомных электростанций работает одновальный турбогенератор , который состоит из одной многоступенчатой ​​турбины высокого давления и трех параллельных многоступенчатых турбин низкого давления , главного генератора и возбудителя. Турбина HP — это обычно двухпоточная турбина реакционная турбина с примерно 10 ступенями с закрытыми лопатками и вырабатывающая около 30-40% полной выходной мощности энергоблока. Турбины низкого давления — это обычно двухпоточные реакционные 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.

См. Также: Турбина ВД

См. Также: Турбина низкого давления

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), обычно 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:

• турбины импульсные
• 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: импульсные турбины и реактивные турбины.

Импульсная турбина

Импульсная турбина состоит из движущихся лопастей , чередующихся с неподвижными соплами .В импульсной турбине пар расширяется в неподвижных соплах и остается под постоянным давлением при прохождении над лопатками. Турбина Curtis , турбина Rateau или турбина Brown-Curtis 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 сопел 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 кончике.

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.

Паровая турбина , состоящая из нескольких 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, турбина большой мощности HP , 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 — компаундирование скорости

Импульсная ступень с компаундом скорости состоит из ряда неподвижных сопел , за которыми следуют двух или более рядов движущихся лопаток 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, оставшаяся 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 представляет собой ряд фиксированных форсунок , за которыми следует ряд движущихся 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 расширился . 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 смешанными по давлению, по скорости или по по давлению и по скорости . Компаундирование 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 форсунок, 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 сопловое кольцо 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 компаундирования давления и скорости.

Реакционная турбина

— турбина Парсонса

Реакционная турбина состоит из движущихся лопаток ( форсунок, ), чередующихся с неподвижными форсунками . 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 прикладывают силу. Возникающий импульс толкает лопасти вперед, вызывая вращение ротора. Нет чистого изменения скорости пара на ступени, но с уменьшением как давления, так и температуры, что отражает работу, выполняемую при приведении в действие 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 меньше , поэтому лопатки становятся меньше, а количество ступеней увеличивается до .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 лопастей 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 кончике.

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 двухпоточные реакционные турбины 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 движущихся лопастях.

Классификация турбин — условия подачи и отвода пара

Паровые турбины можно разделить на разные категории в зависимости от их назначения и рабочих давлений .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:

Конденсационная паровая 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 (например.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 трубкам с водой из системы охлаждения.

Снижение 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 конденсационной паровой турбине отработанный пар конденсируется в конденсаторе, и он 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 при охлаждении в реке или море

Повышение температуры окружающей среды вызывает пропорциональное увеличение давления отработанного пара ( ΔT = 14 ° C обычно является постоянной величиной), следовательно, термический КПД системы преобразования энергии снижается.Другими словами, электрическая выходная мощность электростанции может изменяться с окружающими условиями , 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 ) между температурой конденсатора и температурой 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 обусловлена ​​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 , , в установках централизованного теплоснабжения, на целлюлозно-бумажных заводах и на 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 перегревателем . 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 отводится 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 лопаток паровой турбины паром низкого качества.Высокое содержание капель воды может привести к быстрому удару и эрозии лопастей, которые возникают при попадании на лопасти конденсированной воды. 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 в 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, называемую отборной турбиной . Как и в турбинах с противодавлением, отобранный пар можно использовать для многих промышленных процессов или его можно использовать для повышения эффективности термодинамического цикла .Второй случай обычно известен как с регенерацией тепла .

Практически все большие паровые турбины используют регенерацию тепла (т.е. они являются вытяжными турбинами), так как это уменьшает количество топлива , которое должно быть добавлено 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, состоящий 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 .

Подогреватели питательной воды высокого давления обычно нагреваются отборным паром от турбины высокого давления, HP, тогда как подогреватели подпиточной 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 лопатки турбины . Они являются основными элементами, преобразующими энергию давления рабочего тела в кинетическую энергию. Лопатки турбины бывают двух основных типов:

• подвижные 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 и также расширяется (в случае лопастей реактивного типа ). Изменение его направления и ускорение пара (в случае лопастей реактивного типа) прикладывают силу. Возникающий 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 кончике.

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 лопатки турбины . Как обычно, металлургические соображения (около 1700 К) устанавливают верхний предел теплового КПД. Поэтому в лопатках турбины часто используются экзотические материалы, такие как суперсплав , 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 конденсированной воды.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 напряжению 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. Стержень является конструктивным элементом лопатки турбины, который фиксирует лопатку в роторе турбины.
• Профиль. Профиль преобразует кинетическую энергию пара в механическую энергию лопасти.
• 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, выходящего из турбины, 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 примерно пропорциональны 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 вызывает увеличение на качества паров выходящего пара.
• 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 при попадании конденсированной воды на лопасти.
• 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 скорость турбины достаточно постоянной 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 и 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 ежедневным, 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. Основные методы регулирования, которые используются в паровых турбинах:

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 вызывает увеличение на качества паров выходящего пара.

