Лекция-6 Регулирование, защита и маслоснабжение паровых турбин. Переменный режим работы паровых турбин. Системы парораспределения.
Система маслоснабжения паровой турбины
ЭЛЕКТРОМЕХАНИЧЕСКАЯ СИСТЕМА РЕГУЛИРОВАНИЯ И ЗАЩИТЫ ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ Электромеханическая система регулирования и защиты паровой турбины может быть использована при производстве, реконструкции и эксплуатации паровых турбин на электростанциях, которая содержит блок регулирования и блок защиты. На линии подвода свежего пара по трубопроводу к паровой турбине установлены стопорный и регулирующий клапаны, которые управляются соответственно автозатвором, сервомотором и штоками. На валах зубчатых шестерен редукторов жестко установлены роторы электромагнитных муфт с управляющими обмотками. В зубчиковое подвижное сцепление с роторами входят подвижные в осевом направлении якори, которые через шлицевые подвижные соединения установлены на валах электрических исполнительных механизмов. При этом управляющие обмотки роторов автозатвора и сервомотора соединены с выходом электронного автомата безопасности, управляющий вход и управляющие входы обмотки электромагнитной муфты сервомотора регулирующего клапана линиями связи соединены с выходами. Входы электронного автомата безопасности и электрического регулятора частоты и мощности линиями связи соединены с датчиками частоты и мощности, установленными в схеме электрических соединений и защит генератора. Управляющие входы электрического исполнительного механизма автозатвора стопорного клапана линиями связи соединены с выходом устройства автоматического расхаживания и взведения стопорного клапана. Технический результат изобретения - повышение надежности, экономичности, быстродействия и точности CAP, упрощение конструкции и сокращение габаритов. 1 ил. Изобретение относится к теплоэнергетике и может быть использовано при производстве, реконструкции и эксплуатации паровых турбин на электростанциях. Масло в маслосистему подается либо от отдельно стоящих насосов, либо от главного масляного насоса, установленного на роторе турбины. В маслосистему, кроме насосного оборудования, входит развитая трубопроводная сеть, состоящая из высоконапорных и сливных трубопроводов с фланцевыми и сварными соединениями и арматурой; маслобак; маслоохладители; фильтры; инжекторы; система очистки масла; эксгаустеры и прочее вспомогательное оборудование. Сигналы от ЭИМ управления турбиной через ЭГП - в нормальных режимах работы турбины, или от ЭАБ через ЭГП или электромагнитный выключатель - в аварийных режимах работы турбины, - передаются по импульсным трубопроводам к отсечным золотникам: в первом случае - к золотникам сервомоторов регулирующих клапанов, во втором - к золотникам автозатворов стопорных клапанов. Отсечные золотники осуществляют открытие сервомоторов и автозатворов путем подачи напорного масла из системы маслоснабжения под их поршни, одновременно сжимая пружины. Закрытие сервомоторов и автозатворов осуществляется пружинами, воздействующими на их поршни, путем слива масла из-под них через отсечной золотник, причем быстродействие сервомоторов и автозатворов определяется размерами отсечного золотника и его сливных окон, его рабочим ходом, размерами присоединенных к золотнику напорных, импульсных и сливных трубопроводов. Недостатками известной электрогидравлической системы регулирования и парораспределения являются следующие. 1. Недостаточная надежность работы и высокие эксплуатационные издержки при применении в электрогидравлической системе регулирования и парораспределения масляных сервомоторов и автозатворов для перемещения регулирующих и стопорных клапанов на подводе острого пара в турбину, пара из промперегрева или котла-утилизатора парогазовой установки, на нитках производственных, регенеративных, технологических отборов пара от турбины и т.д. Эти клапаны могут располагаться в различных точках турбоустановки на значительном расстоянии от органов управления турбиной и источников маслоснабжения их гидроприводов, что требует применения сложной маслосистемы с разветвленной сетью трубопроводов высокого давления и соответственно усложняет и удорожает эксплуатацию турбоустановки. 2. Существенно пониженная пожаробезопасность турбоустановки и электростанции в целом вследствие установки масляных сервомоторов, автозатворов и обслуживающих их напорных, импульсных и сливных трубопроводов с большим количеством фланцевых и сварных соединений и арматуры, смонтированных в непосредственной близости к горячим частям турбины. Эти обстоятельства могут стать причиной возгорания и серьезной аварии на станции из-за возможных утечек масла из неплотностей фланцевых соединений, трещин и свищей в сварных стыках трубопроводов и в местах их присоединения к арматуре из-за утекшего масла, накопленного в изоляции и обмуровке. 