способы повышения экономичности ктэу.

    области применения различных тепловых схем

 

Экономичности КТЭУ можно добиться, если улучшить экономические показатели составляющих, входящих в формулу КПД КТЭУ:

 

 

где:

– КПД тепловой схемы, оценивающий совершенство взаимосвязей

     между элементами установки, и систем, обслуживающих ее основные

     элементы. На КПД тепловой схемы влияют: значения энтальпии

     рабочих сред; начальные и конечные параметры пара; тип

     регенеративного процесса, число ступеней регенерации; тип

    применяемых водоподогревателей, число отборов пара (для схем 1-го

    рода), характер процессов теплообмена в теплообменниках и другие

    факторы;

– КПД главных котлов;

– эффективный КПД главной турбины;

– коэффициент общесудовых затрат, характеризующий расход

    пара на общесудовые потребители;

 

В общем случае, для повышения экономичности КТЭУ возможно использование следующих технических решений:

 

· увеличение начальных параметров пара. Этот способ повышения КПД достаточно эффективен и часто используется в совокупности с промежуточным перегревом пара. В КТЭУ с ППП повышением начального давления пара можно увеличить КПД установки на 3 ÷ 8 %, повышением начальной температуры – на 2,5 ÷ 5 %;

 

· увеличение числа ступеней регенеративного подогрева питательной воды. КПД цикла КТЭУ повышается:

- при одноступенчатом подогреве питательной воды – на 3,5 ÷ 4,0%;

- при двухступенчатом – на 5,5 ÷ 6,0 %;

- трехступенчатом    – на 7,0 ÷ 7,5 %;

- четырехступенчатом – на 8,0 ÷ 8,5 %.

Увеличение числа ступеней подогрева более пяти не дает ощутимого выигрыша в повышении КПД, но значительно усложняет тепловую схему установки, систему регулирования и управления КТЭУ, и увеличивает массогабаритные показатели и стоимость установки. Увеличение числа ступеней регенерации неразрывно связано с повышением начальных параметров пара. Чем более высокими будут начальные параметры пара, тем больше ступеней регенерации возможно применить, тем более высокой будет температура питательной воды на выходе из последней ступени подогрева;

 

· увеличение КПД главных котлов: возможно за счет снижения потерь теплоты в котлах:

- от химической и механической неполноты сгорания топлива, что в свою очередь достигается совершенствованием процессов сгорания топлива;

- с уходящими газами, за счет совершенствования и оптимизации процессов теплопередачи в трубных поверхностях нагрева котла и использования развитых хвостовых поверхностей нагрева;

- в окружающее пространство, за счет применения более совершенных способов изоляции котла и поддержания качественного состояния изоляции котлов в процессе эксплуатации;

 

· увеличение КПД ГТЗА: достигается совершенствованием аэродинамики проточной части турбины, увеличением частоты вращения ротора, применением планетарных передач, заменой реверсивных турбин реверсивными ВРШ, возрастанием агрегатной мощности, совершенствованием аэродинамических характеристик регулирующих органов;

 

· увеличение КПД вспомогательных механизмов: позволяет снизить расход пара на вспомогательные механизмы, и тем самым улучшить характеристику тепловой схемы;

 

· исключение маломощных турбоприводов с низким КПД и замена турбоприводных вспомогательных механизмов на электроприводные. В этом случае в тепловой схеме используется единственный вспомогательный турбомеханизм – турбогенератор, имеющий достаточно высокий КПД, остальные вспомогательные механизмы электрифици-рованы. В некоторых случаях для ряда турбомеханизмов используется групповой привод, в котором один мощный и имеющий высокий КПД турбомеханизм приводит в действие сразу несколько вспомогательных механизмов. Например, в ПКБТ от одного турбопривода производится раздача мощности на три насоса: конденсатный, бустерный и питательный. Часто групповой привод используется в конструкции турбогенераторов, когда от вала турбогенератора мощность передается на навешенные питательный и масляный насосы. Прирост КПД за счет использования группового привода может достичь 2,4 %;

 

· применение самопроточной циркуляции взамен принудительной, когда для прокачки трубной системы главного конденсатора вместо напора циркуляционного насоса используется динамический напор набегающего потока воды. При этом турбопривод ТЦН отключается, уменьшая расход пара в тепловой схеме на маломощные вспомогательные механизмы Прирост КПД может составить 0,9 %;

