Общая энергетика

Вся экранная система испарительных и пароперегревательных труб имеет возможность свободно удлиняться вниз.

Для удаления с поверхности труб конвективной шахты отложений, образующихся при сжигании мазута, используется система дробеочистки. Поднимаемая пневмотранспортным устройством чугунная дробь выбрасывается затем в конвективную шахту и, падая, сбивает с труб накопившиеся отложения, которые уносятся затем дымовыми газами.

Вращающийся регенеративный воздухоподогреватель устанавливается на индивидуальной опорной конструкции на некотором расстоянии от котла.

Расход топлива котельным агрегатом -- примерно 29 000 кг/ч мазута или 30 000 м3/ч природного газа. Температура питательной воды 230 °С; КПД котла 92,5 %; температура горячего (после воздухоподогревателя) воздуха -- около 300 °С; температура уходящих газов при работе на мазуте 130 °С, при работе на природном газе 120 °С.

Основным типом паровых котлов малой производительности, широко распространенных в различных отраслях промышленности, на транспорте, в коммунальном и сельском хозяйстве (пар используется для технологических и отопительно-вентиляционных нужд), а также на электростанциях малой мощности, являются вертикально-водотрубные котлы ДКВР производства Бийского котельного завода. Котлы этого типа выпускаются производительностью от 2,5 до 20 т/ч насыщенного или перегретого пара при давлении 1,4; 2,35 и 3,9 МПа и температуре до 440 °С. Котлы ДКВР являются унифицированными транспортабельными и поставляются заказчику: малые -- в собранном виде; повышенной производительности -- тремя крупными блоками.

ДКВР (рис. 18.8) --двухбарабанные котлы с естественной циркуляцией и экранированной топочной камерой. Барабаны расположены вдоль оси котла, между ними размещен коридорный пучок кипятильных труб Движение топочных газов -- горизонтальное с поперечным смыванием труб и поворотами. Повороты топочных газов обеспечиваются установкой перегородок, первая из которых выполнена из шамотного кирпича, вторая -- из чугуна. Боковые экранные трубы верхними концами закреплены в верхнем барабане, нижние концы экранных труб приварены к нижним коллекторам. Передние опускные трубы, расположенные в обмуровке, являются также дополнительной опорой верхнего барабана. Пароперегреватель, если он имеется, размещается вместо части труб кипятильного пучка (обычно первого газохода). Вход пара в пароперегреватель -- непосредственно из барабана, выход -- в коллектор, расположенный над перекрытием топки.

Температура уходящих из котла газов может достигать 400 °С. Поэтому за котлом часто устанавливают водяной экономайзер либо трубчатый воздухоподогреватель. Это позволяет поднять КПД котла до 90,5 %.



Водогрейные котлы. Водогрейные котлы предназначены для нагрева воды с целью отопления и использования ее для бытовых нужд. Обычно воду тепловой сети подогревают от 70--104 до

150--170 °С. В последнее время имеется тенденция к повышению ее температуры до 180--220 °С. Столь высокий уровень нагрева воды позволяет передать потребителю достаточно большое количество теплоты относительно малым расходом воды. Котлы обычно работают по прямоточной схеме с постоянным расходом воды, а количество передаваемой теплоты регулируется (в зависимости от погодных условий) температурой ее нагрева

Во избежание конденсации водяных паров из уходящих газов и связанной с этим наружной коррозии поверхностей нагрева температура воды на входе в котел должна быть выше точки росы для продуктов сгорания. В этом случае температура стенок труб в месте ввода воды также будет не ниже точки росы Поэтому температура воды на входе не должна быть ниже 60 °С при работе на природном газе, 70 °С при работе на малосернистом мазуте и 110°С при использовании высокосернистого мазута Поскольку в теплосети вода может охлаждаться до температуры ниже 60 °С, перед входом в агрегат к ней подмешивается некоторое количество уже нагретой в котле (прямой) воды.

На рис. 18.9 изображен общий вид газомазутного водогрейного котла типа ПТВМ-ЗОМ-4 теплопроизводительностью при работе на мазуте 41 МВт (35 Гкал/ч), хорошо зарекомендовавшего себя в эксплуатации. Котел имеет П-образную компоновку и оборудован шестью газомазутными горелками (по три на каждой боковой стене) с мазутными форсунками механического распыливания Топочная камера котла полностью экранирована трубами диаметром 60 мм. Конвективная поверхность нагрева выполнена из горизонтальных труб диаметром 28 мм Конвективная шахта также экранирована. Облегченная обмуровка котла крепится непосредственно на трубы, опирающиеся, в свою очередь, на каркасную раму. Котлы этого типа, предназначенные для работы на мазуте, оборудуются дробеочистительной установкой.

Циркуляционная схема котла приведена на рис. 18.10. Вода подводится к фронтовому экрану топочной камеры, выводится -- из бокового экрана топки.

