ПЕРЕЧЕНЬ ПРИНЯТЫХ СОКРАЩЕНИЙ

Стр 1 из 10Следующая ⇒

ТУРБИНА ПАРОВАЯ

К-1000-60/3000

КЛ.1б.ПО.01.03: СО.S.SA--.--.ПХ.ОВ.--01

согласовано

Руководитель ОУМО

___________В.Г.Щелик

__.__.2004

Содержание

1. ВВЕДЕНИЕ................................................................................................................................... 4

2. Цели обучения..................................................................................................................... 6

3. ТУрбина паровая................................................................................................................ 7

3.1 Турбинная ступень, МНОГОСТУПЕНЧАТЫЕ ТУРБИНЫ............................................. 7

3.1.1 Принцип работы.............................................................................................................. 7

3.1.2 Преобразование энергии в турбинной ступени.......................................................... 7

3.1.3 Активная ступень............................................................................................................ 8

3.1.4 Реактивная ступень......................................................................................................... 9

3.1.5 Ступени скорости и ступени давления....................................................................... 10

3.1.6 Потери в паровой турбине........................................................................................... 11

3.1.7 Контрольные вопросы.................................................................................................. 13

4. Элементы тепловой схемы..................................................................................... 13

4.1 Отборы турбин...................................................................................................................... 13

4.2 Конденсационные установки......................................................................................... 14

4.3 Контрольные вопросы........................................................................................................ 15

5. Особенности турбинных установок на влажном паре..................... 15

5.1 Сепарация............................................................................................................................. 16

5.2 Применение сепарации и промежуточного перегрева пара...................................... 17

5.3 Турбины с пониженной частотой вращения................................................................. 19

5.4 Контрольные вопросы........................................................................................................ 20

6. Условия работы рабочих лопаток..................................................................... 21

6.1 Конструкции рабочих лопаток......................................................................................... 21

6.2 Вибрационная надежность лопаток.............................................................................. 22

6.3 Вибрационное состояние турбоагрегата...................................................................... 25

6.4 Контрольные вопросы........................................................................................................ 28

7. Описание турбины К-1000-60/3000.............................................................................. 30

7.1 Цели обучения..................................................................................................................... 30

7.1.1 Конечная цель................................................................................................................ 30

7.1.2 Промежуточные цели................................................................................................... 30

7.2 Описание тепловой схемы............................................................................................... 30

7.2.1 Общие данные............................................................................................................... 30

7.2.2 Схема движения рабочей среды.................................................................................. 35

7.3 Цилиндр высокого давления........................................................................................... 38

7.3.1 Направляющий аппарат ЦВД...................................................................................... 40

7.3.2 Ротор ЦВД...................................................................................................................... 41

7.4 Цилиндры низкого давления........................................................................................... 42

7.4.1 Корпус ЦНД................................................................................................................... 43

7.4.2 Роторы ЦНД................................................................................................................... 43

7.5 Соединение роторов........................................................................................................... 44

7.6 Опоры и подшипники.......................................................................................................... 45

7.7 Подшипники опорные........................................................................................................ 46

7.8 Опорно-упорный подшипник............................................................................................ 47

7.9 Установка и крепление турбины к фундаменту.......................................................... 48

7.10 Валоповоротное устройство.......................................................................................... 50

7.11 Система уплотнения вала турбины............................................................................. 51

7.12 Система влагоудаления................................................................................................. 52

7.13 Дренажи турбоустановки............................................................................................... 53

7.14 Контрольные вопросы...................................................................................................... 54

8. Эксплуатация турбины.............................................................................................. 56

8.1 Пуск и останов паровой турбины.................................................................................... 56

8.2 Подготовка турбоагрегата к пуску................................................................................ 57

8.3 Общие указания по пуску и эксплуатации.................................................................. 59

8.4 Пуск турбины из холодного состояния........................................................................ 67

8.5 Пуск турбины из неостывшего состояния................................................................... 68

8.6 Сброс и наброс нагрузки на турбине............................................................................... 69

8.7 Останов турбины и вспомогательного оборудования.............................................. 70

8.8 Защиты турбогенератора................................................................................................... 71

8.9 Операции, выполняемые защитой при останове турбины......................................... 73

8.10 Операции, выполняемые защитой при разгрузке турбины до холостого хода... 75

8.11 Контрольные вопросы...................................................................................................... 77

9. ИСПОЛЬЗОВАННАЯ ЛИТЕРАТУРА................................................................................ 105

ВВЕДЕНИЕ

В настоящем пособии для обучаемых изложены сведения, необходимые для изучения назначения и режимов работы турбоустановки К-1000-60/3000, а также содержится описание устройства, технические характеристики и принцип действия узлов и элементов.

