Парові котли

Котли малої і середньої паропродуктивності тиском пари понад 70 кПа мають паропродуктивність від 2,5 до 25,0 т/год. Характерними пред­ставниками котлів цієї групи є:

котли типу Е (КЕ) паропродуктивністю 2,5...25,0 т/год з шаровими топковими пристроями;

газомазутні котли типу Е (ДЕ) паропродуктивністю 1...25 т/год;

котли типу ДКВр паропродуктивністю 2,5...20,0 т/год з газомазут-ними топками.

Котли типу ДКВр (двохбарабанні, вертикально-водотрубні, рекон­струйовані) утворюють насичену або перегріту пару номінальним тис­ком 1,3...3,9 МПа і з номінальною температурою до 442 °С.

Котел ДКВр-14ГМ (рис. 16.2) має паропродуктивність 14 т/год і над­лишковий тиск пари 34 МПа, укомплектований газомазутним пальником. Верхній і нижній барабани котла розміщені вздовж його подовж­ньої осі. Обидва барабани з'єднані між собою вертикальними трубами, по яких відбувається природна циркуляція води і пари.

У передній частині котла розміщена топка. Топкові гази з неї руха­ються горизонтально, віддаючи теплоту трубам екранного і конвектив-ного пучків. Щоб збільшити тривалість перебування газів і запобігти впливу відкритого полум'я на труби конвективного пучка, у топковій камері й газоходах котла встановлено вертикальні перегородки так, що газ між ними рухається загзагоподібно.

Мал. 16.2 Паровий котел ДКВР-6,5-13:

1 — топкова камера; 2 — верхній барабан; 3 — манометр; 4 — запобіжний клапан; 5 — поживні трубопроводи; 6 — пристрій сепарації; 7 — легкоплавка пробка; 8 — камера догорання; 9 — перегородка; 10 — кип'ятильний пучок труб; 11 — трубопровід безперервного продування; 12 — пристрій обдування; 13 — нижній барабан; 14 — трубопровід періодичного продування; 15 — цегляна стінка; 16 — колектор .

У передній частині котла уздовж стін топкової камери встановлено труби екрана, а в задній — труби котлового пучка, що заповнюють весь простір котла від перегородки до задньої стінки котла. Біля бокових стін котла в їхній нижній частині розміщено колектори (по одному біля кожної стіни). Труби екрана своїми верхніми кінцями з'єднані з верх­нім барабаном, а нижніми — з колектором. Живильна вода із системи водопідготовки надходить у верхній барабан.

Водогрійні котли

Їх застосовують для нагрівання води, яка використовується в системах опалення, а також на виробничі й побутові потреби. Температура живильної води у водогрійних котлах різної конструкції коливається в межах від 70 до 104 °С, а підігрітої — від 95 до 170 °С.

Водогрійні котли виготовляють чавунними і сталевими. Перевага останніх порівняно з першими полягає в тому, що вони надійніші в роботі при перегрівах, а недолік полягає в схильності до корозії.

Мал. 15.1. Водогрійний котел типу КВ:

1 – газовий пальник; 2 - амбразура горілки; 3 - теплоізоляційна обмурівка; 4 - вогнетривка обмурівка; 5 - стельовий екран; 6- запобіжний вибуховий клапан; 7 і 11- верхній і нижній барабани; 8 - конвекційна поверхня нагріву; 9 – перегородки; 10 – отвір відводу продуктів горіння; 12 - стінкою ;13 - шар діатомовий цегли: 14 – шар з шамотної цеглини; 15 - вентилятор; 16 - водяні колектори; 17 - вогнетривка футеровка.

Вертикально-водотрубный двохбарабанний котел типу КВ призначений для отримання гарячої води тиском до 0,6 МПа(6бар) при спалюванні природного газу низького тиску або мазуту.

Верхній 7 і нижній 11 барабанів котла(мал. 8.40) розміщені на одній вертикальній осі, сполучені між собою пучком труб Ø 51×2,5 мм, що утворюють конвекційну поверхню нагріву 8. Два бічні топкові екрани включені в циркуляційний контур через два верхніх і два нижніх 16 колектора, вварених у барабани. Нижні колектори захищені від перегрівання вогнетривким футеруванням 17. Стельовий екран 5 сполучений з верхнім барабаном. Труби конвекційного пучка мають коридорне розташування і омиваються поперечним газовим потоком. У конвекційного пучка розташовані дві перегородки 9 з жаростійкої сталі, що міняють напрям продуктів горіння, які видаляються з котла через отвір 10.