Котлы-утилизаторы. Для использования теплоты отходящих газов различных технологических установок, в том числе и печей, применяются котлы-утилизаторы, вырабатывающие, как правило, пар. При высоких температурах газов (более 900 °С) эти котлы снабжаются радиационными (экранными) поверхностями нагрева и имеют такую же компоновку, как и обычный паровой котел, только вместо топки -- радиационная камера, в которую снизу входят газы. Воздухоподогреватель отсутствует, если нет необходимости в горячем воздухе для нужд производства. Газы сначала охлаждаются в радиационной камере, как в топке «обычного» котла. Большой свободный объем этой камеры позволяет иметь повышенную толщину излучающего слоя и, как следствие, повышенную степень черноты газов. Поэтому здесь преобладает передача теплоты излучением.

Первичное охлаждение газов в свободном от змеевиков объеме необходимо для затвердевания уносимых из печи расплавленных частиц шлака или технологического продукта до того, как они прилипнут к холодным змеевикам и затвердеют на них.

Если отходящий из технологических установок газ не содержит горючих компонентов, то такой котел горелочных устройств не имеет Эти котлы работают с естественной или принудительной циркуляцией и имеют практически все детали описанных выше котельных агрегатов.

При конструировании котлов, использующих тепловые отходы, следует учитывать содержащиеся в греющих газах агрессивные компоненты, например сернистые газы, поступающие из печей обжига серосодержащего сырья. При наличии в подводимых к котлу технологических газах горючих составляющих организуется их предварительное дожигание в радиационной камере, которая в этом случае фактически превращается в топку.

При температурах газов ниже 900 °С в котлах-утилизаторах обычно используются только конвективные поверхности нагрева. Эти агрегаты радиационной камеры не имеют, а целиком выполняются из змеевиков.

Так, в настоящее время выпускается серия унифицированных котлов типа К.У (КУ-125; КУ-ЮО-1; КУ-80-3, КУ-60-2), устанавливаемых за печами заводов черной металлургии. Первая цифра в маркировке означает максимальный часовой расход газов через котел (тыс. м3 при нормальных условиях). Температура газов на входе 650--850 °С. Параметры вырабатываемого пара: давление 1,8-- 4,5 МПа и температура 365--385 °С. Паропроизводительность котла КУ-125, например, составляет 27--41 т/ч. Все котлы этой серии, как и большинство других змеевиковых утилизаторов, работают с многократной принудительной циркуляцией воды через испарительные поверхности (рис. 18.11). Вода, подогретая в водяном экономайзере 5, подается в барабан 3, откуда забирается циркуляционным насосом 2 и прокачивается через испарительные змеевики 4. Затем пароводяная смесь возвращается в барабан, где пар отделяется от воды. Вода вновь направляется в циркуляционный насос, а отсепарированный пар -- в пароперегреватель 1, который установлен в зоне повышенной температуры газов.

4.4 Тепловой баланс парового котла

Тепловой баланс котла, как и любого теплотехнического агрегата, характеризуется равенством между количествами подведенной (располагаемой) и расходуемой теплоты: Qприх = Qрасх Обычно тепловой баланс составляют на единицу количества сжигаемого топлива 1 кг твердого или жидкого, либо 1 м3 газообразного топлива, взятый при нормальных условиях. С учетом этого и пренебрегая физической теплотой топлива и холодного воздуха, можно считать

Qприх~Qi (18.4)



Здесь Qrt -- низшая теплота сгорания единицы топлива в рабочем состоянии.

Часть теплоты, затрачиваемая на подогрев, испарение воды и перегрев пара, составляет использованную теплоту Qiостальное -- потери. В итоге уравнение теплового баланса котла будет иметь вид

(18.5)

где Q2, Q3, Q4, Q5 -- потери теплоты соответственно с уходящими газами, от химической неполноты сгорания топлива, от механического недожога, через ограждения топки и конвективных газоходов.

В процентах от располагаемой теплоты Q[ тепловой баланс может быть записан так (см. § 17.1):

100 = q1+q2+q3+q4+Q5 (18.6)

Тепловой баланс парового котла с обозначением основных составляющих приходной и расходной частей приведен на схеме рис. 18.12. Замкнутый контур на рисунке представляет теплоту горячего воздуха Qr в, забираемую от продуктов сгорания при относительно низкой температуре и передаваемую в топку.

Доля теплоты, использованной в котельном агрегате (переданной воде и пару) , есть коэффициент полезного действия котла брутто т)к (так называют КПД, подсчитанный без учета затрат энергии на собственные нужды).

Таким образом,

(18.7)



или

(18.8)

Теплота Q1 воспринятая водой и паром в котле, может быть определена из уравнения

(18.9)

Здесь hne и hnb -- энтальпии перегретого пара и питательной воды.

Рассматривая выражение (18.9) совместно с (18.7), нетрудно получить формулу для расчета расхода топлива, В:

(18.10)



Величина г|к взята здесь в долях единицы.