Настоящее пособие может быть использовано для начальной и продолженной подготовки оперативного персонала турбинного цеха. Пособие для обучаемых распространяется на блок № 3 КАЭС и для последующих блоков требует корректировки.

Пособие не заменяет инструкцию по эксплуатации системы, а служит для ускорения и увеличения эффективности изучения системы.

ПЕРЕЧЕНЬ ПРИНЯТЫХ СОКРАЩЕНИЙ

АБ - автомат безопасности

АВР - автоматические включения резерва

БЗОК - быстрозапорный отсечной клапан парогенератора

БНС - блочная насосная станция

Блок ЗРС - блок золотников регулятора скорости

БО - бойлер основной

БРУ - быстродействующая редукционная установка

БОУ - блочная обессоливающая установка

БП - бойлер пиковый

БПУ - блочный пункт управления

ВПУ - валоповоротное устройство

ГПЗ - главная паровая задвижка

ГМБ - главный масляный бак

ГСР - гидравлическая система регулирования

ДБ - дренажный бак

Д-7 - деаэратор 7 ата

ЗАБ - золотник автомата безопасности

ЗУ - защитное устройство

ИВС - информационно-вычислительная система

ИЭ - инструкция по эксплуатации

КГП - конденсат греющего пара

КИП - контрольно-измерительные приборы

КИС - клапаны импульсные соленоидные

КОС - клапан обратный с гидравлическим сервомотором

КЭН-I - конденсатные насосы I ступени

КЭН-II - конденсатные насосы II ступени

МУТ - механизм управления турбиной

МНС - маслонасос системы смазки турбины

МНР - маслонасос системы регулирования

МНУ - маслонасос системы уплотнения вала генератора

НГП - насос гидроподъема роторов

ОМ - ограничитель мощности

ПВД - подогреватель высокого давления

ПГ - парогенератор

ПНД - подогреватель низкого давления

ПРК - пускорезервная котельная

ПСВ - подогреватель сетевой воды

РК - регулирующий клапан

РГ - ротор генератора

РТ - ротор турбины и генератора

СК - стопорный клапан

СПП - сепаратор-пароперегреватель

СС - сепаратосборник

ТПН - турбопитательный насос

ХОВ - химочищенная вода

УП - указатель положения клапанов

ЦВД - цилиндр высокого давления

ЦНД - цилиндр низкого давления

ЦТАИ - цех тепловой автоматики и измерений

ЭМВ - электромагнитный выключатель

ЭГП - электрогидравлический преобразователь

ЭЧСР - электрическая часть системы регулирования

ЭКМ - электроконтактный манометр

ЯППУ - ядерная паропроизводящая установка

Цели обучения

1. Объяснить принцип работы паротурбинной установки.

2. Сравнить принцип работы активной и реактивной ступени.

3. Объяснить особенность работы турбины на насыщенном паре.

4. Перечислить способы увеличения мощности турбины.

5. Перечислить потери, возникающие в паровой турбине.

6. Нарисовать цикл паротурбинной установки на насыщенном паре в Т-S диаграмме.

7. Нарисовать процесс расширения пара в проточной части турбины.

8. Описать условия работы и устройство: рабочих лопаток, валопровода, статора.

9. Привести причины и последствия нестационарных режимов и вибрации.

10. Назвать характерные причины аварий лопаток.

11. Объяснить назначение регенеративных отборов турбины.

