ОСНОВНЫЕ ФИЗИЧЕСКИЕ ВЕЛИЧИНЫ В ЭНЕРГЕТИКЕ.

ЛЕКЦИЯ 1

ОСНОВНЫЕ ФИЗИЧЕСКИЕ ВЕЛИЧИНЫ В ЭНЕРГЕТИКЕ.

ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ВОДЫ. МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА КОНСТРУКЦИОННЫХ МАТЕРИАЛОВ

В ЭНЕРГОМАШИНОСТРОЕНИИ

2.1. Основные физические величины в энергетике

В 1961 году в нашей стране была введена Международная система единиц (СИ). Однако до сих пор в силу привычек, а также недостатка на рабочих местах электростанций приборов с соответствующей градуировкой в практике используются и другие многочисленные единицы физических величин и их производных, а также различные внесистемные единицы. В данном разделе рассмотрены единицы измерения основных физических величин, используемых тепло- и электроэнергетиками.

Единицей измерения длины в системе СИ является метр. В метрах, например, измеряются длины турбоагрегатов (например, длина турбины мощностью 1200 МВт составляет около 48 м), размеры машинного зала тепловых электростанций, высотные отметки установки оборудования.

Для измерения размеров деталей обычно используют миллиметры. К примеру, длина лопатки третьей ступени турбины равна 1200 мм. В миллиметрах измеряют зазоры между деталями (например, радиальные зазоры между вращающимся ротором и статором составляют 0, 5 - 1, 5 мм), тепловых расширений турбины на фундаменте (они могут достигать 10 мм) и т.д.

Очень малые линейные величины измеряют в микрометрах (микронах): 1 мкм = 10^{-6 м. В микрометрах измеряют, например, размах вибраций корпусов подшипников турбины, толщину масляной пленки в опорных подшипниках, на вкладышах которых вращается ротор (обычно это 20 - 30 мкм).}

Для измерения массы в системе СИ, чаще всего используют килограмм и кратные ему величины: грамм и тонна. В килограммах измеряют массы отдельных деталей (например, масса рабочей лопатки третьей ступени длиной 960 мм равна примерно 12 кг), в граммах - например, значения масс балансировочных грузов, в тоннах - массу крупных объектов (например, полная масса турбины мощностью 500 МВт составляет около 1000 т).

Единицей времени в системе СИ является секунда. Секундами пользуются для анализа быстропротекающих процессов в системах автоматического регулирования турбин (и даже сотыми её долями), в проточных частях турбин, насосов, в паропроводах и трубопроводах. Минутами и часами обычно пользуются для описания менее быстрых процессов, например, длительности этапов пуска, нагружения, разгружения и остановки турбины, протекающих от нескольких минут до нескольких часов. Например, пуск паровой турбины после ночного простоя занимает 30 - 40 мин, а длительность пуска энергоблока после ремонта может достигать 3 - 5 ч.

В часах обычно измеряется наработка турбины и ресурсы различного типа. Например, ресурс составных частей оборудования энергоблоков за редким исключением должен быть не менее 200 тыс. ч, парковый ресурс большинства турбин составляет 170 - 220 тыс. ч, наработка турбины на отказ работоспособности (он должен быть не менее 5000 ч для паровых турбин и 3000 ч для газовых турбин).

Днями или сутками измеряются продолжительность ремонтов (например, продолжительность капитального ремонта для энергоблока мощностью 800 МВт: - 72-73 дня). Годами измеряются межремонтный срок службы турбины (он должен быть не менее 4 лет), срок службы турбины до списания (не менее 40 лет). Напомним, что 1 год = 8760 ч.

Температура в системе СИ измеряется в Кельвинах (К) (но не в градусах Кельвина! ). Численно 1 °С = 1 К, а температуры в Кельвинах Т и градусах Цельсия t связаны соотношением:

Теплоэнергетики пользуются исключительно стоградусной шкалой (градусами Цельсия).

Рассмотренные единицы - длины, массы, времени и температуры (в Кельвинах) входят в состав основных единиц СИ. Все остальные единицы являются производными от основных. Площадь и объём обычно измеряются соответственно в квадратных (м²) и кубических (м³) метрах.

Частота вращения измеряется числом оборотов в секунду или минуту. Поскольку частота сети в нашей стране принята 50 Гц, то частота вращения турбоагрегатов, включённых в электрическую сеть составляет 50 или 25 об/с (соответственно 3000 и 1500 об/мин).

