Часть_1. Реновации паротурбинных установок

• Название: Реновации паротурбинных установок
• Дата: 09.11.2022
• Размер: 1.83 Mb.
• Имя файла: Часть_1.doc
• Тип: Документы; #778315
• страница: 2 из 8

Начальное давление пара. Повышение начального давления пара р₀ связано с увеличением температуры его насыщения, т. е. уровня, при котором происходит передача теплоты в котле. Как известно, наиболее совершенным термодинамическим циклом является цикл Карно, КПД которого

η_{к =} 1- Т_к/Т₀, где Т₀ и Т_к - температуры подвода и отвода теплоты. Для любого цикла, например цикла Ренкина, можно определить эквивалентную температуру подвода теплоты Т_э=(Т₀)_к, которая обеспечила бы соответствующий термический КПД η_t

. (1.20)

На рис. 1.1,б была показана эта эквивалентная температура Т_э.

Для сравнения на рис. 1.5(а), изображены в T,s-диаграмме два идеальных цикла ПТУ при начальных давлениях пара р₀ и р_01.



Рис.1.5. Сравнение T,s-диаграмм циклов ПТУ с разными начальными темпера­турами (а), давлениями (б), с промежуточным перегревом (в) и разными давлениями в конденсаторе (г).
В цикле 1—2—3'—4'—5'—1 с повышенным начальным давлением p₀₁>p₀ подвод теплоты происходит на более высоком температурном уровне, т. е. T_э1>T_э. Следовательно, этот цикл более экономичен, чем цикл 1—2—3—4—5—1.

Необходимо отметить, что увеличение начального давления пара при той же температуре приводит к росту влажности в кон­це процесса расширения, что при прочих равных условиях отри­цательно влияет на надежность турбины (увеличивается эрозия металла) и снижает ее относительный внутренний КПД.

Однако по мере увеличения начального давления пара экви­валентная температура T_э сначала возрастает, а затем начинает постепенно уменьшаться. Таким образом, существует оптималь­ное по эквивалентной температуре T_э начальное давление пара. Причем, чем выше эта температура, тем выше давление, при ко­тором получают максимальный термический КПД.

Начальная температура пара. Повышение начальной темпе­ратуры t_опара существенно увеличивает экономичность ПТУ. Если сравнить два цикла, различающиеся только начальными температурами пара (рис. 1.5,б), то КПД первого цикла 1—2—3— 4'—5'—1 с более высокой температурой Т₀₁будет выше КПД вто­рого цикла 1—2—3—4—5—1 с меньшей температурой Т_о. При прочих равных условиях начальная температура T_э1 подвода теплоты в первом цикле выше начальной температуры Т_э подво­да теплоты во втором цикле.

Трудности, которые возникают при повышении температуры, связаны с тем, что стали, применяемые в современном энергомашиностроении, теряют прочность при высоких температурах, так как резко падают пределы их текучести и прочности, а также снижается предел длительной прочности. Последнее обстоятельство приводит к необходимости ограничивать срок службы деталей или применять дорогие жаростойкие высоколегированные стали.

Кроме того, увеличение температуры t_о в реальных турбинах уменьшает влажность в конце процесса расширения пара. Это повышает надежность и срок службы турбины вследствие менее интенсивной эрозии металла, а также несколько увеличивает ее относительный внутренний КПД.

Промежуточный перегрев пара. В цикле с промежуточным перегревом пар после расширения в ЧВД турбины (см. рис. 1.1,а) от давления р₀ до давления р₁ направляется в промежуточный перегреватель, где к нему дополнительно подводится теплота и повышается его перегрев. Затем пар вновь возвращается в турбину и расширяется до давления р_к в конденсаторе.

Как видно из T,s-диаграммы, показанной на рис. 1.5,в, промежуточный перегрев может вызвать повышение экономичности цикла. В самом деле, начальная температура T_Э1 эквивалентного цикла Карно в схеме с промежуточным перегревом выше соответствующей температуры Т_э в цикле без промежуточного перегрева. Повышение КПД цикла произойдет только в том случае, если промежуточный перегрев осуществляется до такой температуры, при которой эквивалентная температура (T_Э)_ПП присоеди­ненного цикла 4—5—6—7—4 окажется выше, чем основного, изображенного на рис.1.5,в площадью 1—2—3—4—1.

При введении промежуточного перегрева влажность пара в конце процесса расширения уменьшается, что повышает относительный внутренний КПД турбины. При этом интенсивность эрозии уменьшается, что положительно сказывается на надежности работы турбины.

Для дальнейшего повышения термического КПД можно при­менять двукратный промежуточный перегрев, который из-за усложнения ПТУ мало распространен.