ТУрбина паровая

Турбинная ступень, МНОГОСТУПЕНЧАТЫЕ ТУРБИНЫ

Принцип работы

Рис. 1.1

Турбина (от латинского turbo–вихрь, вращение с большой скоростью) - первичный двигатель с вращательным движением рабочего органа - ротора и непрерывным рабочим процессом, преобразующий в механическую работу кинетическую энергию подводимого рабочего тела - пара, газа или воды. Струя рабочего тела поступает через направляющие аппараты на криволинейные лопатки, закрепленные по окружности ротора, и, воздействуя на них, приводит ротор во вращение. Стационарные турбины применяют для привода генераторов электрического тока.

Совокупность неподвижной и вращающейся решеток называют турбинной ступенью. В неподвижной решетке происходит преобразование потенциальной энергии пара в кинетическую, и поэтому эту решетку обычно называют сопловой ( иногда называют направляющая решетка). Во вращающейся решетке кинетическая энергия пара преобразуется в энергию вращения ротора.

3.1.2 Преобразование энергии в турбинной ступени

Рис. 1.2

В ступени турбины тепловая энергия пара преобразуется в кинетическую энергию потока, а последняя - в механическую энергию. Рассмотрим это преобразование применительно к одной ступени турбины.

На рисунке показан процесс расширения пара в ступени. Состояние пара перед ступенью изображается точкой 0 пересечения изобары р₀ и изотермы t₀. Полная энергия 1 кг пара перед ступенью равна сумме энтальпии h₀ и кинетической энергии с₀²/2. Это состояние изображается с помощью так называемых параметров торможения. Мысленно затормозив поток пара, переходим на диаграмме от точки 0 в точку 0¹. Параметры в этой точке называются параметрами торможения. Параметры в точке 0 называются статическими параметрами.

При изоэнтропийном расширении пара в ступени от начальных параметров до давления р₂ его энтальпия уменьшается до значения h_2t. Величина Н₀ называется располагаемым теплоперепадом ступени.

Пар с параметрами р₀ и t₀ поступает в каналы сопловой решетки, где расширяется до давления р₁ и разгоняется до скорости с₁. С этими параметрами пар входит в каналы рабочей решетки, где расширяется до давления р₂ и меняет направление потока. При этом на рабочие лопатки ступени действует окружное усилие R, которое и создает крутящий момент, вращающий ротор.

Реальные процессы течения пара всегда происходят с потерями. Поэтому процесс расширения пара в сопловой решетке пройдет не по изоэнтропе 01, а с ростом энтропии по линии 0А. В результате состояние пара за сопловой решеткой будет изображаться точкой А. Величина D h_с - потеря энергии в сопловой решетке.

Если бы течение в рабочей решетке проходило без потерь, то расширение от давления р₁ до давления р₂ привело бы к уменьшению энтальпии на величину Н_0р = h₁ - h_3t. При этом располагаемый теплоперепад всей ступени, подсчитываемый от параметров торможения, составил бы H₀ = H_0c + H_0р, то есть сумму располагаемых теплоперепадов сопловой и рабочей решетки. То есть располагаемый теплоперепад может быть взят на изоэнтропе между давлениями р₀ и р₂ (линия 012). В действительном процессе вследствие потерь в сопловой и рабочей решетке расширение пара происходит по линии 0АВ. В результате состояние пара за рабочей решеткой будет изображаться точкой В. Величина D h_р - является потерей энергии в рабочей решетке.

Пар, покидающий ступень, имеет скорость с₂ и поэтому энергия потерянная с выходной скоростью для рассматриваемой ступени (но не для всей турбины) составит: D h_в.с.= с₂²/2, откладывая вдоль изобары р₂ значение потери с выходной скоростью получаем точку С. Отрезок Н_u, равный разности энтальпий в точках 0¹ и С, представляет собой полезную работу ступени, отнесенную к 1 кг протекающего пара.

Отношение теплоперепада H_0P к располагаемому теплоперепаду ступени H₀ называется степенью реактивности ступени r. Если степень реактивности ступени равна нулю, то в каналах рабочих лопаток не происходит дополнительного расширения пара, и ступень называется чисто активной. Если степень реактивности невелика (до 0, 25), то ступень принято называть также активной с небольшой степенью реактивности. Если степень реактивности значительна (0, 4 ¸ 0, 65), то ступень называется реактивной.