Сила и вес тел в системе СИ измеряется в ньютонах (Н). Однако на практике часто пользуются внесистемной единицей - килограмм-силы (кгс); при этом 1 кгс = 9, 8 Н » 10 Н.

Давление и механическое напряжение (возникающее в теле под воздействием приложенных к нему сил) в системе СИ измеряются в паскалях (1 Па = 1 Н/м²). Паскаль - это очень малая величина, поэтому используют кратные величины: килопаскаль (кПа) и мегапаскаль (МПа). Иногда используют бары:

что примерно соответствует атмосферному давлению.

Полезно запомнить, что атмосферное давление равно примерно 100 кПа, а давление за конденсационной паровой турбиной составляет всего 3 - 8 кПа. Давление пара перед современными паровыми турбинами 12 - 30 МПа, перед газовыми турбинами 1, 0 - 1, 8 МПа. Рассмотренные единицы измерения давления в условиях эксплуатации оборудования электростанций не прижились, главным образом, по причине отсутствия на ТЭС приборов с градуировкой в паскалях. Эксплуатационный персонал ТЭС обычно пользуется техническими атмосферами (ат):

Кроме технических атмосфер, применяемых в технике, используют физические атмосферы (атм):

Часто давление измеряют с помощью ртутных приборов - высотой ртутного столба (мм рт. ст.). Например, упомянутое выше нормальное давление 1 атм = 760 мм рт. ст. и соответственно 1 мм рт. ст. = 133, 3 Па.

Многое оборудование тепловых электростанций работает при давлении р меньшем, чем атмосферное давление В. Их разность

называется разрежением, и оно измеряется непосредственно прибором. Отношение

называется вакуумом, и этот термин чаще всего используется на ТЭС, когда речь идёт о разрежении. Если вакуум в конденсаторе составляет 95 %, а атмосферное давление 100 кПа, то значит, разрежение в конденсаторе составляет 95 кПа, а давление - 5 кПа.

Электрическая и тепловая энергия в системе СИ измеряется в джоулях (Дж), а мощность - в ваттах (Вт): 1 Вт = 1 Дж/с.

Электрическую мощность турбоагрегатов и электростанций обычно представляют в мегаваттах (1 МВт = 10⁶ Вт) или миллионах киловатт (1 МВт = 10³ кВт). Для очень мощных электростанций и энергосистем используют гигаватты (1 ГВт = 10³ МВт).

Количество электрической энергии обычно измеряют в киловатт-часах (кВт·ч). Очевидно

Количество тепловой энергии измеряется либо в джоулях, либо в калориях (кал): 1 кал = 4, 1868 Дж. Чаще используются величины, кратные калории - килокалория (ккал), мегакалория (Мкал) и, особенно, гигакалория (Гкал):

Тепловая мощность (производительность тепла) обычно измеряется в Гкал/ч, но иногда и в мегаваттах. Необходимо отметить, что 1 Гкал/ч = 1, 16 МВт. Например, теплопроизводительность мощной ТЭЦ с 5 энергоблоками 250 МВт составляет 1650 Гкал/ч = 1914 МВт.

Плотность или обратная ей величина - удельный объём измеряются соответственно в кг/м³ или м³/кг.

Рисунок 2.1. Нагревание воды в открытом сосуде

Эту температуру называют температурой кипения, или температурой насыщения и обозначают t_н. Последнее название связано с тем, что при спокойном кипении над поверхностью воды образуется сухой насыщенный пар - пар, в котором отсутствуют капельки воды. Если температуру сухого насыщенного пара снизить (а это можно сделать только путём одновременного снижения давления), то часть пара сконденсируется, и в нём появятся капельки воды. Такой пар называется влажным. Если, наоборот, сухой насыщенный пар нагреть, то он окажется перегретым по отношению к состоянию насыщения.

Если снизить давление в сосуде, то кипение и испарение будут происходить при меньшей температуре. Это используется в так называемых вакуумных деаэраторах, установленных в системах подпитки теплосети: достаточно в сосуде (деаэраторе) создать давление в 0, 5 кгс/см² » 50 кПа, и она закипит всего при температуре 81 °С.