Давление в конденсаторе. При уменьшении давления р_к в конденсаторе понижается температура Т_к, при которой произво­дится отвод теплоты от пара охлаждающей водой. В результа­те увеличивается средняя разность температур в цикле, а следовательно, и его термический КПД. Для сравнения на рис. 1.5,г изображены в T,s-диаграмме два идеальных цикла, отличаю­щиеся только давлением пара р_к в конденсаторе. Располагаемая работа цикла с пониженным давлением р_к 1'—2—3—4—5—1' превышает располагаемую работу цикла 1—2—3—4—5—1 с бо­лее высоким давлением на значение, эквивалентное площади 1—5—5'—1'—1. Но в этом случае увеличивается влажность па­ра в конце процесса расширения и потеря энергии с выходной скоростью, что отрицательно сказывается на надежности турбины и снижает ее относительный внутрен­ний КПД.
1.4.Комбинированная выработка теплоты электроэнергии. Регенеративный подогрев питательной воды.

В тех случаях, когда наряду с потребителями электроэнергии в районе электростанции имеются потребители тепловой энергии (например, системы отопления, промышленные потребители теп­лоты), большое экономическое значение имеет комбинированная выработка электроэнергии и теплоты. Для удовлетворения этих потребителей может быть использована теплота отработавшего в турбине пара.

Как правило, температурный уровень теплоносителя t_п, необходимый потребителям теплоты, превышает температуру пара, отработавшего в конденсационной турбине. Поэтому потребите­ли теплоты используют пар повышенного противодавления p_п, при котором температура конденсации

t_пк = t_п.

Теплота конденсации, которая в ПТУ, работающей без теплового потребителя, отдается циркуляционной воде, безвозвратно теряется. В случае же когда такой потребитель имеется, эта теплота полезно используется.

На конденсационных электрических станциях (КЭС) с охлаждающей водой теряется около 60% теплоты сгорания топлива. Если кроме электрической энергии необходима также теплота, то в установках с раздельной выработкой теплоты и элект­роэнергии (рис.1.6,а) приходится дополнительно сжигать топ­ливо.

При комбинированной выработке теплоты и электрической энергии (рис. 1.6,б) используют, например, турбину с противодав­лением 7, после которой пар направляется тепловому потреби­телю 6. Следовательно, в такой установке используется вся теп­лота пара. Поскольку электрическая мощность турбины 7 зави­сит от расхода пара, необходимого потребителю теплоты 6, для выработки недостающего количества электрической энергии ус­танавливают дополнительно конденсационную турбину 2.Экономия теплоты при комбинированной выработке

, (1.21)

где Q_p и Q_к- общие затраты теплоты при раздельной и комбинированной выработке; Q_п - теплота, переданная тепловому по­требителю; -

коэффициент, характеризующий электрическую мощность, выработанную на базе теплового потребителя.



Рис 1.6 Схемы раздельной (а) и комбинированной (б) выработки теплоты и электроэнергии:

1-котел, 2-конденсационная турбина, 3-электрический генератор, 4-конденсатор, 5-насос, 6-потребитель теплоты, 7-турбина с противодавлением
Таким образом, выигрыш экономичности электростанции пропорцио­нален электроэнергии, вырабатываемой турбиной с противодавлением.

Оценка совершенства ПТУ при комбинированной выработке электроэнергии и теплоты по абсолютному КПД теряет смысл, поскольку вся теп­лота пара, идущего на турбину с противодавлением, используется полностью.

Если имеется не один, а несколько тепловых потребителей, в которых используется пар при разных температурах, устанавливают несколько турбин, отдающих пар при различных противодавлениях. Можно также создать турбину с одним или несколькими отборами пара для внешних потребителей.

Некоторое количество теплоты может быть использовано также на самой электростанции для подогрева питательной воды, поступающей в котел. Вместо того чтобы подогревать питательную воду в самом котле теплотой сжигаемого топлива, можно для повышения ее температуры использовать пар, отбира­емый из турбины. В результате теплота конденсации не теряется в конденсаторе с охлаждающей водой, а полезно используется в подогревателе питательной воды. Так как при этом осуществляется регенерация теплоты, то такие подогреватели называются регенеративными.

Получаемое в регенеративном цикле повышение экономично­сти (как и с внешним потребителем теплоты) пропорционально энергии пара, который после турбины направляется тепловому потребителю. Увеличение числа отборов на регенерацию повы­шает термический КПД регенеративного цикла, однако усложняет и удорожает ПТУ.

Регенеративный подогрев питательной воды применяют как на ТЭС, так и на АЭС.
1.5. Классификация паровых турбин для привода турбогенераторов

В зависимости от назначения и характера теплового процесса паротурбинной установки различают несколько типов паровых турбин. Основные параметры и характеристики стационарных паровых турбин, устанавливаемых на ТЭЦ, ТЭС и АЭС для при­вода электрических генераторов, регламентируются Государственными стандартами (ГОСТ). Электрические генераторы, которые приводятся во вращение турбиной, называют турбогенераторами.