По формуле (18.7) КПД котла подсчитывают по данным балансовых испытаний (прямой баланс), позволяющих точно измерить расход топлива в установившемся (стационарном) режиме работы. Поэтому испытанию котла должна предшествовать длительная его работа с постоянной нагрузкой, при которой и проводится испытание. Формула (18.8), называемая формулой обратного баланса, используется в расчетах проектируемого котла. При этом каждая из составляющих q, принимается по рекомендациям [16], разработанным на основе многократных испытаний Котлов в условиях, аналогичных проектным. Эта формула используется также в случаях, когда не представляется возможным точно замерить расход топлива. Современные котлы являются довольно совершенными агрегатами; их КПД превышает 90%.



5. Паровые и газовые турбины

5.1 Действие рабочего тела на лопатки

Турбомашина (турбина) является двигателем, в котором теплота рабочего тела -- пара или газа -- последовательно преобразуется в кинетическую энергию струи, а затем в механическую работу.

Вытекающий из сопла поток рабочего тела, обладающий значительной кинетической энергией, действует на лопатки с силой, которая зависит от формы их поверхности (рис. 20.1).

Расчеты по уравнению количества движения показывают, что при прочих равных условиях, например при заданной скорости истечения со и расходе рабочего тела /п, с наибольшей силой поток будет воздействовать на лопатку, форма которой обеспечивает его поворот на 180° (рис. 20.1, б). Если позволить лопаткам перемещаться под действием струи, то движение газа по схеме (рис. 20.1, б) обеспечит при одинаковой во всех схемах скорости и наибольшую мощность, равную произведению действующей на лопатку силы на скорость ее перемещения. Отсюда, в частности, следует, что для получения максимальной работы поток должен не ударяться о поверхность, а обтекать ее плавно, без завихрений.



Но использовать наиболее выгодный (с точки зрения получения максимальной мощности) профиль лопаток для теплового двигателя непрерывного действия, например турбомашины, невозможно, так как практически не удается при вращательном движении диска с лопатками подать на них газ в направлении, совпадающем с плоскостью вращения. Поэтому в турбинах струя газа, вытекающего из неподвижного сопла, подается на лопатки, изогнутые под некоторым углом к плоскости вращения (рис. 20.1, в), причем по конструктивным соображениям этот угол не удается сделать меньше 11 --16° (в ряде случаев его принимают равным 20--30°).

Рассмотренный принцип действия потока на поверхности различных форм называется активным, в отличие от реактивного, когда сила создается за счет реакции струи, вытекающей из сопла (рис. 20.1, г). Реактивная сила, приложенная к цилиндру, направлена согласно третьему закону Ньютона в сторону, противоположную истечению газов. С такой же силой действует струя на поверхность (активный принцип, рис. 20.1, а), но при реактивном способе конструкция теплового двигателя получается более рациональной, так как совмещаются сопловой и двигательный аппараты.

5.2 Активные турбины

Турбины, в которых весь располагаемый теплоперепад преобразуется в кинетическую энергию потока в соплах, а в каналах между рабочими лопатками расширения не происходит (давление рабочего тела не меняется), называются активными или турбинами равного давления.

В простейшей активной турбине рабочее тело поступает в сопло / (или группу сопл), разгоняется в нем до высокой скорости и направляется на рабочие лопатки 2 (рис. 20.2). Усилия, вызванные поворотом струи в каналах рабочих лопаток (см. рис. 20.1, в), вращают диск 3 и связанный с ним вал 4. Диск с закрепленными на нем рабочими лопатками и валом называется ротором. Один ряд сопл и один диск с рабочими лопатками составляют ступень.

Приращение кинетической энергии на выходе из сопла можно определить по формуле (5.11):

(20.1)

где Со, ho -- скорость и энтальпия потока перед соплом; c\^, h\T -- теоретическая скорость и энтальпия потока на выходе из сопла.

Если принять, что перед соплами скорость со = 0, получим

(20.2)

где А/гт -- располагаемый теплоперепад, соответствующий скорости cit.

В реальных условиях в результате трения и завихрений при течении потока часть кинетической энергии направленного движения молекул превращается в энергию неупорядоченного движения молекул, что повышает энтальпию рабочего тела за соплом, уменьшает располагаемый теплоперепад и скорость потока:



(20.3)

где цс -- коэффициент скорости сопла, для сопловых аппаратов современных турбин цс = 0,95 -- 0,98.

На лопатках рабочего колеса кинетическая энергия потока преобразуется в работу. При входе на лопатку окружная составляющая скорости потока совпадает с направлением движения лопатки, а при выходе -- противоположна ей (рис. 20.2). Поэтому абсолютная скорость потока на выходе много меньше, чем на входе.

Движущийся поток действует на рабочие лопатки с силой Р. Проекция этой силы на ось машины Рг (осевая сила) воспринимается упорными подшипниками, предотвращающими смещение ротора вдоль оси, а проекция на направление окружной скорости Ри (окружная сила) вызывает вращение ротора



Одноступенчатая активная турбина была построена Лавалем в 1883г. (рис. 20.3).