Наоборот, если повысить давление в сосуде, то она закипает и начинает испаряться при более высокой температуре. Это свойство широко используют в для стерилизации мединструментов при повышенной температуре в автоклавах, для быстрого приготовления пищи и т.д. Оно очень широко используется в различном оборудовании ТЭС. Например, в стандартном деаэраторе поддерживается давление 6 кгс/см² » 0, 6 МПа, и вода в нем закипает при нагреве до 159 °С.

В барабане барабанных котлов поддерживается давление 140 кгс/см² = 13, 7 МПа, и поэтому в нём генерируется насыщенный пар с температурой примерно 335 °С. В парогенераторах двухконтурных АЭС нагрев и испарение воды происходит при давлении 6 МПа, и поэтому температура образующегося насыщенного пара составляет 275, 6 °С.

Необходимо отметить, что температура насыщения однозначно определяется давлением над её поверхностью. Эта связь показана на рис. 1.2.

Рисунок 2.2. Зависимость температуры насыщения пара от давления

Тепловая энергия, расходуемая на поддержание кипения в сосуде, затрачивается на разрыв связей между молекулами воды, т.е. на её испарение. Молекулы испарившейся жидкости обладают большей энергией на величину удельной теплоты парообразования r, представляющей собой количество тепловой энергии, необходимой для испарения 1 кг кипящей жидкости. Измеряется величина r в кДж/кг или ккал/кг.

Плотность сухого насыщенного пара, естественно, меньше, чем воды, и так же, как температура насыщения, она однозначно определяется давлением. Чем выше давление, тем больше плотность. При давлении p_кр = 22, 115 МПа плотность воды и сухого насыщенного пара совпадают, температура насыщения t_н = t_кр = 374, 12 °С, а теплота парообразования r = 0. Столь своеобразное состояние, характеризуемое отмеченными параметрами, называется критическим, а они сами - критическими. В критическом состоянии плотность воды и пара совпадают и они по существу неразличимы.

История развития энергетики это история повышения параметров пара. С начала 60 годов 20 века в СССР (впервые в мировой энергетике) начался быстрый переход от докритических параметров (130 ат, 540^ОС) к сверхкритическим (СКД 240 ат, 540^О С). В настоящее время мировая энергетика начала использовать супер - сверхкритические (ССКД) параметры пара: 300 ат, 600^О С; затем 350 ат, 650^ОС; и уже имеются блоки, использующие пар с температурой до 700^ОС. Повышение параметров пара это один из наиболее эффективных способов повышения КПД ТЭС.

В турбины ТЭС и ТЭЦ, построенные на докритические параметры, поступает перегретый пар, температура которого больше температуры насыщения (при этом же давлении) на значение Dt_п.

Поступивший в турбину пар расширяется в ней и в определённой точке турбины проходит через состояние насыщения, а затем становится влажным - смесью сухого насыщенного пара и капель воды. Содержание влаги на выходе из турбины (точнее - за её последними вращающимися лопатками) для её надёжной работы не должно превышать 10 - 13 %. Влажный пар из турбины поступает в конденсатор, где превращается в воду, имеющую температуру насыщения.

ЛЕКЦИЯ 3

Классификация ТЭС

Тепловая электростанция (ТЭС) - электростанция, вырабатывающая электрическую энергию в результате преобразования тепловой энергии, выделяющейся при сжигании органического топлива.

Первые ТЭС появились в конце 19 века (в 1882 г. - в Нью-Йорке, в 1883 г. - в С. Петербурге, в 1884 г. - в Берлине) и получили преимущественное распространение. В настоящее время ТЭС - основной вид электрических станций. Доля вырабатываемой ими электроэнергии составляет: в России примерно 70%, в мире около 76%.

Среди ТЭС преобладают тепловые паротурбинные электростанции (ТПЭС), на которых тепловая энергия используется в парогенераторе для получения водяного пара высокого давления, приводящего во вращение ротор паровой турбины, соединённый с ротором электрического генератора (обычно синхронного генератора). Генератор совместно с турбиной и возбудителем называется турбогенератором.В России на ТПЭС производится ~99% электроэнергии, вырабатываемой ТЭС. В качестве топлива на таких ТЭС используют уголь (преимущественно), мазут, природный газ, лигнит, торф, сланцы.