Обмурування котла складається з декількох шарів: внутрішній 4 - вогнетривка цеглина, інші 3 - вулканіт або совелит. Порожнечі в шарі вогнетривкої цеглини заповнені жаротривким бетоном, у вулканитовых шарах - водним розчином совелита. Під топки складений з двох шарів: нижнього 13 з діатомового, верхнього 14 - з вогнетривкої цеглини. Зовні котел має газонепроникливу обшивку з тонколистової сталі, що кріпиться до каркасу з кутників.

Топічна камера відокремлена від конвекційної частини стінкою 12. Над топкою встановлений запобіжний вибуховий клапан 6, Кожен котлоагретат укомплектований індивідуальними вентилятором середнього тиску 15 типу Ц-13-50-2 і димососом типу Д-3,5, які включають до розпалювання котла. На фронтовій стінці топки, працюючої під розрідженням, виконується конічна амбразура 2 з жаротривкого бетону і встановлюється один пальник з примусовою подачею повітря 1 типу Г-1,0. Замість горілки Г-1,0 можуть бути використані інші конструкції, наприклад інжекційні пальники середнього тиску, що дозволяє зменшити витрата електроенергії на власні потреби.

Парова турбіна займає провідне становище в енергетиці в якості основного двигуна, її переваги у порівнянні з двигунами внутрішнього згоряння та іншими тепловими машинами обумовлені великою одиничною потужністю, малою кількістю рухомих частин, відсутністю контактних ущільнень (зі складністю їх змазки та небезпекою стирання), малим об'ємом необхідних приміщень, перевагами регулювання, слабким зношуванням та малими витратами на ремонт.

Парова турбіна — це тепловий двигун, у якому потенціальна енергія пари перетворюється у механічну енергію обертання ротору. Парова турбіна у складі паротурбінної установки поряд з системою регулювання, конденсаторною установкою, системою регенерації, живильною установкою є основним елементом електричної станції.

Під турбінним ступенем розуміють сукупність нерухомих соплових лопаток, де прискорюється потік пари, та рухомих робочих лопаток, в яких енергія пари, що рухається, перетворюється в механічну роботу на роторі (рис. 20.4). На рис. 20.4 наведено ескіз турбінного ступеню в розтині вздовж осі ротору (верхня частина від осі ротору) та циліндрич­ний перетин діаметру d по частині соплових та робочих лопаток. В каналах соплових лопаток робоче тіло розширюється від тиску р₀ до тиску р₁ набуваючи швидкість с₁ Робочі лопатки переміщуються перед соплами з окружною швидкістю На вході в робочі лопатки вектор відносної швидкості w₁ визна­чається геометричне відніманням від абсолютної швидкості с₁ та пере­носної швидкості u. Вектори с₁,u і w₁ утворюють трикутник швидкос­тей на вході в робочі лопатки. При течії в каналах робочих лопаток відбувається подальше розширення робочого тіла від тиску р₁ до тиску р₂ за робочими лопатками, а також поворот потоку. За рахунок повороту потоку та розширення робочого

тіла на робочих лопатках створюється зусилля та момент, що крутить ротор та виконує роботу по переборюванню сил опору.

Рис. 18.4. Проточна частина осьового ступеню та циліндричний перетин по середньому діаметру

На виході з робочих лопаток відносна швидкість робочого тіла w₂ визначається кінетичною енергією в відносному русі на вході в канали робочої решітки та енергією при розширенні робочого тіла від тиску p₁ до тиску р₂. Склавши вектори w₂ та u, отримують вектор абсолютної швидкості с₂. Трикутник швидкостей, що утворений векторами w₂, u та с₂, називають вихідним.

Процес течії робочого тіла в турбінному ступені показаний нарис. 18.5 в Н—s-діаграмі. Розширення робочого тіла в соплових каналах ступеня від точки 0 до точки 1t відповідає теоретичному (ізоентропійному) процесу течії в соплах. Реальний процес в соплах супроводжується втратами енергії , які у вигляді теплоти знов повертаються в потік та підвищують ентальпію за соплами (точка 1).

(18.1)

де —теплоперепад в соплах; —теоретична швидкість потоку на виході з сопел. Дійсна швидкість в зв'язку з втратою енергії в соплах менша теоретичної , де ф — коефіцієнт швидкості сопел.

Рис. 18.5. Процес розширення пари в h—s-діаграмі для ступеня з урахуванням втрат енергії

Теоретичний процес розширення робочого тіла в робочих лопатках від точки 1 до точки 2t визначається тепло-перепадом робочих лопаток де

втрати енергії в робочих лопатках. Рівняння енергії на вході і виході з каналів робочих лопаток та втрати енергії визначаються за формулою:

(18.2)

де —відносна швидкість на виході з робочих лопаток. Дійсна швидкість на виході з робочих лопаток буде менша , де — коефіцієнт швидкості робочих лопаток.

