Современные конденсационные паровые турбины

	Загрузить архив:
	Файл: ref-29227.zip (238kb [zip], Скачиваний: 202) скачать

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Новосибирский государственный технический университет»

РЕФЕРАТ

на тему«Современные конденсационные паровые турбины»

по дисциплине «Введение в направление»

Проверил: Выполнил:

проф. Щинников П.А.студент Белоруцкий И. Ю.

группаТЭ-51

Отметка о защите

________________

Новосибирск, 2009

Введение

Паровая турбина – силовой двигатель, преобразующий потенциальную энергию пара в кинетическую, а кинетическую в механическую энергию вращения. Пар, образующийся в паровом котле, под высоким давлением, расширяясь проходит через лопатки турбины. Турбина вращается и производит механическую энергию, используемую генератором для производства электричества.

В настоящее время паровые турбины применяются вместе с котлами, работающими на органическом топливе или с ядерными реакторами на электростанциях и крупных судах и кораблях.

На электростанциях, вырабатывающих и отпускающих два вида энергии — электриче­скую и тепловую, устанавливают паровые турбины с конденсацией и регулируемыми отборами пара, частично - турбины с проти­водавлением. Такие тепловые электростанции называют теплоэлектроцентралями: на орга­ническом топливе – ТЭЦ, на ядерном топли­ве – АТЭЦ.

То есть на ТЭЦ и АТЭЦ осуществляют комбини­рованное производство и отпуск двух видов энергии — электрической и тепловой. Центра­лизованное теплоснабжение потребителей с использованием отработавшей теплоты турбин и выработкой электроэнергии на базе теплового потребления называют теплофика­цией. Турбины соответствующего типа назы­вают теплофикационными.

Паротурбинные электростанции, выраба­тывающие один вид энергии — электриче­скую, оснащают турбинами конденсационного типа и называют конденсационными электро­станциями (КЭС). Наиболее крупные электростанции называются ГРЭС - государственными районными электростанциями. Как правило, ГРЭС имеют мощность более 1 млн. кВт и оборудованы энергети­ческими блоками мощностью 160—1200 МВт. [1] Атомные конден­сационные электрические станции называют сокращенно АЭС. [3]

Современные конденсационные паровые турбины

По характеру теплового про­цесса различают турбины конден­сационные и теплофика­ционные.

Конденсационная турбина – паровая турбина, в которой рабочий цикл заканчивается конденсацией пара. Одним из главных преимуществ конденсационных турбин по сравнению с любым другим двигателем является возможность получения в одной установке большой мощности (до 1200 МВт и более). На всех крупных тепловых и атомных электростанциях для привода электрических генераторов применяются конденсационные турбины; кроме того, они применяются в качестве главных двигателей на кораблях, а также для привода доменных воздуходувок и т. д.

В конденсационных турбинах (типа К) пар из последней ступени отводится в кон­денсатор, они не имеют регулируемых (при неизменном давлении) 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— 1200 МВт. [2]

В СССР первая конденсационная турбина была построена на Ленинградском металлическом заводе в 1924. Это была турбина мощностью 2 МВт, работавшая на паре с начальным давлением 11кгс/см² и температурой 300°С; в 1970 там же была изготовлена одновальная конденсационная турбина мощностью 800 МВт с начальным давлением пара 240 кгс/см² и температурой 540°С. В 1973 создаётся одновальная конденсационная турбина мощностью 1200 МВт, с промежуточным перегревом пара, не имеющая аналогов в мировом турбостроении в то время. [4]

Мощные конденсационные турбины выполняются, как правило, многоцилиндровыми с развитой системой регенеративного подогрева питательной воды (до 8—9 отборов пара для подогрева). Конденсационные турбины мощностью свыше 100 МВт обычно бывают с однократным промежуточным перегревом пара.