Активная ступень

Рассмотрим простейшую схему паровой турбины. Процесс понижения энтальпии (теплосодержания) пара происходит при его расширении в неподвижном канале, сопле. Здесь скорость движения пара увеличивается и происходит превращение потенциальной энергии пара в кинетическую. Струя пара поступает с большой скоростью на рабочие лопатки (в рабочие каналы), закрепленные на диске, где часть кинетической энергии пара превращается в механическую работу, передаваемую валу турбины.

Рис. 1.3

Изогнутая поверхность рабочих лопаток заставляет струю пара изменять направление движения, в результате чего возникает давление на вогнутые поверхности лопаток. Под влиянием этого давления рабочее колесо (диск), несущее рабочие лопатки, вращается по направлению скорости пара и таким образом приводится во вращение и вал турбины, который, преодолевая сопротивления трения, производит механическую работу.

Отличительной особенностью такой ступени турбины является то, что расширение пара происходит только в соплах, а преобразование кинетической энергии пара в механическую работу происходит без дальнейшего расширения пара. А только вследствие изменения направления его потока в рабочих каналах.

Рис. 1.4

Представим себе ступень турбины в рабочих лопатках, которой поток пара разворачивается на 180°. Предположим, что пар вытекает из сопла с абсолютной скоростью с₁ и заставляет лопатку двигаться со скоростью u. В этом случае скорость движения пара относительно стенок каналов между рабочими лопатками будет w ₁ = с₁ - u. Если площадь поперечного сечения канала постоянна и отсутствуют потери энергии в канале, то абсолютное значение этой скорости будет одинаково по всей длине канала. Таким образом, при выходе с лопатки пар будет иметь относительно стенок канала скорость w ₂ = w ₁, направленную в сторону, обратную с₁ и u. Следовательно, абсолютная скорость выхода с₂ равна разности относительной скорости и окружной скорости с₂ =w₂ – u. Уменьшение абсолютной скорости при прохождении пара через лопатки с₁ – с₂ = (w ₁ + u) – (w ₂ – u) = 2u равно двойной окружной скорости и будет определять уменьшение кинетической энергии пара. За счет этой доли энергии валом турбины производится механическая работа.

Турбины, в которых весь процесс расширения пара и связанного с ним ускорения парового потока происходит в неподвижных соплах, называются активными. Таким образом, две части процесса паровой турбины – превращение потенциальной энергии в кинетическую и превращение кинетической энергии в механическую работу – происходят здесь раздельно в самостоятельных аппаратах: соплах и рабочих каналах.

соплах и рабочих каналах.

Реактивная ступень

Турбины, в которых превращение потенциальной энергии в кинетическую и последней в механическую работу происходит в одном и том же аппарате, называются реактивными. В таких турбинах рабочие каналы имеют форму сопел. Если предположить, что пар подводится к лопатке с нулевой скоростью относительно стенок, то относительная выходная скорость w получается за счет понижения его энтальпии. Лопатка под действием реактивной силы движется со скоростью и в направлении обратном скорости потока пара. Абсолютная скорость пара после выхода с лопатки равна разности относительной и окружной скоростей c₂ = w – u. От величины абсолютной скорости зависит энергия, унесенная паром в виде не использованной на лопатке кинетической энергии.

Проведенный анализ работы пара в активной и реактивной турбинах показывает, что в обоих случаях имеются потери энергии из-за наличия выходной скорости c₂. Наивыгоднейшая работа пара возможна только при идеальном процессе, когда выходная скорость равна нулю, (с₂ = 0). Для активной турбины оптимальное соотношение скоростей с₁ = 2u или как принято u/с = 0, 5, а для реактивной w = u. Так как с₁ для активной турбины и w для реактивной являются скоростями, соответствующими превращению теплового перепада в кинетическую энергию, можно сделать следующее заключение. Если необходимо переработать большой тепловой перепад (т. е. значения с₁ и w велики), то для выгодного использования энергии пара требуются большие окружные скорости. Реактивная турбина при прочих равных условиях требует вдвое больших окружных скоростей, чем активная.