3. Недостаточное быстродействие гидравлических сервомоторов и автозатворов на закрытие регулирующих и стопорных клапанов, которое ограничивается конструктивными размерами отсечных золотников: их диаметром, рабочим ходом, размерами регулируемых ими сливных сечений, диаметрами обслуживающих их напорных, импульсных и сливных трубопроводов, снижает величину расхода рабочего масла, сливаемого из под поршней сервомоторов и автозатворов клапанов. Недостатками известного электрического привода клапанов при применении его в системах регулирования и защиты мощных паровых турбин высокого давления, снабженных регулирующими и стопорными клапанами, установленными на подводе свежего пара к турбине и т.д., на которые действуют значительные паровые усилия, являются следующие. 1. При индивидуальном управлении регулирующими и стопорными клапанами, нагруженными значительными паровыми усилиями, с помощью известных электрических приводов необходимо применение подъемных электромагнитов, рассчитанных на рабочие осевые усилия, соизмеримые с паровыми усилиями, действующими на клапан, что предопределяет значительную потребляемую мощность и габариты подъемного электромагнита. Так, например, электромагнит грузоподъемный типа МГ-70А грузоподъемностью 7 тонн потребляет 3,4 кВт мощности, имеет габариты 740×985 мм и допускает повторно-кратковременный режим работы с продолжительностью включений ПВ до 50%. Поскольку при нормальной работе турбины подъемные электромагниты должны находиться во включенном состоянии постоянно, т.е. ПВ=100%, то при их высокой мощности возрастает энергопотребление от питающих их аккумуляторных батарей, имеющих ограниченную энергоемкость, особенно если учесть, что от аккумуляторных батарей запитаны практически все системы защиты и оперативные системы управления электростанций, то это существенно снижает надежность и экономичность турбоустановки и электростанции в целом. 2. Высокая потребляемая мощность применяемых подъемных электромагнитов и, как следствие, высокая индуктивность их обмоток и массы подвижных частей якоря существенно снижают быстродействие известных электрических приводов клапанов турбины. 3. Значительные габариты подъемного электромагнита и применение рычажных передач в кинематической схеме привода от якоря электромагнита и от ЭИМ на шток клапана с пружиной существенно усложняет конструкцию и габариты индивидуальных приводов регулирующих и стопорных клапанов, что затрудняет их использование в электромеханических системах регулирования и защиты мощных паровых турбин высокого давления. Техническая задача, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, включает повышение надежности, экономичности и быстродействия системы регулирования и защиты паровой турбины, упрощение конструкции и уменьшение габаритов электрической части индивидуальных приводов регулирующих и стопорных клапанов, повышение степени автоматизации, удобства эксплуатации и повышение степени пожаробезопасности турбоустановки и электростанции в целом и обуславливается следующим. Для решения поставленных задач, согласно изобретению электромеханическая система регулирования и защиты паровой турбины, содержащая регулирующие и стопорные клапаны, сервомоторы и автозатворы для их привода, в корпусах которых размещены поршни и установленные между поршнями и корпусами пружины и штоки; электрическую систему регулирования частоты и мощности, электронный автомат безопасности, электрические исполнительные механизмы, электромагнитные муфты с управляющими обмотками, датчики частоты и мощности, при этом на корпусах сервомоторов и автозатворов установлены редукторы, в которых ведомые звенья через компенсаторы относительного теплового расширения штоков соединены с поршнями и пружинами, жестко скрепленными с регулирующими и стопорными клапанами, а на валу ведущего звена редуктора жестко установлен ротор электромагнитной муфты с управляющей обмоткой, в зубчиковое подвижное сцепление с которым входит якорь, установленный на валу электрического исполнительного механизма через шлицевое подвижное соединение, причем электрические входы управляющих обмоток роторов электромагнитных муфт сервомоторов и автозатворов соединены линиями связи с выходом электронного автомата безопасности, управляющие входы электрических исполнительных механизмов и входы управляющих обмоток роторов электромагнитных муфт сервомоторов регулирующих клапанов линиями связи соединены с выходами электрического регулятора частоты и мощности, а управляющие входы электрических исполнительных механизмов автозатворов стопорных клапанов линиями связи соединены с выходами электрического устройства автоматического расхаживания и взведения стопорного клапана. Повышение точности регулирования, степени автоматизации и пожаробезопасности, удобства эксплуатации турбоустановки достигается тем, что на валу ведущего звена редуктора жестко установлен ротор электромагнитной муфты с управляющей обмоткой, в зубчиковое подвижное сцепление с которым входит якорь, через шлицевое подвижное соединение установленный на валу электрического исполнительного механизма, причем электрические входы управляющих обмоток электромагнитных