Якщо на виході з робочих лопаток потік з кінетичною енергією , потрапить у велику камеру, то ця енергія витрачається на підвищення температури внаслідок ізобаричного гальмування (втрата енергії з вихідною швидкістю ступеня рис. 18.5).

Співвідношення між швидкостями та кутами потоку в турбінному ступені залежать від реактивності ступеня _. Чим вище реактивність , тим більше прискорюється потік в робочих лопатках. В активному ступені ( = 0) в робочих лопатках не відбувається розширення робочого тіла (р₁ =р₂). Турбінні ступені з = 0,20...0,25 відносять до активного типу. Турбінні ступені з = 0,4...0,6 та більше, називають реактивними. В багатоступеневих реактивних турбінах за звичай застосовують реактивні ступені з реактивністю = 0,5. Реальні активні ступені завжди мають деяку позитивну реактивність для забезпечення конфузорності течії в каналах робочих лопаток, що знижує втрати енергії в потоці.

Парові турбіни класифікують за наступними ознаками: в залежності від кількості ступенів: одноступеневі та багатоступеневі: в залежності від кількості корпусів: однокорпусні, двохкорпусні (ЦВТ та ЦНТ) та багатокорпусні (ЦНВТ, ЦВТ, ЦСТ, ЦНТ), одновальні та багатобальні; в залежності від напрямку потоку пари: осьові або аксіальні турбіни, в яких пара рухається вздовж осі турбіни, та радіальні турбіни, де пара рухається перпендикулярно осі турбіни; по принципу дії пари: активні турбіни (де потенціальна енергія пари перетворюється в кінетичну в соплових решітках, а в робочих решітках кінетична енергія пари перетворюється в механічну роботу) та реактивні турбіни (де розширення пари відбувається в соплових та робочих решітках кожного ступеня в рівній мірі); в залежності від характеру теплового процесу: конденсаційні парові турбіни, в яких вся витрата свіжої пари, за виключенням відборів на регенерацію потрапляє в конденсатор; турбіни з протитиском, в яких відпрацьована пара спрямовується до теплових споживачів для опалення або на промислове призначення; конденсаційні турбіни з регульованим відбором пари, в яких частина пари забирається з проміжного ступеню та відводиться тепловому споживачу при сталому тиску, а залишки пари працюють в послідуючих ступенях та спрямовуються в конденсатор; турбіни з регульованим відбором пари та протитиском, в яких частина пари відбирається при сталому тиску з проміжного ступеню, а залишки пари працюють в послідуючих ступенях та відводяться до теплового споживача при більш низькому тиску; по параметрах свіжої пари: турбіни середнього тиску (3,43 МПа, 435 °С), турбіни підвищеного тиску (8,8МПа, 535 °С), турбіни високого тиску (12,75 МПа, 565 °С) та турбіни надкритичних параметрів (23,55 МПа, 560 °С); по використанню в промисло­вості: турбіни стаціонарного типу зі сталою частотою обертання ротора (для роботи на електричних станціях) та змінною частотою обертання ротора (для привода насосів, компресорів), турбіни нестаціонарного типу зі змінною частотою обертання ротора (суднові та транспортні).

Типова конструкція одноциліндрової конденсаційної турбіни потуж­ністю 50 МВт з початковими параметрами пари 8,8 МПа, 535 °С наведена нарис. 20.1. Ротор турбіни — комбінований. Перші 19 дисків цільно-ковані та працюють у зоні високої температури, останні три диски — насадні. Проточна частина турбіни складається з 22 ступенів. В кожній сопловій решітці потік пари набирає швидкості в соплових каналах та отримує необхідний напрямок для безударного входу в канали між робочими лопатками. Зусилля, що розвивається потоком пари на робочих лопатках, обертає диски та вал. При пониженні тиску від першого до останнього ступеня питомий об'єм пари росте, що потребує збільшення прохідних перетинів соплових та робочих решіток. До переднього торцю ротору прикріплений автомат безпеки, що діє на стопорний та регулюючі клапани та унеможливлює доступ пари в турбіну при підвищенні частоти обертання ротору на 10...12 %. Вал за допомогою гнучкої муфти з'єднаний з валом головного масляного насосу, який застосовується для підводу мастила в систему підшипників турбіни, генератора (при тиску 0,15 МПа) та в систему регулювання (при тиску 2 МПа). Система регулювання забезпечує автоматичне підтримання заданої частоти обертання ротора турбіни. З боку виходу пари ротор турбіни з'єднаний напівгнучкою муфтою з ротором генератора.