Большие окружные скорости получают либо при больших диаметрах рабочих колес, либо за счет большой частоты вращения вала турбины (20000-30000 об/мин). Такие скорости невозможно использовать для привода машин. Кроме того, окружные скорости ограничиваются прочностью вращающихся частей турбины.

Потери в паровой турбине

Во время работы пара в турбине возникает целый ряд потерь, существенно снижающих ее коэффициент полезного действия. В соплах потери возникают в основном от трения частиц пара о стенки сопла, в результате чего действительная скорость истечения пара из сопла оказывается меньше теоретической.

На рабочих лопатках потери возникают от удара о входную кромку лопатки и от трения частиц пара о стенки лопаток, в связи, с чем так же уменьшается скорость пара по сравнению с теоретической.

Уменьшают потери в соплах и на рабочих лопатках путем создания таких профилей сопл и лопаток, которые обеспечивают по возможности безударный вход пара на рабочую лопатку, а так же тщательной шлифовкой и полировкой сопл и лопаток. Если в промежуточных ступенях скорость пара, не полностью использованную на рабочей лопатке, можно использовать в следующем ряду сопл, то за последней ступенью турбины выходная скорость пара будет бесполезно потеряна в конденсаторе или в выходном патрубке (потеря с выходной скоростью).

При вращении турбинных дисков происходит трение между поверхностью диска и окружающим паром. Это трение поглощает некоторую часть кинетической энергии и уменьшает количество механической энергии - это так называемые потери на трение.

При неравномерном подводе пара некоторые лопатки не омываются свежим паром. Но так как они все же вращаются в среде пара, они производят некоторую вентиляционную работу за счет уменьшения энергии, передаваемой на вал (вентиляционные потери).

Рис. 1.5

В активных турбинах из-за разности давлений по сторонам диафрагм всегда существует переток пара через зазор между диафрагмой и валом, который не производит никакой работы. Для снижения количества пара проходящего мимо сопловой решетки, между диафрагмой и валом устанавливают диафрагменное уплотнение. Если диск не имеет разгрузочных отверстий, то весь пар, проходящий через это уплотнение, будет поступать в проточную часть ступени, тормозя основной поток. Если диск выполнен с разгрузочными отверстиями, то весь пар, проходящий через это уплотнение, будет проходить через разгрузочные отверстия. Кроме того, во всех ступенях благодаря разности давлений по сторонам рабочих лопаток существует протечка пара через зазор между рабочими лопатками и корпусом турбины (потери через внутренние зазоры). Кроме того, имеются потери через концевые уплотнения.

При вращении ротору приходится преодолевать силы трения в подшипниках и затрачивать некоторую часть энергии на привод различных механизмов, получающих вращение от вала турбины (механические потери).

Для влажнопаровых турбин имеют существенное значение потери от влажности пара проходящего через ступени.

Капли влаги, особенно крупные, протекают через ступень по своим траекториям, отличным от течения пара. Капли влаги, протекая через сопловую решетку, не успевают разогнаться до скорости пара, приобретают скорость меньшую, чем скорость пара и в результате входят в рабочую решетку со скоростью направленной навстречу окружной скорости движения диска, что вызывает тормозящий эффект.

Отношение мощности турбины к мощности, которую бы она развивала при отсутствии потерь, называется ее относительным, лопаточным КПД (h _0.л.). Он представляет собой отношение работы ступени Н_U к ее располагаемому теплоперепаду Н₀. Этот показатель характеризует совершенство проточной части турбины или ее отдельных цилиндров (отсеков), входных и регулирующих устройств. Для современных турбин КПД составляет около 80 – 90 % и зависит от объемных расходов пара, отношению давления на входе к давлению на выходе, влажности пара и других причин.

3.1.7 Контрольные вопросы

1. Из каких элементов состоит ступень турбины?

2. Как кинетическая энергия потока пара преобразуется в механический крутящий момент ротора турбины?

3. Чем отличаются ступени активного и реактивного типов?

4. Что такое степень реакции?

5. Какая из ступеней активная или реактивная срабатывает больший теплоперепад при одинаковом диаметре, частоте вращения и оптимальном выполнении?