2. Сопло регулирующее . При управлении форсунками 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. В общем, незапланированный аварийный останов или турбины известен как «отключение турбины ». Сигнал отключения турбины инициирует быстрое закрытие из всех впускных паровых клапанов (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 установленного значения (например.грамм. 110%) — превышение частоты вращения турбины
• Балансировка турбины нарушена или из-за сильных вибраций
• неисправность системы смазки
• низкий вакуум в конденсаторе
• ручной аварийный турбинный выключатель

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 изготавливают 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. Самая высокая температура в цикле возникает в конце процесса сгорания, и она ограничена максимальной температурой , которую могут выдержать лопатки турбины .Как обычно, металлургические соображения (около 1700 К) устанавливают верхний предел теплового КПД. Поэтому в лопатках турбины часто используются экзотические материалы, такие как суперсплав , 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 конденсированной воды. 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 напряжению 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 реактора PWR начинается с парогенераторов на сторонах их 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 покидает парогенератор 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 главного паропровода (MSIV), которые очень важны с точки зрения безопасности, к турбине высокого давления. Непосредственно на входе в паровую турбину находятся дроссельно-запорные клапаны и регулирующие клапаны .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 первого контура

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

ч _{I, впуск} = 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, впуск} = 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 определяется как Q _{добавить} = H ₃ — H ₂

От клапанов турбины до конденсатора — расширение

Цикл Ренкина — диаграмма Ts

Обычно на большинстве из атомных электростанций работают многоступенчатые конденсационные паровые турбины . В этих турбинах ступень высокого давления получает пар (этот пар является почти насыщенным паром — x = 0,995 — точка C на рисунке; ​​ 6 МПа ; 275.6 ° C) из парогенератора и выводят 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 конденсированной воды. 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 ВД) 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 _{2, l} = 2782.0,87 + (1 — 0,87). 790 = 2420 + 103 = 2523 кДж / кг

Δh = 262 кДж / кг = Вт _л.с.

Изэнтропическое расширение

Цикл Ренкина — Ts Diagram

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, выполняемая турбиной, определяется как W _T = H ₄ — H ₃ . И снова энтропия не изменилась.

От конденсатора к конденсатным насосам — Конденсация

Главный конденсатор конденсирует отработавший пар из ступеней низкого давления главной турбины, а также из системы сброса пара. Отработанный пар конденсируется, проходя по трубкам 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 ) между температурой конденсатора и температурой 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.

Снижение 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 он 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 при охлаждении в реке или море

Повышение температуры окружающей среды вызывает пропорциональное увеличение давления отработанного пара ( ΔT = 14 ° C обычно является постоянной величиной), следовательно, термический КПД системы преобразования энергии снижается.Другими словами, электрическая выходная мощность электростанции может изменяться с окружающими условиями , 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. Отводимое нетто тепла определяется по формуле Q _re = H ₄ — H ₁

От насосов конденсата к насосам питательной воды — регенерация тепла

Конденсат из насосов конденсата затем проходит через несколько ступеней нагревателей 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 при примерно 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 регенерация тепла , и для этой цели можно использовать множество 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 отвода пара из турбины в определенной точке ее расширения и использования этого пара для нагрева питательной воды, подаваемой в котел, известен как стравливание , и следует отметить небольшой объем работы, Вт _Т , потеряна 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.
• Рекуперация тепла приводит к повышению качества рабочего пара, так как стоки расположены на периферии корпуса турбины, где более высокая концентрация капель воды.Улучшенный дренаж турбины означает меньше проблем с эрозией лопаток.

Деаэратор

Принципиальная схема типового 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, отбираемым 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 близок флюид к условиям насыщения. Понижение давления на стороне всасывания может вызвать кавитацию . Такое расположение сводит к минимуму риск кавитации в насосе.

От насосов питательной воды до парогенератора

Система насосов питательной воды обычно состоит из трех параллельных линий ( 3 × 50% ) насосов питательной воды с общими всасывающими и напорными 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).

Подкачивающие 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 ( FRVs ) в каждой линии питательной воды. Регулятор автоматически управляется уровнем парогенератора, расходом пара и расходом питательной воды.

Нагреватели питательной воды высокого давления нагреваются отборным паром из 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.