Перевод конденсационной турбины

На ухудшенный вакуум

При ухудшении вакуума (повышении давления в конденсаторе) возрастает температура отработавшего пара и температура насыщения. Это позволяет использовать его для подогрева сетевой или подпиточной воды. Использование конденсатора в качестве сетевого подогревателя значительно снижает стоимость реконструкции, так как позволяет обой-тись без специального сетевого подогревателя. Переход с теплофикацион-ного (зимнего) режима на конденсационный (летний) осуществляется простым переключением задвижек. Летом в трубки конденсатора подается охлаждающая вода из водоема, а зимой – сетевая, теплофикационная вода рис. IX.1. Необходимое противодавление в конденсаторе определяется требуемой температурой нагрева сетевой воды. Так, для нагрева сетевой воды до температуры 90 ^оС давление в конденсаторе должно составлять 0,82 бар, до 100 ^оС – 1,2 бар и т. д. Столь значительное ухудшение вакуума вызывает, естественно, уменьшение теплоперепада турбины и как следствие – электрической мощности (на 35–40 %). Причем уменьшение теплоперепада приходится на несколько последних ступеней и особенно – самой последней. Их внутренние КПД резко снижаются и могут достигать отрицательных значений из-за больших потерь на вентиляцию пара. Одновременно повышается температура отработавшего пара. Логичным представляется удаление этих ступеней вплоть до тех, давление в которых остается прежним (расчетным). Удаляются диафрагмы и снимаются с дисков рабочие лопатки, или же насадные диски полностью снимаются с вала после их нагрева. Однако если турбоагрегат предполагается использовать на теплофикационном режиме только в отопительный период (зима), а в остальное время (лето) он должен работать при нормальном вакууме в расчетном конденсационном режиме, то после удаления нескольких последних ступеней и обратного перевода турбины на нормальный вакуум теплоперепад последней из оставшихся ступеней очень сильно возрастет. Это приведет  к резкому увеличению напряжений в диафрагме и рабочих лопатках, что заставит значительно снижать расход свежего пара, следовательно, электрическую мощность. Поэтому при переводе турбины на ухудшенный вакуум необходимо рассматривать оба варианта и оценивать все последствия реконструкции, включая оценку напряжений в наиболее нагруженных деталях. Это позволит сформулировать рекомендации по усилению профилей лопаток, замене диафрагм, снижению расхода пара и пр.

Первый вариант перевода – без удаления последних ступеней. На теплофикационном режиме (зима) относительный внутренний КПД этих ступеней резко снижается, снижая КПД всей турбины. Однако после перевода турбины на нормальный вакуум после окончания отопительного сезона (лето) турбина сможет работать в обычном расчетном режиме. Напряжения в деталях турбины при этом не возрастают. Этот вариант может подойти для установок с относительно коротким периодом тепловой нагрузки (например, в г. Сочи) и когда она резко снижается с окончанием отопительного сезона.

Второй вариант перевода – с удалением нескольких последних ступеней, давление за которыми в расчетном режиме ниже принятого противодавления. На теплофикационном режиме (зима) все оставшиеся ступени турбины будут работать с расчетным КПД. Однако после окончания отопительного сезона и перевода турбины на нормальный вакуум (лето) теплоперепад последней из оставшихся ступеней резко возрастет. Это будет сопровождаться значительным увеличением напряжений в рабочих лопатках и диафрагме, что заставит значительно снижать расход пара и мощность турбины или усиливать проблемные детали. Такой вариант может подойти для установок с длительным периодом тепловой нагрузки (например, в г. Норильске) и постоянной тепловой нагрузкой (например, с нагрузкой горячего водоснабжения).

Методика расчетов при переводе на ухудшенный вакуум приведена  в Приложении IX.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Приводится краткое описание рассчитанной турбины или цилиндра: параметры и расход пара; тип и размеры регулирующей ступени; число нерегулируемых ступеней; размеры первой и последней ступеней; КПД ступеней и турбины в целом; внутренняя мощность турбины. Излагаются основные результаты расчетов закрутки и прочностных расчетов (изме-нение параметров пара по высоте, треугольников скоростей и профилей лопаток; осевое усилие и способы его компенсации, напряжения в лопатке и диафрагме, марки выбранных сталей и т. д.). Приводится анализ результатов реконструкции турбины (напряжения в деталях, КПД турбины, процесс расширения и т. д.).

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ  СПИСОК

1. Турбины тепловых и атомных электростанций / Под ред. А. Г. Кос-тюка, В. В. Фролова. М.: изд-во МЭИ, 2001. – 488 с.

2. Яблоков, Л. Д. Паровые и газовые турбоустановки / Л. Д. Яблоков, И. Г. Логинов. – М.: Энергоатомиздат, 1988. –352с.

3. Трухний, А. Д. Стационарные паровые турбины / А. Д. Трухний. – М.: Энергоатомиздат, 1990. – 640 с.

4. Трухний, А. Д. Теплофикационные паровые турбины и турбоуста-новки / А. Д. Трухний, Б. В. Ломакин. – М.: изд-во МЭИ, 2002. –540 с.

5. Трухний, А. Д. Атлас конструкций деталей турбины / А. Д. Трух-ний, Б. Н. Крупенников, С. В. Петрунин. – М.: изд-во МЭИ, 65 с.

6. Жирицкий, Г. С. Конструкция и расчет на прочность деталей паро-вых и газовых турбин / Г. С. Жирицкий, В. В. Стрункин. – М.: Машино-строение, 1968. – 520 с.

7. Костюк, А. Г. Сборник задач по динамике и прочности турбо-машин / А. Г. Костюк. – М.: Машиностроение, 1990. – 334 с.

8. СТО 4.2-07-2010. Стандарт организации. Система менеджмента ка-чества. Общие требования к построению, изложению и оформлению доку-ментов учебной и научной деятельности. СФУ. – Красноярск, 2010. – 57 с.

9. Дейч, М. Е. Атлас профилей решеток осевых турбин / М. Е. Дейч, Г. А. Филиппов, Л. Я. Лазарев. – М.: Машиностроение, 1965.

10. Турбины паровые стационарные для привода турбогенераторов. Типы и основные параметры. ГОСТ 3618–82. – М.: изд-во стандартов, 1982.

11. Самойлович, Г. С. Переменные и переходные режимы в паровых турбинах / Г. С. Самойлович, Б. М. Трояновский – М.: Энергоатомиздат, 1982. – 496 с.

ПРИЛОЖЕНИЕ I