Рис. 18.1. Повздовжній розріз турбіни К-50-90:

1 — ротор турбіни; 2 — корпус турбіни; 3 — опорно-упорний підшипник; 4 — опорний підшипник; 5 — регулюючий клапан; 6 — соплова коробка; 7 — кулачковий вал; 8 — сервомотор; 9 — головний масляний насос; 10 — регулятор швидкості; 11 — слідкуючий золотник; 12 — картер переднього підшипника; 13 — валоповоротний пристрій; 14 — з'єднувальна муфта; 15 — вихлопний патрубок турбіни; 16 — насадні диски; 17 — робочі лопатки; 18 — діафрагми; 19 — обойми діафрагм; 20 — обойми переднього кінцевого ущільнення; 21 — перепускна труба (від стопорного до регулюючого клапану)

Статор турбіни складається з корпусу з сопловими коробками, обоймами кінцевих ущільнень, обоймами діафрагм, діафрагмами та їх ущіль­неннями. Корпус турбіни крім горизонтального роз'єму має два вертикальних роз'єми, що розділяють його на передню, середню частини та вихідний патрубок. Передня частина корпуса виконана литою, середня частина корпуса та вихідний патрубок зроблені зварними. В передньому картері розташований опорно-упорний підшипник, а в задньому картері — опорні підшипники роторів турбіни та генератора. Передній картер встановлений на фундаментній плиті і при тепловому розширенні корпусу турбіни може вільно переміщуватися по ній. Задній картер з вихлопним патрубком турбіни при теплових розширеннях лишається нерухомим завдяки його фіксації називається фікспунктом (мертва точка). Теплові розширення корпусу турбіни при прогріві та теплові скорочення при охолодженні передаються передньому картеру, який за допомогою упорного підшипника переміщує ротор. Це забезпечує незмінність у припустимих межах осьових зазорів між елементами в проточній частині турбіни. В задньому картері турбіни розташовано валоповорот, що призначений для повільного обертання ротора при пусках та зупинках турбіни для унеможливлення теплового викривлення ротору та нагріву бабіту підшипників.

Система регулювання турбін складається з чотирьох регулюючих клапанів, розподільчого кулачкового валу, з'єднаного зубчатою рейкою з сервомотором (соплове паророзподілення). Сервомотор отримує імпульс від регулятору швидкості та регулює положення клапанів. Профілі кулачків виконані так, щоб регулюючі клапани відкривалися по черзі. Послідовне відкриття або закриття клапанів виключає дроселювання пари та зменшує втрати при знижених навантаженнях турбіни.

Система регулювання дозволяє виконувати синхронізацію турбо­агрегату; встановлювати задане навантаження при роботі в загальну мережу; забезпечувати перехід турбіни на холостий хід при скиданні електрич­ного навантаження. Особливістю систем регулювання турбін К-300-240-2 та К-500-240-2 є застосування в системі змащення конденсату водяної пари замість традиційного турбінного масла.

Принципова схема системи непрямого регулювання з відцентровим регулятором частоти обертання представлена на рис. 20.3. Зі збільшенням частоти обертання відцентрова сила вантажів і зростає і муфта регулятора А підіймається, стискаючи пружину регулятору та повертаючи важіль АВ навкруги точки В. З'єднаний з важелем в точці С золотник 2 зміщується з середнього положення вгору та сполучає верхню порожнину гідравлічного сервомотору 3 з напірною лінією 4, а нижню — зі зливною лінією 5. При русі муфти золотника вгору відкривається верхнє вікно, крізь яке рідина поступає до силової частини сервомотору в прос­тір над поршнем. Крізь нижнє вікно надлишок рідини з під поршня перетікає в зливну камеру. Поршень серво­мотору переміщується вниз, прикриває регулюючий клапан 6 та зменшує пропуск пари в турбіну 7. Одночасно за допомогою зворотного зв'язку (правий кінець важеля АВ пов'язаного зі штоком поршня сервомотору) золотник повертається в середнє положення, чим стабілізується перехід­ний процес та забезпечується сталість регулювання. При зниженні частоти обертання процес регулювання протікає аналогічно, але з підвищенням пропуску пари в турбіну.

Рис. 18.3. Принципова схема регулювання з однократним посиленням

В системах регулювання турбін АЕС використовується традиційне турбінне масло. На всіх турбінах НВО «Турбоатом» крім традиційних гідравлічних систем регулювання застосовують електрогідравлічні сис­теми регулювання (ЕГСР) з більш високою швидкодією.