паровые и газовые турбины для электростанций

3.1.Определение размеров сопловых и рабочих

лопаток для одновенечных и двухвенечных

ступеней . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 83

3.2. Внутренний относительный КПД ступени.

Дополнительные потери . . . . . . . . . . . . . . . . . 90

3.3. Пример расчета одновенечной ступени . . . . . 110

3.4. Пример расчета двухвенечной ступени . . . . . 113

3.5. Ступени с длинными лопатками . . . . . . . . . . . 116

3.6. Конструкции сопловых

и рабочих лопаток . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 124

5.6.Особенности влажно-паровых турбин АЭС . 159

5.7.Пример теплового расчета конденсационной

паровой турбины . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 161

Гл а ва ш е с т а я. Работа турбины при переменном

режиме . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 175

6.4.Распределение давлений и тепловых перепа-

дов по ступеням турбины при переменном

расходе пара . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 182

6.5. Тепловой процесс турбины при переменном

расходе пара и различных способах

парораспределения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 185

6.6. Выбор системы парораспределения. . . . . . . . 196

6.7. Регулирование мощности турбины способом

скользящего давления . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 198

6.8. Влияние отклонения начальных параметров

пара и температуры промежуточного

перегрева на мощность турбины . . . . . . . . . . 200

6.9. Влияние конечного давления пара

на мощность турбины . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 204

Гл а ва с ед ь м а я. Турбины для комбинированной

выработки теплоты и электрической энергии. . . . . 207

Гл а ва в о с ь м а я. Конденсационные установки

паровых турбин . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 218

8.1. Принципиальная схема конденсационной

установки. Устройство конденсатора . . . . . . . 218

8.2. Тепловые процессы в конденсаторе . . . . . . . . 219

8.3. Тепловой баланс конденсатора . . . . . . . . . . . . 222

8.4. Тепловой расчет конденсатора . . . . . . . . . . . . 223

8.5. Конструкции конденсаторов . . . . . . . . . . . . . . 224

8.6. Воздухоотсасывающие устройства . . . . . . . . . 235

8.7. Воздушная и гидравлическая плотности

конденсатора . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 236

8.8. Основы эксплуатации конденсационных

установок . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 238

9.2.Принципиальные схемы регулирования

частоты вращения конденсационных паровых

турбин . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 243

9.3. Механизм управления турбиной . . . . . . . . . . . 245

9.4. Статическое и астатическое регулирование. . . 247

9.5. Параллельная работа турбогенераторов. . . . . 248

9.6. Регулирование турбин с промежуточным

перегревом пара . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 250

9.7. Регулирование теплофикационных турбин . . 258

9.8. Система защиты турбины . . . . . . . . . . . . . . . . 261

10.1. Единая система маслоснабжения. . . . . . . . . . 266

10.2. Противоаварийное маслоснабжение

подшипников . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 268

10.3. Повышение пожарной безопасности

турбин . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 269

10.4. Маслоснабжение системы регулирования . . 271

10.5. Централизованная система смазки паро-

турбинной установки . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 273

12.4.Влияние температур T , T и КПД агрегатов

ас

на характеристики газотурбинной

установки . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 381

12.5. Влияние сопротивления газового и воздуш-

ного трактов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 383

12.6.Влияние механических потерь и утечек

в уплотнениях на КПД газотурбинной

установки . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 384

12.7. ГТУ с промежуточным подводом теплоты

и промежуточным охлаждением воздуха. . . 385

12.8. Расчет тепловой схемы простой ГТУ . . . . . . 387

12.9. Примеры расчета тепловой схемы простой

ГТУ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 391

12.10.Влияние начальной температуры газа

на характеристики газотурбинных

установок . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 392

12.11. Высокотемпературные газотурбинные

установки . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 395

Гл а ва т р и н а д ц ат а я. Конструкции и использование

ГТУ на электростанциях. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 400

13.1. Основные особенности газовых турбин. . . . 400

13.2. Основные узлы и устройство ГТУ . . . . . . . . 401

13.3. Конструкции основных узлов

и деталей ГТУ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 410

13.4. Конструкции типичных современных

газотурбинных установок . . . . . . . . . . . . . . . 422

13.5. Пусковые и переменные режимы работы,

системы управления ГТУ . . . . . . . . . . . . . . . 426

13.6. Использование газотурбинных установок

на тепловых электростанциях . . . . . . . . . . . . 429

Гл а ва ч е т ы р н а д ц ат а я. Динамика и прочность

турбоагрегатов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 439

14.1. Условия работы элементов турбомашин . . . 439

14.2. Прочность рабочих лопаток . . . . . . . . . . . . . 440

14.3. Колебания и вибрационная надежность

рабочих лопаток . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 452

14.4. Прочность роторов. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 473

Современные паровые и газовые турбины являются основными двигателями тепловых и атомных электростанций, значение которых для энергетики определяется все возрастающими потребностями страны в электроэнергии. Паровые турбины позволяют осуществлять совместную выработку электрической энергии и теплоты, что повышает степень полезного использования теплоты органического и ядерного топлива. Газотурбинные установки обеспечивают высокую маневренность электростанций для покрытия переменной части суточного графика электрической нагрузки в энергосистеме, а в сочетании с паротурбинными установками дают максимальную экономичность при минимальной удельной стоимости.