ТПЭС, имеющие в качестве привода электрогенераторов конденсационные турбины и не использующие тепло отработавшего пара для снабжения тепловой энергией внешних потребителей, называются конденсационными электростанциями (КЭС). В России КЭС исторически называется Государственная районная электрическая станция, или ГРЭС. На ГРЭС вырабатывается около 65% электроэнергии, производимой на ТЭС. Их КПД достигает 40 %. Самая крупная в мире Сургутская ГРЭС-2; её мощность 4, 8 ГВт; мощность Рефтинской ГРЭС 3, 8 ГВт.

ТПЭС, оснащённые теплофикационными турбинами и отдающие тепло отработавшего пара промышленным или коммунально-бытовым потребителям, называются теплоэлектроцентралями (ТЭЦ); ими вырабатывается соответственно около 35 % электроэнергии, производимой на ТЭС. Благодаря более полному использованию тепловой энергии КПД ТЭЦ повышается до 60 - 65 %. Самые мощные ТЭЦ в России ТЭЦ-23 и ТЭЦ-25 Мосэнерго имеют мощность по 1410 МВт.

Промышленные газовые турбины появились значительно позже паровых турбин, так как для их изготовления требовались особые жаропрочные конструкционные материалы. На основе газовых турбин были созданы компактные и высокоманевренные газотурбинные установки (ГТУ). В камере сгорания ГТУ сжигают газ или жидкое топливо; продукты сгорания с температурой 750 - 900° С поступают в газовую турбину, вращающую ротор электрогенератора. КПД таких ТЭС обычно составляет 26 - 28%, мощность - до нескольких сотен МВт. ГТУ не отличаются экономичностью из-за высокой температуры уходящих газов.

ТЭС с ГТУ применяются основном как резервные источники электроэнергии для покрытия пиков электрической нагрузки или для снабжения электричеством небольших населённых пунктов.Они позволяют электростанции работать при резкопеременной нагрузке; могут часто останавливаться, обеспечивают быстрый пуск, высокую скорость набора мощности и достаточно экономичную работу в широком диапазоне нагрузки. Как правило, ГТУ уступают паротурбинным ТЭС по удельному расходу топлива и себестоимости электроэнергии. Стоимость строительно-монтажных работ на ТЭС с ГТУ уменьшается примерно в два раза, так как не нужно строить котельный цех и насосную. Самая мощная ТЭС с ГТУ ГРЭС-3 им. Классона (Московская обл.) имеет мощность 600 МВт.

Отработанные газы ГТУ имеют достаточно высокую температуру, вследствие чего ГТУ имеют невысокий КПД. В парогазовой установке (ПГУ), состоящей из паротурбинного и газотурбинного агрегатов, горячие газы ГТУ используются для нагревания воды в парогенераторе. Это электростанции комбинированного типа. КПД ТЭС с ПГУ достигает 42 - 45%. ПГУ в настоящее время самый экономичный двигатель, используемый для получения электроэнергии. К тому же это самый экологически чистый двигатель, что объясняется высоким КПД. Появились ПГУ чуть более 20 лет назад, однако, сейчас это самый динамичный сектор энергетики. Самые мощные энергоблоки с ПГУ в России: на Южной ТЭЦ С. Петербурга - 300 МВт и на Невинномысской ГРЭС - 170 МВт.

ТЭС с ГТУ и ПГУ также могут отпускать тепло внешним потребителям, то есть работать как ТЭЦ.

По технологической схеме паропроводов ТЭС делятся на блочные ТЭС и на ТЭС с поперечными связями.

Блочные ТЭС состоят из отдельных, как правило, однотипных энергетических установок - энергоблоков. В энергоблоке каждый котёл подаёт пар только для своей турбины, из которой он возвращается после конденсации только в свой котёл. По блочной схеме строят все мощные ГРЭС и ТЭЦ, которые имеют так называемый промежуточный перегрев пара. Работа котлов и турбин на ТЭС с поперечными связями обеспечивается по-другому: все котлы ТЭС подают пар в один общий паропровод (коллектор) и от него питаются все паровые турбины ТЭС. По такой схеме строятся КЭС без промежуточного перегрева и почти все ТЭЦ на докритические начальные параметры пара.

По уровню начального давления различают ТЭС докритического давления и сверхкритического давления (СКД).

Критическое давление - это 22, 1 МПа (225, 6 ат). В российской теплоэнергетике начальные параметры стандартизованы: ТЭС и ТЭЦ строятся на докритическое давление 8, 8 и 12, 8 МПа (90 и 130 ат), и на СКД - 23, 5 МПа (240 ат). ТЭС на сверхкритические параметры по техническим причинам выполняются с промежуточным перегревом и по блочной схеме.

