2.1 Режими роботи, параметри і енергетичні характеристики теплофікаційних турбін

В останні десятиліття ХХ століття розроблені й введені в експлуатацію такі теплофікаційні турбіни: Т-50-130, Т-100-130, ПТ-50-130/7, Р-40-130/13, Р-100/105130/15, ПТ-135/165-130/15, Т-175-210-130, Т-250/300-240. У цих турбінах основними рішеннями є: зниження температурного рівня відводу теплоти із циклу шляхом організації двоступеневого підігріву сітьової води; виключення дроселювання відбираної пари; зменшення втрат тиску в трубопроводах відбору і недогрівів у сітьових підігрівачах; раціональний вибір конструкції турбіни, виходячи з умов спільної роботи теплофікаційної турбіни і теплових мереж; аеродинамічне відпрацювання лопаткового апарату і елементів парового тракту. Забезпечено високу експлуатаційну надійність, ступінь автоматизації турбіни і всієї турбоустановки.

Турбіна Т-110/120-130 (мал. 4.18) виконується трициліндровою. У циліндрі високого тиску пара розширюється до тиску верхнього регенеративного відбору (біля 3,4 МПа), у циліндрі середнього тиску – до тиску нижнього опалювального відбору. Циліндр низького тиску (ЦНТ) виконаний двопотоковим. Циліндр високого тиску (ЦВТ) виконаний протипотоковим відносно циліндра середнього тиску (ЦСТ), що дозволило застосувати жорстку муфту між роторами високого і середнього тиску і один упорний підшипник зі збереженням відносно невеликих осьових зазорів у проточній частині як ЦВТ, так і ЦСТ.

Теплофікаційна турбіна з протитиском Р-100-130/15 виконується одноциліндровою. Пара до турбіни надходить від двох окремо стоячих стопорних клапанів. Паророзподіл – сопловий, чотирьохклапанний. Регулюючі клапани розміщені на корпусі турбіни. До внутрішнього корпусу пара підводиться в середній частині циліндру. Проточна частина циліндру має 13 ступенів, в лівому потоці – регулюючий ступінь і шість ступенів тиску, а в правому потоці – шість ступенів тиску з великим кореневим діаметром.

Теплофікаційні турбіни мають свої особливості, обумовлені наявністю регульованих відборів пари. До них відносяться: ускладнення конструкції турбін, викликане додатковим виведенням із циліндра великих об’ємних витрат пари і розміщенням регулюючих органів відбору; створення комплектуючого обладнання – сітьових підігрівачів, зворотних запобіжних клапанів великої пропускної здатності; розміщення численного додаткового обладнання і трубопроводів відбору в машинному залі обмежених розмірів; вирішення задач регулювання декількох параметрів; забезпечення надійності й стабільної економічності лопаткового апарату і турбоагрегату в цілому в характерному для теплофікаційних турбін широкому діапазоні можливих режимів.

Мал. 4.18. Поздовжній розріз турбіни Т-110/120-130

Для теплофікаційних турбін Т-250/300240 і Т-180-130 з початковим тиском 23,5 і 12,8 МПа відповідно прийнятий проміжний перегрів пари. Наявність проміжного перегріву дозволяє підвищити теплову економічність і знизити вологість пари в останніх ступенях турбіни, але при деякому збільшенні питомої вартості й погіршенні маневреності електростанції.

Для теплофікаційних турбін ефективність проміжного перегріву пари менша, ніж для конденсаційних, причому теплова ефективність проміжного перегріву знижується зі збільшенням тиску відбираної пари. Більше того, починаючи з деякого тиску застосування проміжного перегріву призводить до зниження економічності турбоустановки. Це пояснюється тим, що збільшення теплоперепаду, яке має місце в результаті проміжного перегріву, з ростом тиску відбираної пари зменшується, в той час як витрата теплоти на проміжний перегрів і втрати в тракті перегріву залишаються постійними.

Теплова ефективність підвищення початкових параметрів у теплофікаційних й конденсаційних турбінах без проміжного перегріву різна: в теплофікаційних турбінах підвищення початкового тиску більш ефективне, а підвищення початкової температури менш ефективне, ніж у конденсаційних турбін, причому відмінності зростають зі збільшенням тиску відбираної пари.

Особливістю теплофікаційних турбін є можливість підвищення їх теплової економічності за рахунок вдосконалення тієї частини теплової схеми, яка відноситься до використання теплоти відпрацьованої у турбіні пари.

Завдяки більш повному використанню теплової енергії палива коефіцієнт корисної дії ТЕЦ досягає 60–65%, тоді як к.к.д. КЕС не перевищує, як правило, 40%.

У даний час на опалювальних ТЕЦ найбільше розповсюдження мають установки електричною потужністю 100 і 50 МВт, які працюють з початковими параметрами 12,7 МПа, 540–560°С. Для опалювальних ТЕЦ великих міст створені установки електричною потужністю 175 МВт (з турбіною Т-175-130) і 250 МВт ( з турбіною Т-250-240). Установки з турбінами Т-250-240 є блочними й працюють при надкритичних початкових параметрах (23,5 МПа, 540°С).

Принципова теплова схема станції з турбіною Т-100-130 наведена на мал. 4.19.

Параметри пари перед турбіною 12,7 МПа, 540–560°С. Турбіна має сім відборів, із яких два останніх – теплофікаційні. Система регенеративного підігріву складається із трьох підігрівачів високого тиску (ПВТ), деаератора і чотирьох підігрівачів низького тиску (ПНТ). Крім того, як і звичайно, у системі є підігрівачі, що працюють на парі ущільнень й парі ежекторної установки. Усі ПВТ мають вбудовані охолоджувачі дренажу.

Теплофікаційна теплова турбіна Т-150-7,7

Мал. 4.19. Принципова теплова схема ТЕЦ з турбіною Т-100-130

Підігрів сітьової води відбувається в сітьових підігрівачах. У зимовий час для підігріву води можна використовувати також вбудований в конденсатор виділений пучок. При такій схемі подача циркуляційної води в конденсатор припиняється і тиск в ньому дещо зростає (до 0,01–0,02 МПа в залежності від температури сітьової води, що надходить в цей пучок, – температури «оборотки»). Проте теплота відпрацьованої пари при цьому повністю використовується. У холодний час року, коли кількості тепла, що віддається парою теплофікаційних відборів, недостатньо, включається піковий водогрійний котел, встановлений на ТЕЦ. У літній період сітьова вода підігрівається тільки парою першого теплофікаційного відбору (нижнього).

Тиск у нижньому теплофікаційному відборі в залежності від режиму знаходиться в межах 0,05–0,15 МПа, а у верхньому – в межах 0,06–0,25 МПа. Максимальна витрата пари на турбіну складає 460–480 т/год. Номінальне навантаження відборів дорівнює 670 ГДж/год (310 т/год на обидва сітьових підігрівача). При роботі за схемою із вбудованим пучком теплофікаційне навантаження зростає до 710–730 ГДж/год. Температура живильної води при номінальному навантаженні досягає 230°С. Для суто конденсаційного режиму при номінальній потужності 100 МВт витрата пари на турбіну складає 360 т/год, максимальний пропуск пари в конденсатор при цьому рівний 270 т/год.