В предлагаемом вниманию читателей учебнике «Паровые и газовые турбины для электростанций» для студентов вузов, обучающихся по специальности «Тепловые электрические станции», излагаются теория и расчет тепловых процессов, переменных режимов работы турбин, описываются конструкции, автоматическое регулирование и маслоснабжение турбин, конструкции и расчет конденсаторов, являющихся элементом паротурбинной установки, рассматривается эксплуатация турбин, установленных на тепловых и атомных электрических станциях (ТЭС и АЭС). Две главы посвящены особенностям газовых турбин и газотурбинных установок, а также парогазовых установок (ПГУ). В книгу введена новая глава, посвященная прочности и надежности элементов турбомашин.

Основой для создания учебника послужили известные книги, освещающие перечисленные вопросы: учебники «Паровые и газовые турбины» под редакцией А.Г. Костюка и В.В. Фролова, «Паровые турбины» А.В. Щегляева, «Динамика и прочность турбомашин» А.Г. Костюка, учебные пособия «Газотурбинные установки» А.Г. Костюка и А.Н. Шерстюка, «Регулирование паровых турбин» А.В. Щегляева и С.Г. Смельницкого, «Конструкция и расчет на прочность деталей паровых и газовых турбин» Г.С. Жирицкого и В.А. Стрункина, «Конденсационные установки» И.Н. Кирсанова, «Эксплуатация паротурбинных установок» Б.Э. Капеловича, которые рекомендовались в качестве учебной литературы. Авторы поставили перед собой цель создать учебник, в котором при традиционном подходе к освещению основных вопросов в ранее изданных книгах и привлечении новых достижений в области турбостроения и эксплуатации турбин ТЭС и АЭС на основе лекций, читаемых для студентов специальности «Тепловые электрические станции» в Московском энергетическом институте,

будет изложен необходимый учебный материал в доступной и удобной форме и в сравнительно небольшом объеме.

Предлагаемый учебник следует рассматривать как 3-е переработанное и дополненное издание книги, 1-е издание которой (1985 г.) вышло в Энергоатомиздате под названием «Паровые и газовые турбины», 2-е издание (2001 г.) — в Издательстве МЭИ под названием «Турбины тепловых и атомных электрических станций».

По сравнению со 2-м изданием в настоящем учебнике переработано большинство глав. Наиболее значительно переработаны и дополнены гл. 2, 3, 6 и 13. Вновь написана гл. 14.

Отметим наиболее важные изменения в 3-м издании учебника по сравнению со 2-м.

В гл. 2 и 3 детально рассматривается сравнение по экономичности турбины с активным и реактивным облопачиванием с примерами расчета в связи с достаточно широким использованием реактивного принципа в отечественном турбостроении. Добавлен материал, посвященный саблевидным лопаткам и новым типам уплотнений (включая сотовые).

Переменные режимы работы паровых турбин в гл. 6 излагаются на основе использования критериев подобия и приведенных параметров: приведенного расхода пара, приведенной частоты вращения и др.

Вгл. 11 введен новый параграф, посвященный конструкции паровых турбин для ПГУ, имеющих существенные особенности по сравнению с обычными турбинами для ТЭС и АЭС.

Вгл. 13 обновлен материал по конструкциям ГТУ. Основное внимание уделено ГТУ, применяемым на электростанциях России.

Вновой гл. 14 излагаются проблемы прочности

инадежности, которые рассматриваются в тесной связи с реально происходившими при эксплуатации турбин отказами (авариями) с анализом (когда это возможно) причин этих отказов и формулировкой вытекающих из этого выводов.

Участие авторов в написании 3-го издания учебника следующее.

А.Г. Костюком были выполнены общее редактирование, переработка и дополнение гл. 1—7, написание гл. 12, 13 (совместно с А.Д. Трухнием) и 14; В.В. Фроловым — написание гл. 1—7; А.Е. Булкиным — гл. 9 и 10; А.Д. Трухнием — гл. 8, 11, 13 (совместно с А.Г. Костюком) и 15.

Замечания и отзывы следует направлять по адресу: 111250, Москва, Красноказарменная ул., д. 14, Издательский дом МЭИ.

Авторы

ф

d— диаметр, м, мм; удельный массовый расход пара, кг/Дж, кг/кДж, кг/(кВтæч);

e— степень парциальности;

E— модуль упругости, МПа, Па;

f— частота колебаний, Гц;

G— массовый расход, кг/с, т/ч;

H— теплоперепад ступени, турбины, отсека ступеней,

Дж/кг, кДж/кг;

h— энтальпия, Дж/кг, кДж/кг;

h — потери энергии в ступени, Дж/кг, кДж/кг;

H— потери энергии турбины, отсека ступеней, ступе-

ни, решетки, Дж/кг, кДж/кг;

k — показатель изоэнтропы, коэффициент;

M — число Маха;

L— работа, кДж/кг;

l— высота лопатки, м, мм;