муфт сервомоторов и автозатворов линиями связи соединены с выходом электронного автомата безопасности, а управляющие входы электрических исполнительных механизмов и входы управляющих обмоток роторов электромагнитных муфт сервомоторов регулирующих клапанов линиями связи соединены с выходами электрического регулятора частоты и мощности паровой турбины, а управляющие входы электрических исполнительных механизмов автозатворов стопорных клапанов линиями связи соединены с выходами электрического устройства автоматического расхаживания и взведения. Повышение степени автоматизации, пожаробезопасности и удобства эксплуатации турбоустановки достигается за счет использования индивидуальных электрических приводов в системе парораспределения турбины, исключения из работы в системе автоматического регулирования турбины (CAP) масла и ЭГП, повышения точности регулирования вырабатываемой турбиной электрической и тепловой мощности, а также повышения качества вырабатываемой электроэнергии.Электромеханическая система регулирования и защиты паровой турбины, содержащая регулирующие и стопорные клапаны, сервомоторы и автозатворы для их привода, в корпусах которых размещены поршни и установленные между поршнями и корпусами пружины и штоки; электрическую систему регулирования частоты и мощности, электронный автомат безопасности, электрические исполнительные механизмы, электромагнитные муфты с управляющими обмотками, датчики частоты и мощности, при этом на корпусах сервомоторов и автозатворов установлены редукторы, зубчатые рейки которых через компенсаторы относительного теплового расширения штоков соединены с поршнями и пружинами, жестко скрепленными с регулирующими и стопорными клапанами, а на валу зубчатой шестерни редуктора жестко установлен ротор электромагнитной муфты с управляющей обмоткой, в зубчиковое подвижное сцепление с которым входит якорь, установленный на валу электрического исполнительного механизма через шлицевое подвижное соединение, причем электрические входы управляющих обмоток роторов электромагнитных муфт сервомоторов и автозатворов соединены линиями связи с выходом электронного автомата безопасности, управляющие входы электрических исполнительных механизмов и входы управляющих обмоток роторов электромагнитных муфт сервомоторов регулирующих клапанов линиями связи соединены с выходами электрического регулятора частоты и мощности, а управляющие входы электрических исполнительных механизмов автозатворов стопорных клапанов линиями связи соединены с выходами электрического устройства автоматического расхаживания и взведения стопорного клапана.
Обеспечение непрерывного функционирования системы регулирования и защиты паровой турбины является основой надежной работы всего агрегата. Примером работы подобной системы является электрогидравлическая система регулирования и защиты паровой турбины, предназначенная для поддержания основных регулируемых параметров турбины в режимах электрической и тепловой нагрузки. Подобная система уже была реализована на некоторых паровых турбинах.
В соответствии с технологической программой ЭЧСРиЗ выполняет следующие функции:
- регулирование частоты вращения турбины (ПИ- при работе на холостом ходу, П- при работе в сети под нагрузкой со степенью неравномерности 4,5±0,5 %);
- регулирование активной электрической мощности с частотной коррекцией (при работе в сети);
- регулирование давления производственных отборов пара;
- регулирование давления отопительных отборов пара;
- регулирование температуры или нагрева сетевой воды с подчиненным контуром регулирования давления отопительного отбора пара;
- обеспечение безопасной эксплуатации турбины и защиту от неправильных действий оперативного персонала (соблюдает ограничения по минимальному давлению свежего пара, максимальному давлению в регулирующей ступени, максимальному давлению в камерах производственных и отопительных отборов, ухудшению вакуума в конденсаторе и т.д.);
- защита турбины от разгона - трехканальный электрический автомат безопасности (ЭАБ) обеспечивает останов турбины при достижении ротором предельной частоты вращения (с учетом величины ускорения ротора);
- обеспечение приема и отработки сигналов электрических защит турбоустановки;
- обеспечение приема и отработки сигналов противоаварийной автоматики энергосистемы;
- контроль основных параметров ЭГСРиЗ и изменения параметров настройки;
- контроль датчиков, линий связи с объектом и цепей питания;
- тестирование каналов ЭАБ, совмещенное с расхаживанием золотников защит;
- безударное включение и выключение регуляторов во всех режимах эксплуатации;
- безударное изменение алгоритмов регулирования при обнаружении отказов;
- обеспечение проведения необходимых испытаний (разгон, повышение давления в регулируемых отборах и др.) и определения характеристик;
- оповещение, регистрация и архивирование сообщений об изменении режимов и отклонениях в работе турбины (в том числе аварийных);
- обеспечение связи с системами верхнего уровня (АСУ ТП).