6. В какой ступени активной или реактивной потери на утечки будут больше?

7. Какая основная характеристика турбинной ступени определяет ее экономичность?

8. Каковы преимущества турбины многоступенчатой конструкции?

9. Какие потери учитывает относительный лопаточный КПД турбины?

Элементы тепловой схемы

Отборы турбин

Многоступенчатые турбоустановки выполняют с отборами пара из проточной части. Отборы предназначены как для использования пара требуемых параметров в схемах собственных нужд (привод ТПН, ТФУ и др.), так и для регенеративного подогрева питательной воды.

Рис. 2.1а

Регенеративный подогрев позволяет повысить тепловую экономичность энергоблока, увеличивая термический КПД цикла. Это связано с тем, что при использовании регенеративного подогрева уменьшается расход пара в конденсатор, и сокращаются неизбежные потери тепла в окружающую среду. Для того, что бы приблизить цикл Ренкина (abcde), по которому работает энергетическая установка, к циклу Карно (abcdfg), КПД которого максимален, требуется в процессе расширения пара в турбине непрерывно отводить от него тепло и передавать его питательной воде для подогрева при бесконечно малой разности температур между паром и водой. Такой цикл называется предельным регенеративным циклом (abcdfg). Практически этот цикл осуществить невозможно. На практике систему регенеративных отборов турбины выполняют исходя из технико-экономической целесообразности. Если количество отборов будет ограниченным, например восемь, то процесс расширения пара в турбине (линия dfg) будет носить ступенчатый характер. Чем больше количество ступеней подогрева, тем цикл Ренкина ближе к обобщенному циклу Карно и тем больше его КПД. Турбины большой мощности имеют, как правило, 6 - 8 не регулируемых регенеративных отборов.

Применение регенеративных отборов снижает расход пара на последние ступени турбины. При этом снижается нагрузка рабочих лопаток последней ступени и появляется возможность увеличения максимальной мощности выхлопа и увеличения единичной мощности турбины.

Кроме того, в конструкциях влажнопаровых турбин АЭС отборы используются для удаления влаги из проточной части, увеличивая внутренний относительный КПД проточной части турбины.

Для турбины К-1000-60/3000 расчетный расход свежего пара составляет D₀ = 5870 т/час, расход пара в конденсатор, при включенной системе регенерации, составляет D_к = 3074 т/час.

Конденсационные установки

Замкнутость пароводяного цикла электростанций предопределяет необходимость конденсации всего расхода пара, проработавшего в турбине. Этот процесс осуществляется в конденсационной установке при постоянном давлении за счет подогрева охлаждающей воды, температура которой ниже температуры насыщения пара.

Рис. 2.1б

Процесс конденсации происходит вследствие отдачи охлаждающей среде теплоты конденсации пара, равной теплоте парообразования. Процесс конденсации может идти при любом давлении. Однако, чем меньше температура отвода тепла из цикла, что соответствует более низкому давлению конденсации, тем выше тепловая экономичность паротурбинной установки при неизменных начальных параметрах. Характеристики водяного пара таковы, что, добиваясь расширения пара в турбине до давлений, меньших атмосферного, можно увеличить срабатываемый теплоперепад в турбине на 25 - 30 % в зависимости от начальных параметров пара. Поэтому основной задачей конденсационной установки является установление и поддержание разрежения в выхлопном патрубке турбины, а тем самым и внутри конденсатора.

Величина вакуума в конденсаторе существенно влияет на тепловую экономичность станции. Приближенная численная зависимость термического КПД паротурбинной установки от конечного давления пара такова, что изменение вакуума на 0, 01 кг/см² приводит к изменению экономичности более чем на 1 %. Конденсация пара в конденсаторе происходит за счет нагрева циркуляционной охлаждающей воды от начальной температуры t_ох1 до конечной t_ох2, поэтому температура конденсации должна превышать t_ох2 и может лишь приближаться к ней. Температурный напор конденсатора Dt принимается равным 3-5°С, нагрев воды q_ох ~ 10°С.