 

· уменьшение потерь теплоты с забортной водой. В тепловых схемах КТЭУ прокачивание маслоохладителя, холодильников эжекторов и конденсатора испарительной установки часто производится забортной водой. При этом часть теплоты, полученной в паровом котле, передается  забортной воде. Если обеспечить прокачку теплообменников конденсатом главного цикла, то можно уменьшить потери теплоты во внешнюю среду и вернуть теплоту обратно в цикл. Эти мероприятия могут дать прирост КПД КТЭУ до 0,5 %;

 

· замена эжекторов вакуумными насосами. При этом из тепловой схемы исключаются струйные насосы (эжекторы), имеющие относительно низкий КПД и потребляющие некоторое количество пара для работы. Замена эжекторов на вакуумные электронасосы уменьшает общий расход пара на нужды установки и может дать прирост КПД КТЭУ до 0,2 %.

 

Термодинамическая природа регенеративных тепловых схем 1-го и 2-го рода полностью идентична, не смотря на их разнородный состав. При этом давления отбираемого из турбин греющего пара в схемах 1-го рода изменяются в зависимости от режима работы главных турбин. В схемах 2-го рода параметры пара, подаваемого на приводы вспомогательных механизмов, и давление греющего пара постоянны, и не зависят от режима работы главной турбины. Это различие между тепловыми схемами в основном и определяет области их применения в составе котлотурбинной установки судна.

Схемы 1-го рода, как более экономичные и совершенные, следует применять в составе КТЭУ транспортных и пассажирских судов, имеющих постоянную рейсовую скорость хода. Значительную часть ходового времени у таких судов составляет режим полного хода, при этом главные турбины и сама тепловая схема работают в стабильном режиме без резких изменений параметров греющего пара и конденсата. Основной задачей системы авторегулирования при этом является поддержание основных параметров работы установки на расчетном ходовом режиме. Со схемами 1-го рода целесообразно применять промежуточный перегрев пара, еще больше увеличивающий экономичность установки, и позволяющий в определенных пределах снизить массогабаритные показатели главных турбин и турбоприводов. Осуществление реверса и изменение скорости хода судна при этом возможны за счет использования в составе пропульсивного комплекса винтов регулируемого шага.

 

В установках, длительное время работающих на средних, малых ходах, и в режимах частой смены ходов и реверсирования, применение схем 1-го рода крайне затруднительно. При таких условиях работы энергетической установки целесообразно использовать тепловые схемы 2-го рода, в которых регенерация тепла осуществляется отработавшим паром вспомогательных турбомеханизмов. В этих установках главная турбина выполняется без отборов пара, а вспомогательные турбины работают на противодавление, величина которого определяется оптимальной температурой питательной воды. При этом часть вспомогательных механизмов может работать на вакуум. Вне зависимости от режима работы главной турбины, вспомогательные механизмы работают на постоянных и стабильных параметрах пара, поддерживаемых автоматически, а на первое место в таких установках вместо показателей экономичности выходят такие качества, как надежность управления, высокая маневренность, малые массогабаритные показатели, способность работать в различных динамических режимах, в том числе при резких сменах ходов и частых реверсах. Такими качествами должны обладать КТЭУ, устанавливаемые на судах ледового класса, ледоколах, крупных паромах, рыболовных судах и на боевых кораблях.

 

Более простые нерегенеративные тепловые схемы обычно применяют в таких установках, в которых вопрос экономичности установки не является главным, а на первый план выходят вопросы максимально возможной простоты тепловой схемы и надежности ее работы на всех режимах. Такие тепловые схемы применяют в основном на судах и кораблях с ЯЭУ. При этом используется практически полная электрификация приводов вспомогательных механизмов и навешивание части вспомогательных механизмов на валы турбогенераторов.

 

Применение достаточно сложных и разветвленных тепловых схем 3-го рода в судовых КТЭУ должно быть оправдано экономически.

Размещение ктэу на судне

 

Способ размещения КТЭУ на судне зависит от класса судна, рода выполняемых им задач, объемов энергетических помещений, типа тепловой схемы энергетической установки и от многих других факторов.