ЭЧСРиЗ выполняется на комплектующих фирмы “Omron”. В качестве процессорного устройства применяется дублированный контроллер CS1D-CPU65H. Для управления гидравлическими сервомоторами используются электрические сервоприводы серии Sigma II. Для измерения частоты вращения и выработки сигнала защиты по превышению частоты вращения используется тахометр CCD FMD-RS422, собственной разработки НПФ “Ракурс”. Возможна поставка системы, построенной на ПЛК Siemens.
Конструктивно ЭЧСРиЗ выполнена в виде металлических шкафов со степенью защиты IP44 и габаритами 2000х800х600 мм и 2000х800х800 мм.
Лекция-7
Конденсационные установки паровых турбин. Устройство поверхностного конденсатора. Принципиальная схема конденсационной установки. Тепловые процессы в конденсаторе. Тепловой баланс и характеристики конденсатора. Конструкции конденсаторов
Современные конденсационные паровые турбины
Конденсационные паровые турбины служат для превращения максимально возможной части теплоты пара в механическую работу.
Они работают с выпуском (выхлопом) отработавшего пара в конденсатор, в котором поддерживается вакуум (отсюда возникло наименование). Конденсационные турбины бывают стационарными и транспортными.
Стационарные турбины изготавливаются на одном валу с генераторами переменного тока. Такие агрегаты называют турбогенераторами.
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. [2]
Частота вращения ротора стационарного турбогенератора связана с частотой электрического тока 50 Герц. То есть на двухполюсных генераторах 3000 оборотов в минуту, на четырёхполюсных соответственно 1500 оборотов в минуту.
Частота электрического тока вырабатываемой энергии является одним из главных показателей качества отпускаемой электроэнергии. Современные технологии позволяют поддерживать частоту вращения с точностью до трёх оборотов.
Резкое падение электрической частоты влечёт за собой отключение от сети и аварийный останов энергоблока, в котором наблюдается подобный сбой.
В зависимости от назначения паровые турбины электростанций могут быть базовыми, несущими постоянную основную нагрузку; пиковыми, кратковременно работающими для покрытия пиков нагрузки; турбинами собственных нужд, обеспечивающими потребность электростанции в электроэнергии.
От базовых требуется высокая экономичность на нагрузках, близких к полной (около 80%), от пиковых - возможность быстрого пуска и включения в работу, от турбин собственных нужд - особая надёжность в работе. Все паровые турбины для электростанций рассчитываются на 100 тыс. ч работы (до капитального ремонта).
Транспортные паровые турбины используются в качестве главных и вспомогательных двигателей на кораблях и судах. Неоднократно делались попытки применить паровые турбины на локомотивах, однако паротурбовозы распространения не получили.
Для соединения быстроходных турбин с гребными винтами, требующими небольшой (от 100 до 500 об/мин) частоты вращения, применяют зубчатые редукторы.
В отличие от стационарных турбин (кроме турбовоздуходувок), судовые работают с переменной частотой вращения, определяемой необходимой скоростью хода судна. [3]
Рис.1. Схема работы конденсационной турбины
На рис.1. представлена принципиальная схема работы КЭС. Свежий (острый) пар из котельного агрегата (1) по паропроводу (2) попадает на рабочие лопатки паровой турбины (3).
При расширении, кинетическая энергия пара превращается в механическую энергию вращения ротора турбины, который расположен на одном валу (4) с электрическим генератором (5).
Отработанный пар из турбины направляется в конденсатор (6), в котором, охладившись до состояния воды путём теплообмена с циркуляционной водой (7) пруда-охладителя, градирни или водохранилища по трубопроводу (8) направляется обратно в котельный агрегат при помощи насоса (9).
Современное турбостроение базируется на применении высоких и сверхвысоких параметров пара. Известно, что к. п. д. турбоустановки растет с повышением параметров свежего пара 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.
Назначение и состав конденсационной установки паровой турбины |
|
||||||||
Одним из основных способов достижения высокого термического КПД паротурбинной установки является понижение параметров пара за турбиной. С понижением давления и температуры отработавшего в турбине пара уменьшается количество теплоты, передаваемой холодному источнику, что, как известно из термодинамики, при неизменных параметрах свежего пара повышает мощность турбины (за счет увеличения теплоперепада на нее) и экономичность цикла в целом. Иллюстрацией этому служит рис. 1.1, где на Т, S - диаграмме изображены два идеальных тепловых цикла Ренкина, отличающиеся между собой только конечным давлением пара. Площадь фигуры abcdea (полезная работа цикла), относящейся к циклу с меньшим давлением отработавшего в турбине пара, больше площади фигуры a1b с de1a1 на площадь заштрихованной фигуры а а1е1е а.