Глубина вакуума в наибольшей степени зависит от начальной температуры охлаждающей воды. Но при одной и той же начальной температуре существенно зависит от кратности охлаждения, которая равна отношению расхода воды к расходу пара в конденсатор. При прочих равных условиях вакуум зависит от величины коэффициента теплопередачи охлаждающей поверхности конденсатора, который определяется как чистотой поверхности охлаждения, так и величиной присосов воздуха.

При эксплуатации конденсационной установки необходимо контролировать величину нагрева охлаждающей воды и температурный напор конденсатора. Увеличение температурного напора (разности температур отработанного пара и охлаждающей воды на выходе) свидетельствует о снижении коэффициента теплопередачи, а увеличение нагрева воды в конденсаторе указывает на недостаток расхода охлаждающей воды.

В связи с поступлением в конденсатор неконденсирующихся газов давление в нем равно сумме парциальных давлений водяного пара и всех остальных газов, а конденсация водяного пара будет происходить при его парциальном давлении, отвечающем температуре насыщения, зависящей от температуры охлаждающей воды. Таким образом, давление в конденсаторе тем значительнее отличается от парциального давления водяного пара, чем больше газосодержание. Поэтому от степени удаления неконденсирующихся газов зависит степень расширения пара в турбине, т. е. тепловая экономичность. В связи с этим, при увеличении газосодержания растет разность температур отработанного пара и конденсата (эффект переохлаждения). То есть температура конденсата будет определяться температурой охлаждающей воды (оставаться постоянной), а температура отработанного пара в выхлопном патрубке турбины будет повышаться по мере роста газосодержания из-за снижения глубины вакуума.

С углублением вакуума объем отработанного пара резко возрастает. Изменение давления в конденсаторе с 0, 004 до 0, 003 кг/см² приводит к увеличению удельного объема пара более чем на 30 %.

4.3 Контрольные вопросы

1. Какие функции выполняют регенеративные отборы?

2. Как влияет применение регенеративных отборов на экономичность энергоблока?

3. Назовите основные функции конденсатора.

4. Чем вредны присосы воздуха в конденсатор?

5. Как влияет величина вакуума в конденсаторе на экономичность турбоустановки?

6. Что такое переохлаждение конденсата и чем оно вредно?

7. От чего зависит величина вакуума в конденсаторе?

Сепарация

В любых паровых турбинах приходится иметь дело с работой на влажном паре. Однако если для турбин на перегретом паре это относится только к последним ступеням, то для машин на насыщенном паре все ступени турбины работают на влажном паре.

Влияние влажности пара сказывается на тепловой экономичности установки через внутренний относительный КПД турбины, который при работе на влажном паре уменьшается. Считается, что увеличение средней влажности пара на 1% приводит к уменьшению внутреннего относительного КПД турбины примерно тоже на 1%.

Влажность пара отрицательно влияет на работу турбины также и в связи с эрозионным воздействием на ее лопатки. Конструкция влажнопаровых турбин должна предусматривать отвод влаги из проточной части при помощи различных сепарационных устройств. Это, прежде всего внешние сепараторы, устанавливаемые между корпусами турбины, а так же внутри турбинные сепарационные устройства.

Удаление влаги является одним из радикальных способов повышения надежности и экономичности турбин, работающих на влажном паре. Уменьшение количества влаги в проточной части турбин приводит к:

- уменьшению эрозии вращающихся лопаток и неподвижных деталей;

- снижению динамического заброса частоты вращения ротора при сбросе нагрузки и испарении пленок жидкости с поверхностей элементов турбины;

- повышению экономичности ступеней.

Рис. 3.1

Существует большое число различных конструкций внутри турбинных сепарационных устройств. Значительная часть влаги отбрасывается к корпусу по поверхности лопаток рабочего колеса. Поэтому эти сепарационные устройства располагают непосредственно за рабочим колесом, тогда отведенный конденсат уже не будет оказывать вредного влияния на работу последующих ступеней. Внутритурбинная сепарация представляет собой систему ловушек для влаги, срывающейся с рабочих и направляющих лопаток. Входные кромки рабочих лопаток открыты за счет среза части бандажа для улучшения сепарации влаги. Напротив этого среза в статоре турбины расположена входная щель ловушки. За щелью расположена промежуточная буферная полость, соединенная с последующей камерой регенеративного отбора. Регенеративные отборы наиболее удобны для удаления отсепарированной влаги.