Эффективность работы ТЭС оценивается коэффициентом полезного действия (КПД) , который определяется отношением количества энергии, отпущенной за некоторое время к затраченной теплоте, содержащейся в сожжённом топливе. Наряду с КПД для оценки работы ТЭС используется также другой показатель - удельный расход условного топлива (условное топливо это топливо, имеющее теплоту сгорания = 7000 ккал/кг=29, 33 МДж/кг). Между КПД и условным расходом топлива имеется связь .

Структура ТЭС

Основные элементы ТЭС (рис. 3.1):

u котельная установка, преобразующая энергию химических связей топлива и производящая водяной пар с высокими температурой и давлением;

u турбинная (паротурбинная) установка, преобразующая тепловую энергию пара в механическую энергию вращения ротора турбоагрегата;

u электрогенератор, обеспечивающий преобразование кинетической энергии вращения ротора в электрическую энергию.

Рисунок 3.1. Основные элементы ТЭС

Тепловой баланс ТЭС показан на рис. 3.2.

Рисунок 3.2. Тепловой баланс ТЭС

Основная потеря энергии на ТЭС происходит из-за передачи теплоты пара охлаждающей воде в конденсаторе; с теплом пара теряется более 50 % теплоты (энергии).

Парогенератор (котёл)

Основным элементом котельной установки является парогенератор, представляющий собой П-образную конструкцию с газоходами прямоугольного сечения. Большую часть котла занимает топка; её стены облицованы экранами из труб, по которым подводится питательная вода. В парогенераторе производится сжигание топлива, при этом вода превращается в пар высокого давления и температуры. Для полного сгорания топлива в топку котла нагнетается подогретый воздух; для выработки 1 кВт ч электроэнергии требуется около 5 м³ воздуха.

При горении топлива энергия его химических связей превращается в тепловую и лучистую энергию факела. В результате химической реакции сгорания, при которой углерод топлива С превращается в оксиды СО и СО₂, сера S - в оксиды SO₂ и SO₃ и т.д., и образуются продукты сгорания топлива (дымовые газы). Охлаждённые до температуры 130 - 160^О С дымовые газы через дымовую трубу покидают ТЭС, уносят около 10 - 15% энергии (рис.3.2).

В настоящее время наиболее широко используются барабанные (рис.3.3, а) и прямоточные котлы (рис.3.3, б). В экранах барабанных котлов осуществляется многократная циркуляция питательной воды; отделение пара от воды происходит в барабане. В прямоточных котлах вода проходит по трубам экрана только один раз, превращаясь в сухой насыщенный пар (пар в котором нет капелек воды).

а) б)

Рисунок 3.3. Схемы барабанного (а) и прямоточного (б) парагенераторов

В последнее время для повышения эффективности работы парогенераторов производят сжигание угля при внутри-цикловой газификации и в циркулирующем кипящем слое; при этом КПД увеличивается на 2, 5%.

Паровая турбина

Турби́ на (фр. turbine от лат. turbo вихрь, вращение) - это тепловой двигатель непрерывного действия, в лопаточном аппарате которого потенциальная энергия сжатого и нагретого водяного пара преобразуется в кинетическую энергию вращения ротора.

Попытки создать механизмы, похожие на паровые турбины, делались ещё тысячелетия назад. Известно описание паровой турбины, сделанное Героном Александрийским в 1-м веке до н. э., так называемая «турбина Герона». Однако только в конце XIX века, когда термодинамика, машиностроение и металлургия достигли достаточного уровня Густаф Лаваль (Швеция) и Чарлз Парсонс (Великобритания) независимо друг от друга создали пригодные для промышленности паровые турбины. Для изготовления промышленной турбины требовалась значительно более высокая культура производства, чем для паровой машины.

В 1883 году Лаваль создал первую работающую паровую турбину. Его турбина представляла собой колесо, на лопатки которого подавался пар. Затем он дополнил сопла коническими расширителями; что значительно повысило КПД турбины и превратило её в универсальный двигатель. Пар, разогретый до высокой температуры, поступал из котла по паровой трубе к соплам и выходил наружу. В соплах пар расширялся до атмосферного давления. Благодаря увеличению объёма пара получалось значительное увеличение скорости вращения. Таким образом, заключённая в паре энергия передавалась лопастям турбины. Турбина Лаваля была намного экономичнее старых паровых двигателей.