Пар поступает в одно или несколько сопл 4, приобретает в них значительную скорость и направляется на рабочие лопатки 5. Отработанный пар удаляется через выхлопной патрубок 8. Ротор турбины, состоящий из диска 3, закрепленных на нем лопаток и вала 1, заключен в корпус 6. В месте прохода вала через корпус установлены переднее 2 и заднее 7 лабиринтовые уплотнения, предотвращающие утечки пара. Так как весь располагаемый теплоперепад срабатывается в одной ступени, то скорости потока в соплах оказываются большими. При расширении, например, перегретого пара, имеющего параметры 1 МПа и 500 °С, до давления 10 кПа теплоперепад округленно равен 980 кДж/кг, что соответствует скорости потока 1400 м/с. При таких скоростях потока неизбежны большие потери и, самое главное, недопустимые по условиям прочности лопаток окружные скорости в них. Поэтому одноступенчатые турбины Лаваля имеют ограниченную мощность (до 1 МВт) и низкий КПД. Все крупные турбины делают многоступенчатыми. На рис. 20.4 показана схема активной многоступенчатой турбины, которая включает несколько последовательно расположенных по ходу пара ступеней, сидящих на одном валу. Ступени отделены друг от друга диафрагмами, в которые встроены сопла.

В таких турбинах давление падает при проходе пара через сопла и остается постоянным на рабочих лопатках. Абсолютная скорость пара в ступени, называемой ступенью давления, то возрастает -- в соплах, то снижается -- на рабочих лопатках. Так как объем пара по мере его расширения увеличивается, то геометрические размеры проточной части по ходу пара возрастают. Если общий телоперепад (h0-hвых) распределить поровну между 2 ступенями давления, то скорость истечения пара из сопл каждой ступени, м/с, Отсюда следует, что применением ступеней давления можно достичь умеренных значений с1, обеспечив высокий КПД.

5.3.Реактивные турбины

Первая модель двигателя, использующего реактивную силу, была построена Героном Александрийским за 120 лет до н э (рис. 20.5).



При истечении пара из сопл здесь возникают реактивные силы, вращающие систему против часовой стрелки. Ступень турбины, по модели Герона, представляла бы собой вращающийся диск с соплами, к которым необходимо организовать непрерывный подвод рабочего тела. Ввиду сложности конструирования таких ступеней, а тем более многоступенчатых турбин, чисто реактивные турбины не создавались Реактивный принцип нашел широкое применение лишь в реактивных двигателях летательных аппаратов (ракет, самолетов и др.).

Практически реактивными называются турбины, у которых располагаемый теплоперепад преобразуется в кинетическую энергию потока не только в соплах, но и на рабочих лопатках.

Отношение теплоперепада на рабочих лопатках Дhл к располагаемому теплоперепаду Дhт называется степенью реактивности:

Щ=Дhл/Дhт (20.4)

При Q = 0 (чисто активная ступень) весь располагаемый теплоперепад, а следовательно, и перепад давлений срабатывается в сопловом аппарате, превращаясь в скоростной напор. Именно такая ступень рассмотрена на рис. 20.2, 20.3. При Q=l (чисто реактивная ступень) весь располагаемый теплоперепад срабатывался бы на рабочих лопатках.Современные мощные турбины выполняют многоступенчатыми с определенной степенью реактивности, чаще и на рабочих лопатках. Ступень срабатывает лишь часть общего перепада давления на турбине, и при большом их числе разность давлений в отдельной ступени получается небольшой, а скорости потока -- умеренными.

При степени реактивности и = 0,5 сопловые и рабочие лопатки имеют одинаковую форму. Более того, один и тот же профиль лопаток может быть использован во всех ступенях турбины, и только длина лопаток изменяется в соответствии с увеличением объема рабочего вещества по мере понижения давления. Это удобно с точки зрения их изготовления.



На левой половине рисунка 20.6 показан корпус или цилиндр высокого давления (ЦВД) конденсационной трехкорпусной трубины мощностью 300 МВт на сверхкритические параметры пара с промежуточным перегревом пара до 565 °С. ЦВД представляет собой двухстенную литую конструкцию. Пар сначала поступает в сопловую коробку 4, расположенную во внутреннем корпусе 3, проходит через ступень 6 с двумя лопатками и пять ступеней давления справа налево Выходя из внутреннего корпуса, пар поворачивается на 180°, проходит между внутренним и наружным / корпусами и поступает далее на шесть ступеней давления При этом он омывает и охлаждает внутренний корпус, а также частично разгружает его стенки, испытывающие внутреннее давление Во внутреннем корпусе диафрагмы 2 крепятся непосредственно в стенке, а в наружном -- в промежуточных обоймах 5 Обоймы позволяют организовать отборы пара для регенерации

После промежуточного перегрева в котле пар с параметрами 3,53 МПа и 565 °С поступает в корпус среднего, а затем низкого давления (справа)

5.4 Мощность и кпд турбины

Работа турбины как теплового двигателя характеризуется внутренней (индикаторной) мощностью, развиваемой лопатками, и эффективной (на валу) мощностью

Эффективная мощность Ne меньше внутренней Ni на значение механических потерь (в подшипниках, на привод вспомогательных механизмов и т д ) Внутренняя мощность Ni меньше мощности N0, которую развивала бы идеальная турбина, на значение внутренних потерь (от трения и завихрения в каналах, от перетечек пара в зазорах помимо сопл и т. д.)