Nu — число Нуссельта;

O— размер горла канала решетки, м, мм;

p— давление, Па, кПа, МПа;

N— мощность, Вт, кВт, МВт;

q— удельный расход теплоты, Дж/Дж, кДж/кДж, кДж/(кВтæч);

Q— количество теплоты в секунду, тепловая

мощность, Вт, кВт, МВт, ГВт;

r— радиус, м, мм;

R — усилие, Н; газовая постоянная, Дж/(кгæК);

Re — число Рейнольдса;

s— энтропия, Дж/(кгæК), кДж/(кгæК); расстояние, мм;

t— температура, °С; шаг решетки, мм;

T— температура, К;

u— окружная скорость, м/с;

3

v— удельный объем, м /кг;

w— скорость в относительном движении, м/с;

W— расход воды, м /ч, кг/с;3

x— сухость пара; отношение скоростей;

y— влажность;

α— угол направления абсолютной скорости, град;

доля отбираемого пара; коэффициент теплоот-

2

дачи, Вт/(м æК);

β— угол направления относительной скорости, град;

γ— угол в меридиональной плоскости, град;

δ— угол отклонения потока, град; зазор, мм; раз-

ность; степень неравномерности регулирования;

ε— отношение давления;

ζ— коэффициент потерь, отнесенный к решетке;

η— КПД;

θ— отношение среднего диаметра к высоте лопатки

вкольцевой решетке;

λ— безразмерная относительная скорость; теплопроводность, Вт/(мæК);

μ— коэффициент расхода;

ξ— коэффициент потерь, отнесенный к ступени;

ρ— степень реактивности; плотность среды, мате-

3

риала, кг/м ;

σ— напряжение, МПа;

τ— время, с, мин, ч; касательное напряжение, Па,

МПа;

ϕ— коэффициент скорости для сопловых решеток;

ψ— коэффициент скорости для рабочих решеток;

ω— угловая скорость, рад/с;

2

Ω— кольцевая площадь ступени, м .

оi — относительный внутренний;

отб — отбор;

ох.в — охлаждающая вода;

о.э — относительный электрический;

п — промышленный; периферия;

п.в — питательная вода;

пп— промежуточный перегрев;

т— теплофикационный, тепловой, текучесть, топ-

ливо, турбина;

ф— фиктивный;

х.х— холостого хода;

э— электрический, эквивалентный, эффективный;

э.г — электрический генератор;

a— осевой;

e— эффективный;

p— давление;

s— насыщение;

t— термический, теоретический;

i— внутренний;

u— окружной;

0— начальный, расчетный, номинальный.

Первый прототип аксиальной одноступенчатой активной турбины с расширяющимися соплами (рис. 1.1) был предложен в 1883 г. шведским инженером Густавом Лавалем. В этой турбине расширение пара происходило только в сопловой решетке одной ступени от начального до конечного давления, что обусловливало очень высокие скорости истечения пара из сопловых каналов. Поскольку для наивыгоднейшего использования кинетической энергии струи пара окружная скорость рабочих лопаток (как будет показано в гл. 2) должна быть примерно в 2 раза меньше абсолютной скорости истечения пара из сопла, турбины Лаваля должны были иметь чрез-

Рис. 1.1. Схематический разрез одноступенчатой активной

турбины:

1 — вал; 2 — диск; 3 — рабочие лопатки; 4 — сопловая

решетка; 5 — корпус; 6 — выпускной патрубок

–1

500 с . Мощность наибольшей из построенных Лавалем турбин не превышала 500 кВт. К тому же эти турбины имели очень низкий КПД.

В1884 г. английский инженер Чарльз Парсонс предложил многоступенчатую реактивную турбину, расширение пара в которой происходило не в одной, а в ряде следующих друг за другом ступеней, причем не только в сопловых (неподвижных), но и в рабочих (вращающихся) решетках (рис. 1.2), благодаря чему стала возможна работа машины со значительно меньшими, чем в турбине Лаваля, скоростями пара на выходе из сопловых решеток и соответственно с меньшими окружными скоростями рабочих лопаток.

Вконце XIX в. в связи с развитием электрических машин и широким внедрением электроэнергии развитие паротурбостроения пошло быстрыми темпами. Первые паровые турбины в России начали выпускать в 1907 г. на Металлическом заводе в Петербурге.

Развитие паротурбостроения в СССР было тесно связано с электрификацией страны. В 1920 г. по инициативе В.И. Ленина был разработан и принят грандиозный государственный план электрификации России — ГОЭЛРО, по которому главную долю электроэнергии должны были вырабатывать тепловые электростанции, имеющие в качестве двигателей для привода электрических генераторов паровые турбины.

Первая советская паровая турбина построена

в 1924 г. на ЛМЗ. Она была рассчитана на началь-

2

ные параметры пара 1,1 МПа (11 кгс/см ), 300 °С и

имела мощность 2000 кВт. В 1926 г. ЛМЗ была выпущена турбина мощностью 10 тыс. кВт при час-

–1

тоте вращения 50 с , в 1930 г. — турбина мощностью

a в 1931 г. — турбина мощностью 50 тыс. кВт при