Действие ГОСТов распространяется на паровые тур­бины мощностью от 2,5 до 1600 МВт, имеющие следующие начальные параметры пара: абсолютное давление от 3,4 до 23,5 МПа и температуру от 435 до 565°С. Номинальная частота вращения ротора турбин, предназначенных для привода турбогенераторов ТЭС, составляет 50 с^-1, для АЭС – 25 или 50 с^-1. В зависимости от характера теплового процесса различают следующие типы паровых турбин [4].

Тип К — конденсационные паровые турбины, в которых весь пар, за исключением отборов на регенерацию, проходит через турбину и расширяется в ней до давления ниже атмосферного. Затем пар поступает в конденсатор, где теплота конденсации отдается охлаждающей воде и полезно не используется.

Тип П или Т — турбины с одним производственным (П) или теплофикационным (Т) отбором пара. В таких турбинах часть пара отбирается из промежуточной ступени и направляется к потребителю при автоматиче­ски поддерживаемом постоянном давлении. Остальной пар продолжает расширяться в последующих ступенях турбины, после чего направляется в конденсатор.

Тип ПТ — турбины с двумя регулируемыми отборами пара: производственным и отопительным. В этих турбинах часть пара отбирается при двух разных давлениях, а остальная его часть продолжает работать в последующих ступе­нях и поступает в конденсатор.

Тип Р — турбины с противодавлением без регулируемого отбора пара. В этих турбинах весь пар, за исключением отборов на регенерацию, расширяется до давления, необходимого потребителю. Причем это давление выше атмосферного. Конденсатор в ПТУ с турбинами типа Р отсутствует.

Тип ПР или ТР — турбины с противодавлением и одним производственным (ПР) или теплофикационным (ТР) регулируемым отбором пара. В этих турбинах часть пара отбирается из промежуточной ступени, а остальная его часть расширяется в последующих ступенях до давления выше атмосферного.

Конденсатор в ПТУ с турбинами типа ПР или ТР также отсутствует.

В обозначения турбин входят буквы и цифры. Буквы указывают тип турбины, а следующие после них группы цифр — ее мощность, начальное давление пара, давление отбираемого пара пли ее противодавление. Для конденсационных турбин указыва­ется номинальная мощность, а для остальных — номинальная и максимальная.

Номинальной мощностью конденсационных турбин называют мощность, которую они развивают на зажимах турбогенератора при номинальных значениях основных параметров и использо­вании нерегулируемых отборов для постоянных собственных нужд ТЭС. Номинальная мощность турбин других типов — это наибольшая мощность, развиваемая на зажимах турбогенерато­ра при номинальных значениях основных параметров. Макси­мальной мощностью этих турбин является мощность, развивае­мая на зажимах турбогенератора при работе в конденсационном режиме, т. е. при отключенных регулируемых отборах пара.

Рассмотрим примеры обозначений паровых турбин. К-200-130 — турбина типа К, номинальной мощностью 200 МВт, с начальным абсолютным давлением пара 12,8 МПа; П-6-35/5 —турбина типа П, номинальной мощностью 6 МВт, с начальным абсолютным давлением пара 3,4 МПа и абсолют­ным давлением отбираемого пара 0,5 МПа; Т-110/120-130 —турбина типа Т, номинальной мощностью 110 МВт и максимальной мощностью 120 МВт, с начальным аб­солютным давлением пара 12,8 МПа; ПТ-25/30-90/10 —турбина типа ПТ, номинальной мощностью 25 МВт и максимальной мощностью 30 МВт, с начальным абсо­лютным давлением 8,8 МПа и абсолютным давлением отбирае­мого пара 1,0 МПа; Р-100/105-130/15 —турбина типа Р, номинальной мощностью 100 МВт и максимальной мощностью 105 МВт, с начальным аб­солютным давлением пара 12,8 МПа и абсолютным давлением пара за турбиной (противодавлением) 1,45 МПа; ПР-12/15-90/15/7 —турбина типа ПР, номинальной мощно­стью 12 МВт и максимальной мощностью 15 МВт, с начальным абсолютным давлением пара 18,8 МПа, абсолютным давлением отбираемого пара 1,45 МПа и абсолютным давлением пара за турбиной (противодавлением) 0,7 МПа.
2. ОСНОВЫ ГАЗОДИНАМИКИ СЖИМАЕМОЙ ЖИДКОСТИ
2.1 Уравнения равновесия и движения жидкостей

Жидкость, как сплошная среда, отличается от твердого тела легкой подвижностью своих частиц. В механике сплошной средой называют физические объекты, основные характеристики кото­рых (плотность, давление, температура и др.) изменяются не­прерывно. Движения жидкостей и газов имеют много общих свойств, поэтому их обычно изучают вместе.