Для одновального судна обычно применяется совместное размещение котельной и турбинной установки в едином машинно-котельном отделении (рис. 82. а). При этом работу единственного ГТЗА могут обеспечивать один - два главных котла. Размещение всех главных и вспомогательных механизмов в одном отсеке судна способствует сокращению длины трубопроводов обслуживающих систем, главных и вспомогательных паропроводов, облегчает управление и наблюдение за работой установки из поста дистанционного управления. Вариантов размещения основного оборудования КТЭУ на судах, имеющих две, три и четыре линии вала, намного больше. Основными способами размещения КТЭУ при этом являются: линейный, эшелонный и совмещенно-эшелонный способы размещения.

 

Линейное размещение

 

При линейном размещении КТЭУ на судне котлы располагаются в котельных отделениях, главные турбины – в турбинных отделениях. При этом все турбинные отделения судна располагаются в корме за всеми котельными отделениями. Возможны два варианта линейного размещения.

Первый вариант (рис. 82. б) предполагает размещение всех котлов судна с обслуживающими их системами в котельном отделении, всех турбоагрегатов – в следующем за ним машинном отделении. При таком размещении достигается максимальная компактность установки, минимальная протяженность энергетических помещений, систем и паропроводов. При этом возможна работа каждого котла на свой ГТЗА, или с помощью перемычек по паровым и водяным системам допускается работа в следующих вариантах: левый котел на правый ГТЗА, правый котел на левый ГТЗА, работа одного котла на оба ГТЗА. Недостатком такой схемы размещения является тот факт, что при аварийном повреждении котельного (либо машинного) отделения, все котлы (или турбины) выходят из строя, что делает невозможным дачу судном хода.

Второй вариант линейного размещения (рис. 82. в) предполагает размещение каждого котла с обслуживающими системами в своем котельном отделении, каждого ГТЗА – в своем машинном отделении. При этом обеспечивается повышенная живучесть установки (при аварийном повреждении одного из котельных или машинных отделений судно не останется без хода, практически всегда остается возможность дать ход от неповрежденного котла или ГТЗА), но такой вариант размещения увеличивает протяженность помещений энергетической установки, длину паропроводов и систем ГЭУ.

 

Рис. 82. Способы совмещенного, линейного и совмещенно-эшелонного размещения КТЭУ на судне.   МО – машинное отделение; КО – котельное отделение; МКО – машинно-котельное отделение; НМКО – носовое МКО; КМКО – кормовое МКО; ОВМ – отделение вспомогательных механизмов.

Эшелонное размещение

 

В такой схеме размещения КТЭУ (рис. 83) каждое машинное отделение судна размещается вслед за обслуживающими его котельными отделениями. При этом котельные и машинное отделения, работающие совместно, образуют автономный эшелон энергетической установки. В случае двухвальной схемы размещения эшелоны имеют наименования: носовой (или правый) и кормовой (или левый). При трехвальной схеме размещения – носовой, средний и кормовой эшелоны. С помощью межэшелонных перемычек по паровым системам и конденсату, возможна работа котлов одного эшелона на ГТЗА любого другого эшелона.

Эшелонное размещение основных механизмов КТЭУ обеспечивает самую высокую степень живучести энергетической установки среди других схем размещения, но в то же время энергетические помещения при такой схеме размещения обладают самой большой протяженностью по длине судна.

 

 

Совмещенно - эшелонное размещение

 

Совмещено-эшелонная схема размещения оборудования КТЭУ предполагает расположение в каждом машинно-котельном отделении двух главных котлов вместе с обслуживаемым ГТЗА (рис. 82. г). При этом значительно сокращается длина паропроводов и трубопроводов обслуживающих систем, повышается удобство эксплуатации установки. Оба эшелона – носовой и кормовой – являются автономными, но с помощью перемычек по пару и обслуживающим системам возможна работа котлов носового эшелона на оба ГТЗА, или ГТЗА кормового эшелона; и котлов кормового эшелона на оба ГТЗА, или ГТЗА носового эшелона. Между МКО размещается отсек вспомогательных механизмов, в котором расположены турбогенераторы, опреснительные установки, вспомогательная котельная установка, пароэжекторные холодильные машины и другое вспомогательное оборудование. Совмещенно-эшелонная схема размещения КТЭУ достаточно компактна и обладает повышенной живучестью из-за сокращения длины энергетических помещений, числа вспомогательных механизмов, длины дымоходов и паропроводов. Живучесть установки также повышается за счет включения промежуточного отсека с расположенными в нем вспомогательными механизмами. Такая схема размещения широко используется на современных боевых кораблях ВМФ.