Рис. 1.1. Сопоставление идеальных тепловых циклов ПТУ с разными конечными давлениями пара в Т, S-диаграмме В табл. 1.1 в качестве примера представлены данные по изменению мощности турбин и экономичности ПТУ при изменении давления пара за турбиной и неизменных параметрах свежего пара. Как показывают эти данные, при изменении давления за турбиной на 1 кПа экономичность паротурбинных установок ТЭС изменяется примерно на 1%, а для АЭС это изменение достигает 1,5—2,0%. Большее изменение в экономичности паротурбинных установок АЭС определяется тем, что для турбин с малым теплоперепадом, в частности для турбин насыщенного пара, относительное изменение перепада оказывается большим. Таблица 1.1. Изменение мощности турбин и экономичности ПТУ при изменении давления отработавшего пара на ±1 кПа
Понижение параметров пара за турбиной обычно осуществляется до давления, ниже барометрического, для чего необходимо обеспечить конденсацию отработавшего в турбине пара. Этой цели и служит конденсационная установка, которая, кроме вышеуказанного назначения, обеспечивает также получение чистого конденсата для питания парового котла (парогенератора), замыкая цикл.
Рис. 1.2. Принципиальная схема конденсационной установки: 1 — конденсатор; 2 — циркуляционный насос; 3 — конденсатосборник; 4 — конденсатный насос; 5 — вдздупшый насос (эжектор); А — подвод рабочего тела (пар или вода); Б — пар из турбины; В — в систему регенерации Принципиальная схема конденсационной установки приведена на рис. 1.2. Пар, отработавший в турбине, направляется в конденсатор 1, представляющий собой, как правило, горизонтальный кожухотрубный теплообменный аппарат, в котором происходит его конденсация. Процесс конденсации совершается за счет отнятия у пара теплоты конденсации при постоянном давлении. Для отвода теплоты, выделяющейся при конденсации пара (теплоты фазового перехода), через трубы конденсатора, образующие поверхность охлаждения, циркуляционным насосом 2 непрерывно прокачивается охлаждающая среда. В зависимости от вида охлаждающей среды конденсаторы подразделяются на водяные (охлаждающая среда — вода) и воздушные (охлаждающая среда — воздух). Воздушные конденсаторы по ряду причин пока не получили широкого распространения, перспективные разработки в этой области описаны в гл. 7. Абсолютное большинство современных ПТУ имеют водяные конденсаторы, для охлаждения которых используются как естественные, так и специально созданные источники воды. Конденсат, образовавшийся в результате конденсации пара, стекает в конденсатосборник 3, откуда откачивается конденсатным насосом 4 и подается в систему регенерации. Поступающий в конденсатор из турбины пар всегда содержит воздух, который попадает в турбину через концевые уплотнения ЦНД, неплотности фланцевых соединений различных элементов ПТУ, где давление меньше барометрического, и т. д. Часть воздуха попадает в конденсатор через неплотности соединения выходного патрубка турбины и переходного патрубка конденсатора. В конденсаторах паровых турбин одноконтурных АЭС содержание неконденсирующихся газов возрастает за счет продуктов радиолиза. Если воздух и другие неконденсирующиеся газы не удалять непрерывно из объема конденсатора, то разрежение в нем создать не удастся. Отсос паровоздущной смеси из парового пространства конденсатора осуществляется воздушным насосом (эжектором) 5, который выбрасывает эту смесь, как правило, в окружающую среду. Принцип действия и конструкция этих насосов описаны в гл. 4. Необходимо иметь в виду, что конденсаторы современных паровых турбин выполняют, кроме вышеописанных, и некоторые другие функции. Например, при пусках или резких изменениях нагрузки, когда паровой котел (парогенератор) производит большее количество пара, чем требуется турбине, или когда параметры пара не соответствуют необходимым, пар, вырабатываемый паровым котлом (парогенератором), через РОУ (БРОУ) направляют прямо в конденсатор, чтобы не допустить потери рабочего тела. Для приема этого пара конденсатор оборудуется специальным пускосбросным устройством. Кроме того, в конденсаторе обычно предусмотрены патрубки для приема конденсата из коллекторов дренажей паропроводов, уплотнений, некоторых подогревателей и добавки химически очищенной воды для восполнения потерь конденсата в цикле. Известно, что при пуске турбоустановки как сама турбина, так и объем конденсатора заполнены воздухом. Для ускорения пуска иногда используется специальный пусковой воздушный насос (эжектор), который, как правило, имеет большую производительность. Формально к схеме конденсационной установки иногда относится и так называемый хозяйственный эжектор, который обеспечивает удаление воздуха из водяных камер при пуске конденсатора в работу. Все основные элементы конденсационной установки паровой турбины, кроме воздушных насосов (эжекторов), обычно размещаются в помещении между нулевой отметкой и отметкой машинного зала станции. Это помещение называется конденсационным. Исключение составляют турбины ХТЗ с боковыми конденсаторами. Воздушные насосы, как правило, размещаются на отметке турбины, вблизи нее. |
|||||||||
Лекция-8
Совершенствование тепловых циклов и процессов ТЭС. Способы повышения эффективности ТЭС. Технико-экономические особенности выбора начальных и конечных параметров. Комбинирование циклов. Регенерация теплоты.