В 1884 году Парсонс получил патент на многоступенчатую реактивную турбину, которую он создал специально для приведения в действие электрогенератора. В 1885 году он сконструировал многоступенчатую реактивную турбину (для повышения эффективности использования энергии пара), получившую в дальнейшем широкое применение на тепловых электростанциях.

Паровая турбина состоит из двух основных частей: ротора с лопатками - подвижная часть турбины; статора с соплами - неподвижная часть. Неподвижную часть выполняют разъёмной в горизонтальной плоскости для возможности выемки или монтажа ротора (рис.3.4.)

Рисунок 3.4. Вид простейшей паровой турбины

По направлению движения потока пара различают аксиальные паровые турбины, у которых поток пара движется вдоль оси турбины, и радиальные, направление потока пара в которых - перпендикулярно, а рабочие лопатки расположены параллельно оси вращения. В России и странах СНГ используются только аксиальные паровые турбины.

По способу действия пара турбины делятся на: активные, реактивные и комбинированные. В активной турбине используется кинетическая энергия пара, в реактивной: кинетическая и потенциальная.

Современные технологии позволяют поддерживать частоту вращения с точностью до трёх оборотов в минуту. Паровые турбины для электростанций рассчитываются на 100 тыс. часов работы (до капитального ремонта). Паровая турбина является одним из самых дорогих элементов ТЭС.

Достаточно полное использование энергии пара в турбине может быть достигнуто только при работе пара в ряде последовательно расположенных турбинах, которые называются ступенями или цилиндрами. В многоцилиндровых турбинах можно снизить скорость вращения рабочих дисков. На рис.3.5 показана трёхцилиндровая турбина (без кожуха). К первому цилиндру - цилиндру высокого давления (ЦВД) 4 пар подводится по паропроводам 3 непосредственно из котла и поэтому он имеет высокие параметры: для котлов СКД — давление 23, 5 МПа, температура 540^О С. На выходе ЦВД давление пара составляет 3-3, 5 МПа (30 - 35 ат), а температура - 300^О - 340^О С.

Рисунок 3.5. Трёхцилиндровая паровая турбина

Для снижения эрозии лопаток турбины (влажным паром) из ЦВД относительно холодный пар возвращается обратно в котёл, в так называемый промежуточный пароперегреватель; в нём температура пара повышается до исходной (540^О С). Вновь нагретый пар подаётся по паропроводам 6 в цилиндр среднего давления (ЦСД) 10. После расширения пара в ЦСД до давления 0, 2 - 0, 3 МПа (2 - 3 ат) пар с помощью выхлопных труб подаётся в ресиверные трубы 7, из которых направляется в цилиндр низкого давления (ЦНД) 9. Скорость течения пара в элементах турбины 50-500 м/с. Лопатка последней ступени турбины имеет длину 960 мм и массу 12 кг.

КПД тепловых машин и паровой идеальной турбины, в частности, определяется выражением:

где - теплота, полученная рабочим телом от нагревателя, - теплота, отданная холодильнику. Сади Карно в 1824 г. теоретически получил выражение для предельного (максимального) значение КПД тепловой машины с рабочим телом в виде идеального газа

где - температура нагревателя, - температура холодильника, т.е. температуры пара на входе и выходе турбины соответственно, измеряемые градусах Кельвина (К). Для реальных тепловых двигателей .

Для повышения КПД турбины понижать нецелесообразно; это связано с дополнительным расходом энергии. Поэтому для увеличения КПД можно увеличить . Однако для современного развития технологий здесь уже достигнут предел.

Современные паровые турбины делятся на: конденсационные и теплофикационные. Конденсационные паровые турбины служат для превращения максимально возможной части энергии (теплоты) пара в механическую энергию. Они работают с выпуском (выхлопом) отработавшего пара в конденсатор, в котором поддерживается вакуум (отсюда возникло наименование).

Тепловые электростанции, на которых установлены конденсационные турбины, называются конденсационными электрическими станциями (КЭС). Основной конечный продукт таких электростанций - электроэнергия. Лишь небольшая часть тепловой энергии используется на собственные нужды электростанции и, иногда, для снабжения теплом близлежащего населённого пункта. Обычно это посёлок энергетиков. Доказано, что чем больше мощность турбогенератора, тем он экономичнее, и тем ниже стоимость 1 кВт установленной мощности. Поэтому на конденсационных электростанциях устанавливаются турбогенераторы повышенной мощности.