 

 

Рис. 83. Эшелонное размещение КТЭУ на двухвальном и трехвальном судне.   КО – котельное отделение; МО – машинное отделение;

 

 

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

 

1. Артемов Г.А., Волошин В.П. Судовые энергетические установки. – Л.: Судостроение, 1987;

2. Верете А.Г., Дельвинг А.К. Судовые паровые и газовые энергетические установки. − М.: Транспорт, 1990;

3. Енин В.И. Судовые паровые котлы. − М.: Транспорт, 1984;

4. Индейкин А.И., Александровский Ю.В. Корабельные паровые котлы: Основы теории и расчетов. Изд. ЛенВВМИУ,1971;

5. Кошелев И.Ф., Пимошенко А.П. Справочник судового механика по теплотехнике. – Л.: Судостроение, 1987;

6. Курзон А.Г., Маслов Л.А. Судовые турбинные установки: Учебное пособие. – Л.: Судостроение, 1991;

7. Лубочкин Б. И. Морские паровые котлы. − М.: Транспорт, 1970;

8. Пираниан Б.Н., Баранов В.В. Судовые котельные работы: Учебное пособие. – Л.: Судостроение, 1989;

9. Пушкин Н.И., Волков Д.И. Судовые парогенераторы. − Л.: Судостроение, 1977;

10. Румянцев Н.И., Булах К.Г. Справочник корабельного инженера-механика. – М.: Воениздат, 1984;

11. Слободянюк Л.И., Поляков В.И. Судовые паровые и газовые турбины и их эксплуатация. – Л.: Судостроение, 1983;

12. Трубилов М.А., Арсеньев Г.В. Паровые и газовые турбины: Учебник для вузов. – М.: Энергоатомиздат, 1985.

ОГЛАВЛЕНИЕ

 