Внутренний относительный КПД учитывает внутренние потери турбины и определяется отношением



(20.5)

Механические потери оцениваются механическим КПД:

(20.6)

Для большинства современных турбин [14] зoi = 0,7ч0,88; змех = 0,99ч0,995.

5.5 Классификация турбин

Турбины паровые стационарные для привода турбогенераторов (ГОСТ 3618-- 82) выпускаются мощностью от 2,5 до 1600 МВт на параметры свежего пара ро = 3,4ч23,5 МПа и to = 435ч565 °С.

Турбины изготовляются следующих типов: конденсационные (К), конденсационные с отопительным (теплофикационным) отбором пара с давлением отбора 0,18 МПа (Т), с производственным отбором пара для промышленного потребления (П), с двумя регулируемыми отборами пара (ПТ), с противодавлением (Р), с производственным отбором и противодавлением (ПР) и теплофикационные с противодавлением и отопительным отбором пара (ТР).В обозначении после буквы (тип турбины) приводится ее номинальная мощность в МВт, а затем номинальное давление пара (перед стопорным клапаном турбины) в кгс/см2. Для турбин П и ПТ в обозначении давления под чертой отмечается номинальное давление производственного отбора или противодавления турбины в кгс/см2.

Пример. Турбина номинальной мощностью 60 МВт на начальное давление 12,74 МПа (130 кгс/см2) с двумя регулируемыми отборами пара -- производственным 1,274 МПа (13 кгс/см2) и теплофикационным отбором обозначается ПТ-60-130/13.

Мощные конденсационные турбины типа К характеризуются тем, что почти весь пар, пройдя через турбину, направляется в конденсатор и выделяющаяся при конденсации теплота полностью теряется. Из нескольких промежуточных ступеней турбины часть пара отбирается для регенеративного подогрева питательной воды, повышающего, как показано в § 6.4, термический КПД цикла. Таких отборов, называемых нерегулируемыми (давление отбора колеблется при изменении нагрузки), может быть от двух до девяти.

В конденсационных турбинах типа Т, предназначенных для совместной выработки электроэнергии и теплоты, пар в количестве, значительно большем, чем на регенерацию, отбирается на теплофикацию, а оставшийся, пройдя последние ступени турбины, направляется в конденсатор. Давление пара, отбираемого на теплофикацию, поддерживается постоянным, отсюда отбор называют регулируемым.

Турбины типа П отличаются от турбин типа Т лишь тем, что пар из них отбирается для промышленного потребления и имеет более высокие параметры. Промышленный отбор также является регулируемым, так как потребители требуют постоянного давления.

Турбины типа Р отличаются от всех предыдущих типов тем, что после них отсутствует конденсатор и весь отработавший пар идет на отопление или производственные нужды.

Турбинами с противодавлением являются также предвключенные турбины, после которых пар используется в турбинах среднего давления. Такие турбины применяют и для «надстройки» турбинного оборудования электрических станций при переводе их на пар более высоких параметров с целью повышения экономичности.

При расширении пара в многоступенчатых турбинах удельный объем его от ступени к ступени возрастает, вызывая увеличение общего объема пара, проходящего через проточную часть турбины. Например, пар, входя в турбину с давлением 2,85 МПа и температурой 400 °С, имеет удельный объем, равный 0,103 м3/кг, а при выходе из турбины в конденсатор, где давление пара 4 кПа и влажность 12 %, удельный объем составляет уже 31 мэ/кг, т. е. в 300 раз больше. Для пропуска возрастающего объема пара приходится увеличивать живое сечение сопл и лопаточных каналов Но с увеличением высоты лопаток и диаметра дисков возрастают окружные скорости их движения, превышать которые по условиям прочности сверх допустимых (н = 350-=-400 м/с) нельзя. Так как наибольшую высоту имеют лопатки последних ступеней, то именно их пропускная способность по пару лимитирует предельную мощность турбины

В настоящее время предельная мощность однопоточной конденсационной турбины на высокое давление не превышает 50 МВт.

5.6 Конденсационные устройства паровых турбин

Конденсационная установка предназначена для создания за паровой турбиной 1(рис. 20.7) разрежения (вакуума) с целью увеличения используемого теплоперепада и повышения термического КПД паротурбинной установки. В конденсационную установку входят конденсатор 2, циркуляционный 3 и конденсатный 4 насосы, а также устройство для отсасывания воздуха из конденсатора 5 (обычно это паровой эжектор). Отработавший пар поступает в конденсатор сверху. Соприкасаясь с поверхностью трубок, внутри которых протекает охлаждающая вода, пар конденсируется. Конденсат стекает вниз и из сборника конденсационным насосом подается в поверхностные холодильники парового эжектора, а оттуда через систему регенеративных подогревателей поступает в паровой котел.