Регенеративный подогрев питательной воды на ТЭС
Влияние регенерации на КПД станции
В
действительности данная схема регенерации
не применяется, потому что конечная
точка расширения попадает в зону
запредельной влажности, а также нельзя
выполнить конструктивную схему переброса
пара
Реальная
схема выполняется с отборами пара из
турбины, с полной конденсацией пара в
конденсаторах без возврата в
турбину.
Dп
1,23
%
Такая
схема обеспечивает работоспособность
турбины, так как:
1)
конечная точка расширения не меняет
своё положение по сравнению с турбиной
без регенерации; 2) Отбор пара на
регенерацию в количестве 20 % от общего
расхода позволяет сократить объёмный
пропуск пара на ЦНД, что приводит к
снижению высоты лопатки последней
ступени турбины, а значит способствует
повышению механической прочности
лопатки; 3) на первой ступени турбины
(регулирующей) чем меньше высота лопатки,
тем меньше 
ступени
из-за вихрей, возникающих у корня и
бандажной ленты. Применение регенерации
при той же мощности требует увеличение
расхода пара на первой ступени турбины,
что благотворно в
лияет
на на увеличение высоты лопатки первой
ступени.
^
Расход пара в отборы турбины на регенерацию
Количество пара, идущего в отбор на регенеративный подогреватель определяется конденсирующей способностью подогревателя. Конденсационная способность подогревателя определяется по тепловому балансу, то есть равенству количества теплоты, воспринятого питательной водой и вносимого греющим паром. ^
Уравнение теплового баланса подогревателя
Dпв-
раход питательной воды
Dпi –
раход греющего пара
iпвi –
энтальпия питательной воды на выходе
из подогревателя
пвii –
энтальпия питательной воды на входе в
подогреватель
iпi –
энтальпия греющего пара
iдрi –
энтальпия дренажа
=0,99
- КПД подогревателя
Расход пара на турбину с регенерацией
Расход
пара на турбину с регенерацией определяется
на основании энергетического уравнения
турбины.
-
мощность, определяемая для турбин с
регенеративными подогревателями
-
для турбин без отборов пара
-
коэффициент недовыработки мощности
паром i-того отбора
-
относительный расход пара в
отбор
-
расход пара с регенерацией
-расход
пара без регенерации
^
Удельный расход пара на турбину с регенерацией
При
определении балансов и КПД для турбины
с регенерацией используются те же
формулы, что и для турбин без регенерации.
Отличие состоит в величине температуры
и энтальпии питательной воды.
Регенеративный подогрев питательной воды
1. Общая характеристика регенеративного подогрева воды и его энергетическая эффективность
Регенеративный подогрев основного конденсата и питательной воды котлов осуществляется паром, отработавшим в турбине. Греющий пар, совершив работу в турбине, конденсируется затем в подогревателях. Выделенная этим паром теплота возвращается в котел, как бы регенерируется.
Регенеративный подогрев воды повышает КПД турбоустановки на 10-12% и применяется на всех современных паротурбинных электростанциях.
Турбины выполняют с 7-9 регенеративными отборами пара и применяют соответствующее число последовательно включенных подогревателей. Повышение КПД турбоустановки электростанции обусловливается выработкой электроэнергии без потерь теплоты в конденсаторе турбины.
В теплофикационных турбинах отпуск теплоты внешнему потребителю позволяет в еще больших масштабах выработать электроэнергию без потерь теплоты в конденсаторе турбины, что приводит к росту КПД турбоустановки, но при этом термический КПД цикла t снижается, тогда как при регенеративном подогреве растет. Существенным отличием регенеративных отборов пара от теплофикационных является ограниченность количества используемой отработавшей теплоты турбин в зависимости от возможного подогрева питательной воды. Но на отработавшую теплоту регенеративных отборов топливо не расходуется. На отработавшую теплоту турбин для внешнего потребителя расходуется дополнительное количество топлива.