Широкое применение в последних и предпоследних ступенях ЦНД нашла внутриканальная сепарация через щели в полых сопловых лопатках. Этот способ особенно эффективен, так как с поверхности сопловых лопаток отводится пленка влаги, образующая за выходными кромками при своем дроблении самые крупные капли. Эти капли наиболее сильно снижают КПД ступеней и вызывают эрозию лопаток.

Отвод влаги, с одной стороны, увеличивает КПД турбины, уменьшая влажность пара в последующих ступенях, а с другой – уменьшает тепловую экономичность турбины, увеличивая расход пара на нее. Поэтому, и с целью повышения эффективности влагоотвода, внутритурбинная сепарация применяется не на всех ступенях, а там где влажность достигает более 5%.

Для защиты проточной части турбины от эрозионного воздействия потока влажного пара применяют эрозионно-устойчивые, высоколегированные стали при изготовлении лопаток.

Конструкции рабочих лопаток

Конструктивное выполнение рабочих лопаток зависит от условий их работы в многоступенчатой турбине и отличается большим разнообразием.

В основе разработки конструкции лопаток лежит требование обеспечения высокой надежности, экономичности и технологичности изготовления.

Основными элементами рабочей лопатки являются профильная или рабочая часть, обтекаемая паром, и хвостовик, с помощью которого лопатка крепится на диске. Бандажом или проволочными связями лопатки объединяются в пакеты.

Конструкция рабочей части лопатки зависит от ее длины или, точнее, от соотношения среднего диаметра ступени к ее длине D_ср/L. При D_ср/L > 10 ¸ 15 лопатки обычно выполняются с постоянным по высоте профилем. Обычно это лопатки первых ступеней ЦВД. При D_ср/L < 10 профильная часть лопатки выполняется закрученной, переменного поперечного сечения, плавно утоняющегося от корня к периферии. Для последних ступеней ЦНД отношение площадей корневого сечения к периферийному достигает 7 - 10, закрутка профиля 65 - 70°. Разработка и изготовление таких лопаток представляют большие трудности. Поэтому на базе созданной лопатки предельной длины строится серия турбин различной мощности и назначения.

Одним из ответственных элементов лопатки является ее хвостовик. Именно он воспринимает все нагрузки, действующие на лопатку, и передает их на диск ротора. Хвостовые соединения должны быть легкими, так как их центробежная сила в дальнейшем передается на диск, но в то же время и надежными.

Рис.4.1а

Основным фактором, определяющим выбор типа хвостового соединения, является нагрузка, воспринимаемая хвостовиком. Но следует заметить, что конструктивные формы хвостовиков в значительной степени зависят от технологического оборудования, которым располагает турбинный завод. Простым и достаточно надежным для лопаток небольшой длины является " Т" - образный хвостовик, широко применяемый ЛМЗ и ТМЗ.

На турбинах ХТГЗ широко применяются лопатки с так называемыми грибовидными хвостовиками с верховой посадкой. В отличие от " Т" - образных хвостовиков вырез под крепление в грибовидных хвостовиках делается не в диске, а на лопатке.

Слабым местом любого типа хвостовика являются сечения в местах фрезеровки под опорные поверхности. Развиваемая лопаткой центробежная сила воспринимается опорными площадками. Равнодействующая этих сил стремиться разогнуть щеки лопатки и вызывает повышенные напряжения в наиболее узких местах. Для уменьшения разгибающих напряжений хвостовики часто выполняют с замками (заплечиками), в которых под действием центробежной силы приложенной к щеке, возникает сила реакции, препятствующая разгибу щеки диска.

Для заводки лопаток на грибке диска делаются один или два местных выреза, через которые последовательно заводятся все лопатки, кроме последних. Последние (замковые) лопатки в простейшем случае делаются с вырезом, соответствующим профилю срезанного гребня диска и крепят одной или двумя заклепками.

12 3 4 5 6 7 8 9 10 Следующая ⇒