Теплофикационные паровые турбины служат для одновременного получения электрической и тепловой энергии. Но основной конечный продукт таких турбин - тепло. Тепловые электростанции, на которых установлены теплофикационные паровые турбины, называются теплоэлектроцентралями (ТЭЦ). Теплофикационные паровые турбины делятся на: турбины с противодавлением, с регулируемым отбором пара и с отбором и противодавлением.

У турбин с противодавлением весь отработавший пар используется для технологических целей (варка, сушка, отопление). Электрическая мощность, развиваемая турбоагрегатом с такой паровой турбиной, зависит от потребности производства или отопительной системы в греющем паре и меняется вместе с ней. Поэтому турбоагрегат с противодавлением обычно работает параллельно с конденсационной турбиной или электросетью, которые покрывают возникающий дефицит в электроэнергии. У турбин с отбором и противодавлением часть пара отводится из 1-й или 2-й промежуточных ступеней, а весь отработавший пар направляется из выпускного патрубка в отопительную систему или к сетевым подогревателям.

Турбины являются самыми сложными элементами ТЭС. Сложность создания турбин определяется не только высокими технологическими требованиями к изготовлению, материалами и т.п., но главным образом, чрезвычайной наукоёмкостью. В настоящее время число стран выпускающих мощные паровые турбины не превышает десяти. Наиболее сложным элементом является ЦНД. Основными производителями турбин в России является Ленинградский металлический завод (г. С. Петербург) и турбомоторный завод (г. Екатеринбург).

Низкое значение КПД паровых турбин и обусловливает эффективность его первоочередного повышения. Поэтому именно паротурбинной установке ниже уделяется основное внимание.

Основными потенциальными методами повышения экономичности паровых турбин являются:

· аэродинамическое совершенствование паровой турбины;

· совершенствование термодинамического цикла, главным образом, путём повышения параметров пара, поступающего из котла, и снижения давления пара, отработавшего в турбине;

· совершенствование и оптимизация тепловой схемы и её оборудования.

Аэродинамическое совершенствование турбин за рубежом в последние 20 лет обеспечивалось с помощью трёхмерного компьютерного моделирования турбин. Прежде всего, необходимо отметить разработку саблевидных лопаток. Саблевидными лопатками называются изогнутые лопатки, напоминающие по внешнему виду саблю (в зарубежной литературе используются термины «банановая» и «трёхмерная»).

Фирма Siemens использует «трёхмерные» лопатки для ЦВД и ЦСД (рис. 3.6), где лопатки имеют малую длину, но зато относительно большую зону высоких потерь в корневой и периферийных зонах. По оценкам фирмы Siemens использование пространственных лопаток в ЦВД и ЦСД позволяет увеличить их КПД на 1 - 2 % по сравнению с цилиндрами, созданными в 80-е годы прошлого века.

Рисунок 3.6. «Трёхмерные» лопатки для ЦВД и ЦСД фирмы Siemens

На рис. 3.7 показаны три последовательных модификации рабочих лопаток для ЦВД и первых ступеней ЦНД паровых турбин для АЭС фирмы GEC-Alsthom: обычная («радиальная») лопатка постоянного профиля (рис. 3.7, а), используемая в наших турбинах; саблевидная лопатка (рис. 3.7, б) и, наконец, новая лопатка с прямой радиальной выходной кромкой (рис. 3.7, в). Новая лопатка обеспечивает КПД на 2 % больший, чем исходная (рис. 3.7, а).

Рисунок 3.7. Рабочие лопатки для паровых турбин для АЭС фирмы GEC-Alsthom

Конденсатор

Отработанный в турбине пар (давление на выходе ЦНД составляет 3 - 5 кПа, что в 25 - 30 раз меньше атмосферного) поступает в конденсатор. Конденсатор представляет собой теплообменник, по трубам которого непрерывно циркулирует охлаждающая вода, подаваемая циркуляционными насосами из водохранилища. На выходе из турбины с помощью конденсатора поддерживается глубокий вакуум. На рис.3.8 показан двухходовой конденсатор мощной паровой турбины.