По физическому методу распределения теплоты между электрической и тепловой энергией на долю последней относят теплоту, действительно затрачиваемую на нее, а на долю электрической энергии - остальное количество теплоты.
На конденсационной электростанции с регенеративным подогревом воды расход теплоты на производство электроэнергии совпадает с полным расходом теплоты.
Абсолютный КПД конденсационной турбоустановки совпадает с КПД по производству электроэнергии. Для теплофикационной турбоустановки эти КПД различны.
При регенеративном подогреве воды потеря теплоты в конденсаторе турбины уменьшается и составляет кqк, где к - пропуск пара в конденсатор турбины в долях расхода свежего пара. При этом , где - сумма долей регенеративных отборов пара из турбины.
Расход пара на турбину с регенеративными отборами
Расход пара D0 на турбину с отбором Dr определяется по формуле
где расход пара на турбину с теми же параметрами, но без отбора ; - коэффициент недовыработки мощности паром регенеративного отбора.
Рис. 2. Процесс работы пара в турбине с конденсацией и регенеративными отборами
Регенеративные отборы пара выражают обычно в долях расхода свежего пара: r = Drкг.
Значения недогрева воды r и r определяют технико-экономическим расчетом; чем меньше недогрев, тем меньше расход теплоты и топлива, но тем больше поверхность нагрева и стоимость подогревателя.В ПВД применяют стальные трубки; в ПНД в определенных условиях продолжают применять латунные трубки. Медь из латуни вымывается конденсатом и переносится в котел и турбину. Надежность и экономичность энергоблока при этом снижаются. Применение ПНД с трубками из нержавеющей стали удорожает установку. В настоящее время в энергоблоках применяют один или два первых по ходу воды ПНД смешивающего типа. Между двумя смешивающими ПНД устанавливают перекачивающий насос или первый ПНД размещают выше второго для перелива воды во второй ПНД без насоса.
Рис. 4. Схемы включения смешивающих подогревателей: а - с перекачивающим насосом; б - гравитационная схема; СП - сальниковый подогреватель
Один из смешивающих подогревателей с давлением пара 0,6-1,0 МПа используют для удаления газов из воды в качестве деаэратора.
Распространение получил нейтрально-кислородный водный режим энергоблоков с вводом кислорода в тракт конденсата. Образующаяся при этом на внутренней поверхности трубок оксидная пленка предохраняет металл от дальнейшей коррозии. Исключая при таком водном режиме деаэратор, получают бездеаэраторную схему.
Оптимальные параметры регенеративного подогрева воды на конденсационной электростанции без промежуточного перегрева пара
Определению и выбору при проектировании энергоблока подлежат следующие параметры и характеристики регенеративного подогрева воды: конечная температура подогрева питательной воды; число отборов пара и ступеней подогрева воды; распределение подогрева между отдельными последовательно включенными подогревателями.
Конечную температуру питательной воды выбирают на основании технико-экономических расчетов энергоблока.
С повышением температуры питательной воды в значительных пределах тепловая экономичность турбоустановки и энергоблока в целом улучшается, расход топлива уменьшается. Вследствие увеличения расхода свежего пара котел и трубопроводы удорожаются, однако топливо и зольное хозяйство, тягодутьевые устройства, техническое водоснабжение удешевляются.
По минимуму расчетных затрат определяют экономическую температуру питательной воды. В зависимости от начального давления пара она принимается равной около 230°С при р0 = 13 МПа и около 265°С при р0 = 24 МПа.
С увеличением числа отборов пара и ступеней подогрева воды КПД турбоустановки повышается, однако стоимость подогревательной установки возрастает. С учетом этих факторов для современных крупных турбоустановок принимают семь - девять регенеративных отборов пара.
Общий подогрев воды распределяют между отдельными ступенями, используя аналитические методы и вариантные расчеты.
Рассмотрим аналитические методы оптимального распределения регенеративного подогрева воды между ступенями конденсационной турбоустановки без промежуточного перегрева пара.
Оптимальное распределение регенеративного подогрева воды между ступенями производят из условия максимума абсолютного внутреннего КПД турбоустановки:
Эффективность регенеративного подогрева воды зависит от его параметров. Она наибольшая при оптимальном распределении подогрева по ступеням.
Подогрев свежим паром, а также физически невыполнимый подогрев полностью отработавшим паром турбины не дают повышения КПД. Он остается в этих двух крайних случаях на уровне КПД электростанции без регенерации.