На атомных электростанциях применяются главным образом конденсационные турбины насыщенного пара. У этих турбин расход пара примерно на 60—65% больше, чем у конденсационных турбин с перегревом пара равной мощности. Чтобы пропустить увеличенные расходы пара через последние ступени, необходимо увеличивать длину лопаток этих ступеней, что может быть достигнуто лишь при снижении частоты вращения конденсационной турбины. Поэтому конденсационные турбины мощностью 500 МВт и более выполняются, как правило, не на 3000 об/мин, а на 1500 об/мин. Харьковский турбинный завод им. С. М. Кирова выпускает конденсационные турбины насыщенного пара мощностью 220 и 500 Мвт на 3000 об/мин и разрабатывает серию конденсационных турбин мощностью 500 и 1000 Мвт на 1500 об/мин. [3]

Рис.1. Принципиальная схема конденсационной электростанции

ПК – паровой котел;

ПЕ – пароперегреватель;

Т – турбина;

Г – электрический генератор;

К – конденсатор;

КН – конденсатный насос;

ПН – питательный насос.

В котле (ПК) происходит нагрев воды до температуры кипения и ее испарение. Далее пар поступает в пароперегреватель (ПЕ), где он дополнительно подогревается для повышения энтальпии. Затем пар, вышедший из пароперегревателя, направляется в турбину и, расширяясь в ней, совершает работу. Турбина (Т) приводит электрогенератор (Г),вырабатывающий электроэнергию. Отработавший в турбине пар поступает в конденсатор (К). Здесь производится отвод теплоты от пара к охлаждающей воде. Пар конденсируется, и конденсат снова подается питательным насосом (ПН) в котел.

Рис. 2. Многоступенчатая турбина.

1 – корпус

2 – барабан

3 – подшипник

4 – сопловые лопатки одной из ступеней

5 – рабочие лопатки одной из ступеней

[6]

Рис. 3. Конденсационная турбина ЛМЗ (К-225-12,8). В разрезе.

Слева направо: Часть высокого давления (ЧВД),

Часть среднего давления (ЧСД),

Двухпоточная часть низкого давления (ЧНД)

Выбор оптимальной конструкции конденса­ционной турбины большой мощности является весьма сложной задачей. При конструирова­нии такой турбины приходится обращать вни­мание на конструкцию не только регулирую­щей, но и последней ступени. От правильного выбора конструкции этих ступеней в очень большой степени зависит надежность работы турбины, экономичность, стоимость изготовле­ния и т. д.

Конструкции существующих турбин боль­шой мощности чрезвычайно разнообразны, различна их экономичность, стоимость изго­товления и ремонтов. Конструкции турбин с дроссельным парораспределением и частич­ным обводом свежего пара в промежуточную ступень являются уже устаревшими. Турбины с таким парораспределением особенно неэко­номичны при недогрузках из-за больших по­терьотдросселирования,приноминальных нагрузках они также работают с пониженным к. п. д. [5]

Турбины с сопловым парораспределением и частичным обводом свежего пара в проме­жуточную ступень обладают высокими к. п. д. на расчетном режиме, но при перегрузке их к. п. д. также снижается, что является суще­ственным недостатком.

Для обеспечения экономичной работы тур­бины большой мощности в зоне номинальных нагрузок широкое распространение получили турбины с сопловым парораспределением. В таких турбинах в качестве регулирующей ступени применяются двухвенечные и одновенечные регулирующие диски.

Хотя применение двухвенечного диска су­щественно упрощает конструкцию турбпны, но не всегда достаточно удовлетворительно решает вопрос ее экономичности.

Применение одновенечного диска повы­шает экономичность турбины, и с этой точки зрения оно целесообразно. Однако чем мень­ше тепловой перепад на регулирующей сту­пени, тем выше давление в турбине, больше число ее ступеней, больше толщина стенок корпуса и фланцев, сложнее конструкция пе­реднего уплотнения, что особенно важно для турбин высокого и сверхвысокого давлении. До последних лет в осевых турбинах большой мощности устанавливались двухвенечные ре­гулирующие ступени. Однако в последние годы для повышения экономичности такие турбины стали конструировать с одновенеч-ными регулирующими ступенями. [5]