В зависимости от основных свойств — сжимаемости и вязкости — жидкости соответственно разделяют на несжимаемые и сжимаемые и идеальные (невязкие) и реальные (вязкие).

Сжимаемость — это свойство вещества сопротивляться изменению своего объема. Если плотность среды при изменении давления и температуры не изменяется, такую среду называют несжимаемой. Плотность капельной жидкости (например, воды) при изменении давления практически не изменяется. Вообще оценку сжимаемости производят по числу Маха (М). Отношение скорости течения газа с в данной точке к местной скорости зву­ка а называют числом М или числом Маха:

М = с/а. (2.1)

Скорость звука в газе определяется его температурой и фи­зическими свойствами:

, (2.2)

где р — давление, v — удельный объем и Т — температура (К) газа в данной точке; R — универсальная газовая постоянная; k — показатель адиабаты.

В зависимости от числа М различают дозвуковые (М<1), звуковые (М=1) и сверхзвуковые (М>1) течения газов.

Число М является критерием сжимаемости. Действительно, предполагая в одномерном стационарном адиабатном потоке идеального газа изоэнтропное торможение, можно получить, на­пример, для дозвукового течения (М<1) приближенные форму­лы, показывающие зависимость отношения плотностей газа от числа М:

. (2.3)

Для разности давлений газа в этом случае

. (2.4)

Так как в несжимаемой жидкости ρ=const=ρ₀, делают тем меньшую ошибку, чем меньше число М. Например, воду нельзя рассматривать как несжимаемую жидкость при скорости более 400 м/с (такая скорость на практике не наблюдается), если ошибка в определении плотности не превосходит 3%. Воздух при скорости 100 м/с можно также считать несжимаемым, если погрешность в определении плотности не превосходит 4%.

Под жидкостью обычно понимают капельную жидкость, газ или пар. Следовательно, газ можно рассматривать как частный случай жидкости.

Для изменения формы твердого тела к нему необходимо приложить силы конечного, иногда довольно большого значения. Для медленной деформации жидкости достаточны самые ничтожные силы, которые в предельном случае бесконечно малой деформации равны нулю. Однако жидкость, подобно твердому телу, при быстрой деформации оказывает ей сопротивление. Но как только движение жидкости прекращается, это сопротивление очень быстро исчезает. Свойство жидкости оказывать сопротивление деформации называют вязкостью. При деформации вязкость проявляется в виде внутреннего трения.

Если в движущемся газе отсутствует внутреннее трение, такой газ называют идеальным. Реальные газы вследствие вязкости не могут скользить вдоль поверхности тела, так как скорости частиц, граничащих (соприкасающихся) с ней, равны нулю. Газ как бы «прилипает» к поверхности тела. Однако эта скорость резко возрастает при удалении от обтекаемой поверхности. На внешней границе весьма тонкого по сравнению с размерами тела пограничного слоя скорости газа достигают значений, соответствующих значениям свободного скольжения идеального газа. Поэтому понятие идеального газа может быть применено при расчете обтекания таких тел, как крыло, лопатки турбины, и др. В случае если пограничный слой отрывается от поверхности тела, характер течения вязкого газа значительно отличается от характера течения идеального газа.

При расчете паровых турбин непрерывное течение газа (перегретого пара) можно рассматривать как равновесный процесс. Это означает, что движущийся пар находится в термодинамиче­ском равновесии и имеет вполне определенные значения параметров (t и р, h и s и т. д.), непрерывно изменяющиеся с течени­ем времени и при переходе от одной точки потока к другой. Движение идеального газа при большинстве расчетов считают стационарным (установившимся). Таким образом, в каждой точке потока газа скорости с, а также другие параметры (р, v, t и т. д.) имеют определенные, не изменяющиеся во времени значения. Как правило, течение считают одномерным, т. е. изменения параметров и скорости газа происходят в одном направлении, а в остальных они либо постоянны, либо принимаются равным осредненным значениям.

Для расчета течения жидкости используют пять законов, выражающихся следующими уравнениями: сохранения массы (уравнение неразрывности); сохранения энергии (первый основной закон термодинамики); сохранения количества движения (закон импульсов); термическое уравнение состояния; калорическое уравнение состояния. Двумя последними уравнениями выражается второй основной закон термодинамики. Канал, в котором поток плавно ускоряется, называют соплом. Рассмотрим состояние газа в сечениях 1—1 и 2—2 сопла

(рис. 2.1) и запишем перечислен­ные уравнения.



Рис. 2.1 Схема течения газа через сопло произвольной формы