На рис. 5.8 показаны кривые относительного повышения КПД турбоустановки в зависимости от подогрева питательной воды котлов и числа ступеней подогрева. При одноступенчатом подогреве воды кривые имеют максимум при 1 0. При одинаковом подогреве питательной воды КПД турбоустановки тем выше, чем больше число ступеней подогрева.
Лекция-9
Показатели тепловой экономичности паротурбинных электростанций. Баланс энергии и коэффициенты полезного действия конденсационных электростанций (КЭС). Расходы пара, теплоты и топлива на конденсационной электростанции.
Дана принципиальная тепловая схема ТЭС, включающая паровой котел (ПК), подогреватели высокого давления (ПВД-1, состоящий из охладителя пара и собственного подогревателя (СП) и ПВД-2, состоящий из собственного подогревателя (СП) и охладителя дренажа (ОД)), питательный насос (ПН), деаэрационную установку (Д), подогревателя низкого давления (ПНД), конденсатный насос (КН). В ПВД конденсат пара сливается каскадно. Из ПНД дренаж поступает в деаэратор добавочной воды (Ддв). Туда же для восполнения потерь пара и воды в схеме поступает предварительно нагретая в водо-водяном теплообменнике ПХОВ химически очищенная вода. В ПХОВ химочищенная вода нагревается сливом с расширителя непрерывной продувки (Рр). Также в этот деаэратор поступает возврат конденсата с производства (ПП), Подключенного к притиводавлению турбины.
Дано: WЭ=70МВт; P0=13МПа; t0=570оС; Р1=3,3МПа; Р2=1,2МПа; Р3=0,32МПа; Р4=0,18МПа; Рп=0,08МПа; Рд=0,7МПа; Dп=20кг/с; bDn=0.6 tвк=70оС; Рдв=0,12МПа; tсл=60оС; tхов=28оС; з0i = 0,88; зэм=0,98;
Рисунок 1 - Принципиальная тепловая схема ТЭС
Расчет процесса расширения пара в проточной части турбины
По параметрам пара перед турбиной определим значение энтальпии острого пара:
Определим теоретический располагаемый теплоперепад в первом отсеке:
Определим значение действительного теплоперепада в первом отсеке:
Определим энтальпию пара в первом регенеративном отборе:
По аналогии найдем значения теплоперепада в остальных отсеках и значения энтальпий в остальных отборах:
тепловая паровая турбина электростанция
По найденным значениям строем процесс расширения пара в турбине на h-s диаграмме (Рисунок 2).
Рисунок 2 - Процесс расширения пара в проточной части турбине
2. Определение значения расхода острого пара на турбину
где ;
- коэффициент регенерации, характеризует расходы пара пошедшего на отборы, от общего расхода пара на турбину;
- заданная электрическая нагрузка, кВт;
- сумма всех действительных теплоперепадов паровой турбины, где - количество отсеков;
- КПД электромеханический, учитывающий потерю энергии на преодоление сил трений в подшипниках паровой турбины и электрического генератора.
На первой итерации необходимо задать в диапазоне .
Примем
3. Определение расхода питательной воды на котельный агрегат
Для барабанного котельного агрегата
,
где - расход пара на утечки или потери;
- расход пара на собственные нужды;
- расход острого пара;
-расход котловой воды в расширители непрерывной продувки.
Схема тепловой электрической станции (ТЭС/ТЭЦ)
Тепловая электрическая станция (рисунок общего вида)
1 – электрический генератор; 2 – паровая турбина; 3 – пульт управления; 4 – деаэратор; 5 и 6 – бункеры; 7 – сепаратор; 8 – циклон; 9 – котел; 10 – поверхность нагрева (теплообменник); 11 – дымовая труба; 12 – дробильное помещение; 13 – склад резервного топлива; 14 – вагон; 15 – разгрузочное устройство; 16 – конвейер; 17 – дымосос; 18 – канал; 19 – золоуловитель; 20 – вентилятор; 21 – топка; 22 – мельница; 23 – насосная станция; 24 – источник воды; 25 – циркуляционный насос; 26 – регенеративный подогреватель высокого давления; 27 – питательный насос; 28 – конденсатор; 29 – установка химической очистки воды; 30 – повышающий трансформатор; 31 – регенеративный подогреватель низкого давления; 32 – конденсатный насос.
На схеме, представленной ниже, отображен состав основного оборудования тепловой электрической станции и взаимосвязь ее систем. По этой схеме можно проследить общую последовательность технологических процессов протекающих на ТЭС.