Конструкция и размеры лопаток, а также канализация пара в последних ступенях кон­денсационных турбин большой мощности за­висят в основном от абсолютного давления пара за лопатками. Для повышения экономич­ности турбин лопатки последних ступеней кон­струируются на использование возможно бо­лее глубокого вакуума. Углубление вакуума сопровождается значительным ростом удель­ного объема отработавшего пара и требует больших выходных сечений последних ступе­ней. В турбинах большой мощности (более 50 МВт) с глубоким вакуумом применяют раз­деление расхода пара в последних ступенях на два, три и больше потоков. Например, в конденсационной турбине типа К-800-240 ЛМЗ применил три двухпоточных цилиндра низкого давления, т. е. шесть однотипных по­токов в последних ступенях. [3]

Современное турбостроение базируется на применении высоких и сверхвысоких парамет­ров пара. Известно, что к. п. д. турбоустановки растет с повышением параметров свежего пара¹ и развитием регенеративного подогрева питательной воды. Поэтому желательно по­вышать давление и температуру свежего пара до предельно возможных значений и увеличи­вать число отборов для подогрева питатель­ной воды, а также использовать тепло отби­раемого пара для технологических целей и подогрева сетевой воды в установках с подо­гревателями.

Предельно допустимая температура све­жего пара лимитируется качеством металлов, применяемых в турбостроении, их стоимостью и технологией обработки. Повышение давле­ния приводит к увеличению влажности отра­ботавшего пара, усложняет конструкцию тур­бины, лабиринтовых уплотнений и фланцевых соединений ЦВД турбины. [5]

В современных турбинах высокого давле­ния видимая (расчетная) по is-диаграмме влажность отработавшего пара достигает 12— 14%. При давлении пара не выше 90 бар и температуре не ниже 500 °С турбины можно строить без промежуточного перегрева пара.

Применение более высокого давления даже при повышении температуры свежего пара приводит к росту влажности отработавшего пара, а следовательно, к увеличению потерь от влажности, понижению к. п. д. турбины и быстрому эрозионному износу лопаток послед­них ступеней. Поэтому для турбин с давле­нием свежего пара выше 100 бар часто при­меняют промежуточный перегрев пара.

1 Свежий пар - пар перед стопорными клапанами турбины или цилиндра высокого давления многоцилиндровой паровой турбины [ ГОСТ 23269-78 ("Турбины стационарные паровые. Термины и определения") ]

От температуры свежего пара и темпера­туры промежуточного перегрева зависит вы­бор материала корпусов турбин, роторов, а также диафрагм, сопловых и рабочих лопа­ток первых ступеней. В последнее время уста­новлено, что для температуры свежего пара и промежуточного перегрева, не превышаю­щей 565—560°С, можно применять менее до­рогие и технологически хорошо освоенные стали перлитного класса. Температуры све­жего пара и промежуточного перегрева выше 565°С требуют применения дорогостоящих и
трудно обрабатываемых сталей аустенитного класса. [5]

Заключение

Таким образом, в реферате описаны основные области применения и некоторые принципы конструирования современных конденсационных паровых турбин. Представлена принципиальная схема конденсационной электростанции, с описанием происходящих процессов.

Список литературы

1.Трухний А.Д., Ломакин Б.В. Теплофикационные паровые турбины и турбоустановки: учебное пособие для вузов. – М.: Издательство МЭИ, 2002 г. – 540с.

2.Трухний А.Д. Стационарные паровые турбины. - 2-е изд. перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1990. – 640с.;

3.В. Я. Рыжкин, Тепловые электрические станции: Учебник для вузов/ под ред. В. Я. Гиршфельда.– 3-е изд. перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 328 с.;

4.Вольдек А. И., Электрические машины, Л., 1974

5.Шляхин П.Н. Паровые и газовые турбины. Учебник для техникумов. Изд. 2-е, перераб. и доп., М., "Энергия", 1974. - 224с.

6.Костюк А. Г. и др. Турбины тепловых и атомных электрических станций: Учебник для вузов/ под ред. А. Г. Костюка, В. В. Фролова– 2-е изд. перераб. и доп. – М.: Издательство МЭИ, 2001 г. – 488с.