Абсолютное давление пара в конденсаторах поддерживается в пределах 3--7кПа. Теоретически абсолютное давление в конденсаторе должно быть равно давлению насыщенного пара, соответствующему конечной температуре охлаждающей воды. Однако в действительности в конденсатор вместе с водяными парами поступает некоторое количество воздуха. Кроме того, воздух проникает через неплотности во фланцевых соединениях конденсатора и трубопроводов, поэтому давление в конденсаторе равно сумме парциальных давлений водяного пара и воздуха. Скопления воздуха ухудшают вакуум в конденсаторе, т е. увеличивают давление пара за турбиной, что снижает КПД цикла. Поэтому воздух необходимо постоянно удалять, для чего служат эжекторы. В паротурбинных установках применяются одно-, двух- и трехступенчатые эжекторы Схема одноступенчатого эжектора показана на рис. 20.8. В рабочее сопло подается свежий пар. Вытекающая из него струя, обладая большой кинетической энергией, увлекает за собой воздух с некоторым количеством пара из конденсатора. 8 диффузоре кинетическая энергия паровоздушной смеси преобразуется в энергию давления, поэтому пар из паровоз душной смеси конденсируется в холодильнике, а насыщенный паром воздух выбрасывается в атмосферу.

5.7 Газотурбинные установки (ГТУ)

Рабочий процесс ГТУ. В современных ГТУ используется цикл со сгоранием при р = const (рис. 6.5).

В состав ГТУ обычно входят камера сгорания, газовая турбина, воздушный компрессор, теплообменные аппараты различного назначения (воздухоохладители, маслоохладители системы смазки, регенеративные теплообменники) и вспомогательные устройства (маслонасосы, элементы водоснабжения и др.).

Рабочим телом ГТУ служат продукты сгорания топлива, в качестве которого используется природный газ, хорошо очищенные искусственные газы (доменный, коксовый, генераторный) и специальное газотурбинное жидкое топливо (прошедшее обработку дизельное моторное и соляровое масло).



Подготовка рабочей смеси производится в камере сгорания. Огневой объем камеры (рис. 20.9) разделяется на зону горения, где происходит сгорание топлива при температуре порядка 2000 °С, и зону смешения, где к продуктам сгорания подмешивают воздух для снижения их температуры до 750--1090 °С в стационарных турбинах и до 1400 °С -- в авиационных турбинах.

Принцип работы газовой и паровой турбин одинаков, но конструкция проточной части газовых турбин значительно проще. Они работают на относительно небольшом располагаемом теплоперепаде и поэтому имеют небольшое число ступеней.

В связи с высокой температурой продуктов сгорания детали проточной части турбин (сопла, рабочие лопатки, диски, валы) изготавливают из легированных высококачественных сталей. Для надежной работы у большинства турбин предусмотрено интенсивное охлаждение наиболее нагруженных деталей корпуса и ротора.

В реальных условиях все процессы в ГТУ являются неравновесными, что связано с потерями работы в турбине и компрессоре, а также с аэродинамическими сопротивлениями в тракте ГТУ. На рис. 20.10 действительный процесс сжатия в компрессоре изображен линией 1--2, а процесс расширения в турбине -- линией 3--4. Точками 2а и 4а отмечено состояние рабочего тела соответственно в конце равновесного адиабатного сжатия и расширения, точкой О -- параметры окружающей среды. Ввиду потерь давления во всасывающем тракте компрессора (линия 01) процесс сжатия начинается в точке1.

Таким образом, на сжатие воздуха в реальном цикле затрачивается большая работа, а при расширении газа в турбине получается меньшая работа по сравнению с идеальным циклом. КПД цикла получается ниже. Чем больше степень повышения давления р (т. е. выше р2), тем больше сумма этих потерь по сравнению с полезной работой. При определенном значении р (оно тем выше, чем больше Тз и внутренний относительный КПД турбины и компрессора, т. е. меньше потери в них) работа турбины может стать равной работе, затраченной на привод компрессора, а полезная работа -- нулю.

Поэтому наибольшая эффективность реального цикла, в отличие от идеального, достигается при определенной (оптимальной) степени повышения давления, причем каждому значению Тз соответствует свое ропт (рис. 20.11). КПД простейших ГТУ не превышает 14--18 %, и с целью его повышения ГТУ выполняют с несколькими ступенями подвода теплоты и промежуточным охлаждением сжимаемого воздуха, а также с регенеративным подогревом сжатого воздуха отработавшими газами после турбины, приближая тем самым реальный цикл к циклу Карно.

ГТУ с утилизацией теплоты уходящих газов. Теплоту уходящих из ГТУ газов можно использовать для получения пара и горячей воды в обычных теплообменниках. Так, установки ГТ-25-700 ЛМЗ снабжены подогревателями, нагревающими воду в системе отопления до 150--160 °С.

Вместе с тем сравнительно высокий уровень коэффициента избытка воздуха в ГТУ позволяет сжигать достаточно большое количество дополнительного топлива в среде продуктов сгорания. В результате из дополнительной камеры сгорания после ГТУ выходят газы с достаточно высокой температурой, пригодные для получения пара энергетических параметров в специально устанавливаемом для этой цели парогенераторе. На Кармановской ГРЭС по такой схеме строится котел к блоку электрической мощностью 500 МВт.

