Основные показатели паровых турбин и их компоновки

Основы проектирования паровых турбин

Проектируемые турбина и турбоустановка (ТУ) должны отвечать регламентируемой ГОСТ 4.424-86 системе показателей качества (семь групп), которые характеризуют технический уровень турбин и ТУ. Например, среди показателей назначения установлены: номинальная мощность N_ном (наибольшая мощность, которую турбина должна длительное время обеспечивать при номинальных параметрах рабочих сред),

максимальная мощность N_мах, которую турбина реализует при изменении начальных параметров водяного пара, давления р_к, отключении ряда отборов пара и пр.,

тепловая нагрузка отопительных (регулируемых) отборов пара Q_т, ГДж/час,

частота вращения n, с^-1,

давление и температура свежего пара (р₀, t₀),

температура промперегрева (t_пп),

температура охлаждающей воды для конденсатора ТУ (t_1в),

давление в конденсаторе р_к,

температура питательной воды t_пв.

Кроме них устанавливаются массогабаритные показатели турбины и характеристики ее маневренности (время пуска, допустимое число пусков, регулировочный диапазон автоматического изменения мощности).

К основным также относятся такие показатели надежности, как наработка на отказ (не менее 5500 ч), установленный ресурс до списания (не менее 40 лет) и между капитальными ремонтами (4-6 лет), а также показатель экономичности- удельный расход теплоты брутто q_Э^бр, кДж/(кВт×ч))

Для обеспечения установленных показателей осуществляется выбор тепловой схемы и компоновки турбоагрегата на основе технико-экономических расчетов и обоснований. В частности, выбираются разделительное давление, определяющее давление пара в тракте промежуточного перегрева р_пп, способ деаэрации питательной воды и давление в деаэраторе р_д, число регенеративных подогревателей Z_под, а также схема и параметры системы сепарации и промперегрева для турбин АЭС.

ГОСТы устанавливает необходимость организации промежуточного перегрева для турбин ТЭС, проектируемых на давление свежего пара р₀³12,3 МПа. Число регенеративных отборов пара для подогрева питательной воды и соответствующий расход SG_отб определяют в итоге конденсационный расход пара в турбине (G_к), который составляет 50-70% от расхода свежего пара (G₀).

Современные мощные турбины выполняются многоступенчатыми с компоновкой проточной части посредством цилиндров высокого давления (ЦВД), давление за которым определяется давлением промежуточного перегрева пара, среднего давления (ЦСД) и низкого давления (ЦНД). На рис.9.1 представлена компоновка турбины К-800-23,5 ЛМЗ, номинальная мощность которой N_Э=800 МВт, расход G₀=650 кг/с, h_oi=0,85, располагаемый теплоперепад турбины Н₀=1400 кДж/кг, число ступеней z_ЦВД=12, z_ЦСД=8 (на один поток), z_ЦНД=4 (на один поток).

Рис. 9.1. Схема компоновки паровой турбины К-800-23,5 ЛМЗ

Многоступенчатое исполнение паровых турбин позволяет:

1. реализовать большие мощности (N_Э=500-1500 МВт при Н₀=1000-1600 кДж/кг);

2. проектировать проточную часть турбины из условия u/с_ф=(u/с_ф)_опт для всех ступеней (чем дороже топливо, используемое на электростанции, тем экономичнее должно быть ее основное и вспомогательное оборудование);

3. использовать эффект промперегрева, посредством которого повышаются термический КПД цикла, растет h_oi^ЦСД, снижается степень влажности в последних ступенях ЦНД;

4. осуществлять оптимальным образом отборы пара на регенеративный подогрев питательной воды, которые существенно повышают КПД турбоустановки;

5. организовывать эффективную схему компенсации осевых нагрузок валопровода;

6. использовать энергию выходной скорости предыдущей турбинной ступени для роста располагаемой энергии последующей за ней ступени. Таким образом, увеличивается располагаемый теплоперепад ступеней;