Рисунок 3.8. Двухходовой конденсатор мощной паровой турбины

Конденсатор состоит из стального сварного корпуса 8, по краям которого в трубной доске закреплены конденсаторные трубки 14. Конденсат собирается в конденсаторе и постоянно откачивается конденсатными насосами.

Для подвода и отвода охлаждающей воды служит передняя водяная камера 4. Вода подаётся снизу в правую часть камеры 4 и через отверстия в трубной доске попадает в охлаждающие трубки, по которым движется до задней (поворотной) камеры 9. Пар поступает в конденсатор сверху, встречается с холодной поверхностью и конденсируется на них. Поскольку конденсация идёт при низкой температуре, которой соответствует низкое давление конденсации, то в конденсаторе создаётся глубокое разряжение (в 25-30 раз меньше атмосферного давления).

Для того чтобы конденсатор обеспечивал низкое давление за турбиной, и, соответственно, конденсацию пара требуется большое количество холодной воды. Для выработки 1 кВт ч электроэнергии требуется приблизительно 0, 12 м³ воды; один энергоблок НчГРЭС за 1с использует 10 м³ воды. Поэтому ТЭС строят либо вблизи природных источников воды, либо строят искусственные водоёмы. В случае невозможности использования большого количества воды для конденсации пара, вместо использования водохранилища, вода может охлаждаться в специальных охладительных башнях - градирнях, которые благодаря своим размерам обычно являются самой заметной частью электростанции (рис.3.9).

Из конденсатора с помощью питательного насоса конденсат возвращается в парогенератор.

Рисунок 3.9. Внешний вид градирни ТЭЦ

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ К ЛЕКЦИИ 3

1. Структурная схема ТЭС и назначение её элементов – 3 балла.

2. Тепловая схема ТЭС – 3 балла.

3. Тепловой баланс ТЭС – 3 балла.

4. Парогенератор ТЭС. Назначение, типы, структурная схема, КПД – 3 балла.

5. Параметры пара на ТЭС – 5 баллов

6. Паровая турбина. Устройство. Разработки Лаваля и Парсонса – 3 балла.

7. Многоцилиндровые турбины – 3 балла.

8. КПД идеальной турбины – 5 баллов.

9. Конденсационные и теплофикационные паровые турбины – 3 балла.

10. Чем отличается КЭС от ТЭЦ? КПД КЭС и ТЭЦ – 3 балла.

11. Конденсатор ТЭС – 3 балла.

ЛЕКЦИЯ 4

Рисунок 4.1. Технологическая схема ТЭС, работающей на природном газе

От газораспределительного пункта (ГРП) 1 газ поступает в горелки 2, расположенные в топке котла. Для полного сгорания топлива специальным дутьевым вентилятором 28 в топку котла непрерывно подаётся горячий воздух, нагретый в воздухоподогревателе 25. Для повышения температуры воздуха используется рециркуляция: часть дымовых газов уходящих из котла специальными вентиляторами рециркуляции 29 подаётся к основному воздуху и смешивается с ним. Стены топки облицованы экранами 19 - трубами, к которым подаётся питательная вода из экономайзера (экономайзер – теплообменник, в котором вода нагревается, горячим газом) 24. Пространство за топкой котла заполнено трубами, в которых движется пар или вода; они нагреваются горячими дымовыми газами, движущимися к дымовой трубе 26, и постепенно охлаждаются.

Сухой насыщенный пар из топки поступает в основной пароперегреватель, состоящий из потолочного 20, ширмового 21 и конвективного элементов. В основном пароперегревателе повышается температура пара и, следовательно, его потенциальная энергия. Из конвективного пароперегревателя пар поступает в ЦВД 17 турбины (для турбин СКД - давление пара 240 ат, температура 540^О С). На выходе ЦВД давление пара 30-35 ат, температура 300-340^О С.

Если бы пар продолжал расширяться в турбине дальше до давления в конденсаторе, то он стал бы очень влажным, что приводило бы к быстрому износу деталей в ЦНД из-за эрозии. Поэтому из ЦВД относительно холодный пар возвращается в промежуточный пароперегреватель 23, где он снова нагревается до исходной температуры (540^О С). Полученный пар направляется в ЦСД 16 и после расширения в ЦСД до давления 2-3 ат пар поступает в ЦНД 15.

12 3 4 5 6 7 8 9 10 Следующая ⇒