Применение ГТУ. В последние годы ГТУ широко используются в различных областях: на транспорте, в энергетике, для привода стационарных установок и др.

Энергетические ГТУ. Газовая турбина меньше и легче паровой, поэтому при пуске она прогревается до рабочих температур значительно быстрее. Камера сгорания выводится на режим практически мгновенно, в отличие от парового котла, который требует медленного длительного (многие часы и даже десятки часов) прогрева во избежание аварии из-за неравномерных тепловых удлинений, особенно массивного барабана диаметром до 1,5 м, длиной до 15 м, с толщиной стенки выше 100 мм.

Поэтому ГТУ применяют прежде всего для покрытия пиковых нагрузок и в качестве аварийного резерва для собственных нужд крупных энергосистем, когда надо очень быстро включить агрегат в работу. Меньший КПД ГТУ по сравнению с ПСУ в этом случае роли не играет, так как установки работают в течение небольших отрезков времени. Для таких ГТУ характерны частые пуски (до 1000 в год) при относительно малом числе часов использования (от 100 до 1500ч/год). Диапазон единичных мощностей таких ГТУ составляет от 1 до 100 МВт.

ГТУ применяются также для привода электрогенератора и получения электроэнергии в передвижных установках (например, на морских судах). Такие ГТУ обычно работают в диапазоне нагрузок 30--110% номинальной, с частыми пусками и остановками. Единичные мощности таких ГТУ составляют от десятков киловатт до 10МВт. Быстрое развитие атомных энергетических установок с реакторами, охлаждаемыми, например, гелием, открывает перспективу применения в них одноконтурных ГТУ, работающих по замкнутому циклу (рабочее тело не покидает установку).

Специфическую группу энергетических ГТУ составляют установки, работающие в технологических схемах химических, нефтеперерабатывающих, металлургических и других комбинатов (энерготехнологические). Они работают в базовом режиме нагрузки и предназначены чаще всего для привода компрессора, обеспечивающего технологический процесс сжатым воздухом или газом за счет энергии расширения газов, образующихся в результате самого технологического процесса.

Приводные ГТУ широко используются для привода центробежных нагнетателей природного газа на компрессорных станциях магистральных трубопроводов, а также насосов для транспортировки нефти и нефтепродуктов и воздуходувок в парогазовых установках. Полезная мощность таких ГТУ составляет от 2 до 30 МВт.

Транспортные ГТУ широко применяются в качестве главных и форсажных двигателей самолетов (турбореактивных и турбовинтовых) и судов морского флота. Это связано с возможностью получения рекордных показателей по удельной мощности и габаритным размерам по сравнению с другими типами двигателей, несмотря на несколько завышенные расходы топлива. Газовые турбины весьма перспективны как двигатели локомотивов, где их незначительные габариты и отсутствие потребности в воде являются особенно ценными. Транспортные ГТУ работают в широком диапазоне нагрузок и пригодны для кратковременных форсировок.

Единичная мощность ГТУ пока не превышает 100МВт, а КПД установки 27--37 %. С повышение начальной температуры газов до 1200 °С мощность ГТУ будет доведена до 200 МВт и КПД установки до 38--40 %.

5.8 Турборасширительные машины

Турборасширительные машины представляют собой газовые турбины, предназначенные для охлаждения газа за счет совершения им технической работы. Они применяются главным образом в технике сжижения и разделения газов (турбодетандеры) и кондиционирования воздуха (турбохолодильники).

В результате массового перевода доменных печей на работу с повышенным давлением газа под колошником появилась возможность использования потенциальной энергии доменного газа. Доменный газ, имеющий давление 0,25-- 0,3 МПа, расширяется в специальной газовой турбине до давления около 0,11 МПа, еще достаточного для транспортировки его потребителю. Мощность, развиваемая такой турбиной, зависит от количества доменного газа, его начального давления и температуры. Например, выход доменного газа из домны объемом 1400м3 достигает 250 000 м3/ч; мощность, развиваемая турбиной при давлении газа 0,25 МПа и температуре 500 °С, составит около 12 000 кВт. Конструкция турбины мало отличается от описанных выше.

В технике сжижения и разделения газов наиболее широкое применение нашли радиальные Турборасширительные машины (рис. 20.12), в которых поток сжатого газа направлен от периферии к центру по радиусу. Основными рабочими элементами являются неподвижный сопловый направляющий аппарат, в котором происходит преобразование потенциальной энергии газа в кинетическую, и вращающееся рабочее колесо, в котором кинетическая энергия газа преобразуется в работу, передаваемую на вал.

Главным преимуществом радиальных турбин перед осевыми является большой перепад давлений, срабатываемый в одной ступени. Поэтому расширительные

турбины обычно удается сделать одноступенчатыми, что упрощает конструкцию.

Радиальные расширительные машины имеют производительность от 0,03 до 15 кг/с и отношение начального давления к конечному от 4 до 30 Частота вращения вала достигает 2500 1/с (150 000 об/мин).