7. использовать эффект возврата теплоты, связанный с тем, что потери энергии в ступени переходят в теплоту и повышают энтальпию (теплосодержание) водяного пара за турбинной ступенью. В области перегретого пара этот эффект приводит к повышению температуры t₂ за ступенью, а в области влажного – к увеличению степени сухости пара х. За счет повышения t₂ или х фактический теплоперепад ступени увеличивается (рис. 9.2) в сравнении с тепловым перепадом, определяемым по основной изоэнтропе. В результате этого эффекта сумма располагаемых теплоперепадов всех ступеней в многоступенчатой турбине больше, чем теплоперепад турбины Н₀^т, определяемый по основной изоэнтропе. Разность , где Q –теплота, которая «возвращается» в поток водяного пара в проточной части турбинных ступеней в процессах формирования в них потерь энергии (речь идет о формировании тепловой энергии). Предположив, что внутренний относительный h_oi^ст для всех ступеней одинаков по значению, КПД всей турбины можно представить следующим образом:

(9.1)

В (9.1) q_вт=Q/H₀^т – коэффициент возврата теплоты.

Рис. 9.2. Процесс расширения в многоступенчатой турбине

Итак, относительный внутренний КПД паровой турбины h_oi при ее многоступенчатом исполнении увеличивается за счет эффекта возврата теплоты. В расчетах коэффициент возврата теплоты обычно оценивают по формуле

, (9.2)

где коэффициент k_t=4,8×10^-4 для турбинных ступеней, работающих в области перегретого пара; k_t=(3,2…4,3)×10^-4 – для ступеней, часть которых работает в области перегретого пара, а часть – в области влажного пара; k_t=2,8×10^-4 - для ступеней, работающих в области влажного пара. Обычно значение q_вт в зависимости от числа турбинных ступеней z и располагаемого теплоперепада турбины Н₀^т изменяется от 0,02 до 0,10.

Отечественное турбостроение выпускает паровые турбины активного типа, хотя в проточной части ЦСД и ЦНД степень реактивности ступеней в их сечениях со средним диаметром приближается к значению r_ср=0,3…0,5, а в последних ступенях ЦНД турбины и того выше. Конструктивным признаком турбин активного типа является использование в них роторов дисковой конструкции. Пример исполнения турбины с реактивным типом лопаточного аппарата показан на рис. 9.3. Здесь сопловые лопатки устанавливаются непосредственно в обоймах, а рабочие - в пазы ротора барабанного типа.

Рис. 9.3. ЦВД реактивного типа турбины К-1160-5,5 ВВС (n=30 с^-1)

Большинство турбин ТЭС эксплуатируются с переменной мощностью, т.е. участвуют в диспетчерском графике изменения нагрузок энергосистемы. Это предполагает использование системы соплового парораспределения турбины, признаком которой является наличие регулирующей ступени в ЦВД. Исключение составляют паровая турбина К-1200-23,5 ЛМЗ и большинство турбин АЭС, которые предназначены для обеспечения в энергосистемах преимущественно базовых нагрузок. В этих турбинах применяется дроссельное парораспределение.

Компоновочные решения для паровых турбин, изготовленных для ТЭС турбостроительными заводами бывшего СССР, показаны на рис. 9.4. На рис. 9.5 пример исполнения турбоагрегата с двухвальной компоновкой цилиндров турбины Мицубиси, когда валопровод ЦВД и ЦСД вращается с частотой 60 с^-1, а валопровод двух ЦНД - 30 с^-1. При этом применяется боковое расположение одноходовых конденсаторов.

Рис. 9.4. Компоновочные решения для паровых турбин ТЭС

Рис. 9.5. Компоновка двухвального турбоагрегата мощностью 900 МВт:

1 – 3 – соответственно ЦВД, ЦСД и электрогенератор быстроходной части турбоагрегата; 4 –5 - тихоходные ЦНД с электрогенератором 6; 7 – 8 – боковые конденсаторы