	ПРЕДИСЛОВИЕ …………………………………………………….	3
	ПРИНЯТЫЕ СОКРАЩЕНИЯ ……………………………………...	4
	ГЛАВА 3. КОТЛОТУРБИННЫЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ	6
	СУДОВЫЕ ПАРОВЫЕ КОТЛЫ	11
3.1	Назначение и классификация судовых паровых котлов ………….	11
3.2	Характеристики паровых котлов …………………………………...	13
3.3	Конструктивные особенности и принцип действия различных типов паровых котлов:	17
	- огнетрубные котлы ………………………………………………	17
	- водотрубные котлы с естественной циркуляцией ……………..	22
	- прямоточные паровые котлы ……………………………………	32
	- котлы с принудительной циркуляцией малой кратности ……..	35
	- котлы с многократной принудительной циркуляцией ………..	37
	- особенности высоконапорных котлов …………………………	39
	- двухконтурные паровые котлы …………………………………	41
	- вспомогательные и утилизационные паровые котлы …………	43
3.4	Топочные процессы. Топки паровых котлов. Топлива, применяемые в судовых паровых котлах …………………………	46
3.5	Конструкция основных элементов паровых котлов ………………	49
	- топочные устройства …………………………………………….	49
	- парообразующие поверхности нагрева ………………………...	52
	- коллекторы паровых котлов …………………………………….	53
	- пароперегреватели ………………………………………………	55
	- хвостовые поверхности нагрева ………………………………...	56
	- арматура паровых котлов ………………………………………..	59
	- футеровка и изоляция паровых котлов …………………………	60
	- каркас, обшивка, фундаменты и опоры паровых котлов ……...	62
3.6	Тепловой баланс и КПД парового котла. Потери теплоты в паровом котле ………………………………………………………..	64
3.7	Принципы регулирования основных параметров работы паровых котлов. Системы, обслуживающие работу паровых котлов ….…..	70
	- принципы регулирования уровня воды в котле. Питательные системы паровых котлов ………………………………………...	70
	- принципы регулирования давления пара в котлах. Топливные системы паровых котлов ………………………………………...	74
	- регулирование подачи воздуха в паровых котлах. Воздушные системы паровых котлов ………………………………………...	78
	- система защиты паровых котлов..……………………………...	81
	- система теплотехнического контроля паровых котлов ……….	82
	- вспомогательные системы паровых котлов …………………...	82
3.8	Расчеты паровых котлов ……………………………………………	87
	СУДОВЫЕ ПАРОВЫЕ ТУРБИНЫ	93
3.9	Классификация и особенности паровых турбин …………………..	93
3.10	Принцип действия активной и реактивной ступеней турбины. Преобразование энергии пара ………...……………………………	95
	- активная турбинная ступень …………………………………….	97
	- реактивная турбинная ступень ………………………………….	98
3.11	Многоступенчатые паровые турбины ……………………………..	101
	- двухвенечная турбинная ступень ……………………………….	101
	- многоступенчатые турбины …………………………………….	104
3.12	Радиальные и радиально-осевые турбины ………………………...	106
3.13	Разделение потоков пара. Многокорпусные турбины ……………	109
3.14	Ступени полного и экономического хода. Обводы пара ………	110
3.15	Конструкция основных элементов паровых турбин ……………...	112
	- проточные части паровых турбин …..…………………………..	112
	- роторы паровых турбин …..……………………………………..	120
	- корпус паровой турбины …..…………………………………….	123
	- уплотнения паровых турбин …..………………………………...	123
	- подшипники паровых турбин …..……………………………….	126
	- валоповоротные устройства ….…………………………………	127
3.16	Потери энергии в паровых турбинах ………………………………	128
3.17	Особенности расширения пара в многоступенчатых турбинах. Мощность и КПД паровой турбины ……………………………….	131
3.18	Способы регулирования мощности паровых турбин ……………..	134
3.19	Системы паротурбинных установок ……………………………….	139
	- система смазки ГТЗА ….………………………………………...	139
	- конденсационная установка ….……….…………………………	141
	- конденсатно-питательная система …..………………………….	144
	- система поддержания вакуума в главном конденсаторе …..…	145
	- система уплотнений турбин и отсоса пара из уплотнений …....	147
	- паровые системы паротурбинной установки …..………………	148
	- система регулирования, управления и защиты ГТЗА …..……..	149
	ТЕПЛОВЫЕ СХЕМЫ КТЭУ	151
3.20	Нерегенеративные тепловые схемы КТЭУ ………………………..	155
	- тепловые схемы простейших КТЭУ …..………………………..	155
	- тепловая схема КТЭУ со вспомогательными механизмами, работающими на вакуум (схема «К») …...……………………...	157
	- тепловая схема КТЭУ со вспомогательными механизмами, работающими на противодавление (схема «П»).……………...	158
3.21	Регенеративные тепловые схемы 2-го рода ……………………….	160
	- тепловая схема КТЭУ с водоподогревателем поверхностного типа (схема «ВПП»)..……………………………………………	161
	- тепловая схема КТЭУ с водоподогревателем смесительного типа (схема «ВПС») …...…………………………………………	163
	- регенеративная тепловая схема 2-го рода для реальной КТЭУ	165
3.22	Регенеративные тепловые схемы 1-го рода ……………………….	168
3.23	Тепловые схемы с промежуточным перегревом пара …………….	172
3.24	Способы повышения экономичности КТЭУ. Области применения различных тепловых схем ……………………………	174
3.25	Размещение КТЭУ на судне ………………………………………..	178
	СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ	182

 

ДЛЯ ЗАМЕТОК

 

 

 

                                          Болдырев Олег Николаевич

                                          Судовые энергетические установки

                                          Часть 2.

                                          Котлотурбинные энергетические установки

 

 

                                          Учебное пособие

 

 

                                          Редактор Болдырев О.Н.

                                          Корректор

                                          Компьютерный набор и верстка

                                          Болдырев О.Н.

 

 

Лицензия 99М(03), ЛР № 020957 от 17.02.98

 

Сдано в производство 20.06.2004. Подписано в печать ХХ.ХХ.ХХХХ

Формат ХХхХХ/ХХ. Бумага типографская. Усл. печ. л. ХХ

Заказ № ХХХ. Тираж ХХХ экз. Темплан ХХХХ, из № ХХ

 

 

Редакционно-издательский отдел СевмашВТУЗа

164500, г. Северодвинск, ул. Воронина, 6