Одноступенчатая радиальная реактивная расширительная машина впервые была предложена академиком П. Л. Капицей для систем глубокого охлаждения газов в 1931 г.



6. Технологические схемы АЭС

6.1 АЭС с водо-водяными энергетическими реакторами

Водо-водяные энергетические реакторы получили наибольшее распространение из-за своей компактности и относительно простой и надежной конструкции. В настоящее время на АЭС применяют реакторы ВВЭР-440 и ВВЭР-1000.

Принципиальная технологическая схема блока АЭС с реактором ВВЭР-440 показана на рис. 1. Тепловая схема блока -- двухконтурная. Обычная некипящая вода, используемая в качестве теплоносителя и замедлителя, циркулирует под давлением 7--16 МПа (в зависимости от типа реактора), создаваемым главным циркуляционным насосом (ЩН) 3, в результате этого осуществляется перенос тепловой энергии от реактора 1 к парогенератору 4. Высокое давление теплоносителя возможно только при размещении активной зоны реактора внутри защитного стального корпуса.

Для повышения надежности и безопасности работы АЭС тепло-отвод от активной зоны реактора выполняют в виде нескольких самостоятельных циркуляционных петель. Например, первый радиоактивный контур реактора ВВЭР-440 имеет шесть петель. Увеличение числа циркуляционных петель усложняет конструкцию, технологическую схему и создает трудности в эксплуатации, следовательно, увеличиваются капитальные вложения в установку. Более перспективной является четырехпетлевая схема охлаждения реактора ВВЭР-1000.

Первый радиоактивный контур помимо циркуляционного контура имеет вспомогательные системы: компенсации температурных изменений объема теплоносителя, его подпитки и очистки; охлаждения бассейна перегрузки и выдержки; управления и защиты реактора; борного регулирования; аварийного расхолаживания реактора и снижения давления в защитной оболочке; дегазации теплоносителя и снижения взрывоопасной концентрации водорода.

Использование ГЦН с большими маховыми массами позволяет перейти на режим естественной циркуляции теплоносителя в первом контуре при потере питания в системе собственных нужд (СН) станции, так как увеличивается время выбега агрегата и не обязательно использовать энергию выбега турбогенераторов.

Для поддержания постоянного давления в первом контуре реактора в стационарных и переходных режимах применяют паровой компенсатор 2, в водяном объеме которого находятся электронагреватели, создающие паровую подушку и поддерживающие соответствующую температуру воды Регулировочная группа электронагревателей предотвращает вскипание теплоносителя при потере питания в системе СН станции, поэтому требует бесперебойного электроснабжения. Компенсатор подключают к одной из циркуляционных петель до главной запорной задвижки 5.

Система очистки теплоносителя и возвращения его в контур циркуляции включает регенеративный теплообменник 6, доохладитель продувки 7 и фильтровальную группу 8. Так как в фильтрах наполнителями являются органические смолы, работающие при 60°С, продувочная вода в элементах 6 и 7 охлаждается до 45--50 °С.

Восполнение потерь теплоносителя первого контура и поддержание заданного водного режима осуществляются из деаэратора 10 подпиточными насосами 9, требующими повышенной надежности электроснабжения, производительность которых должна быть в несколько раз выше производительности рабочих насосов. Степень надежности электроснабжения аварийных насосов такая же, как и рабочих.

Для хранения и выдержки отработавших в реакторе тепловыделяющих элементов (ТВЭЛов) предназначена система охлаждения бассейна перегрузки и выдержки, включающая в себя теплообменник и насос контура расхолаживания, к электроснабжению которого предъявляют повышенные требования. Температура воды в бассейне перегрузки и выдержки не должна превышать 60 °С

Одной из важнейших является система управления и защиты реактора (СУЗ), которая обеспечивает его пуск, вывод на определенный режим работы и поддержание заданного режима по мощности, а также выравнивание полей энерговыделения по объему активной зоны и аварийный останов (защиту). Электропривод механизмов этой системы требует особо надежного питания

Система управления и защиты реактора имеет две независимые друг от друга части, основанные на разных принципах действия: систему механических органов (кассеты СУЗ) и систему борногорегулирования.

Система механических органов СУЗ обеспечивает ввод отрицательной реактивности в реактор при аварийных режимах. Кассета СУЗ для реактора ВВЭР-440 состоит из поглотителя (верхняя часть) и ядерного топлива (нижняя часть) При взведении кассеты СУЗ поглотитель извлекается из активной зоны, а его место занимает топливная часть. Внутри шестигранного чехла поглотителя СУЗ размещены вкладыши из борированной стали, поглощающие тепловые нейтроны. Наличие воды внутри поглотителя обеспечивает непрозрачность для быстрых нейтронов, а сам поглотитель СУЗ является ловушкой для них. Быстрые нейтроны замедляются в воде и поглощаются бором, тепловые при прохождении замедляются в воде и поглощаются в борированных вкладышах. При извлечении поглотителя из активной зоны эффективность поглощения нейтронов шестигранной водяной полостью составляет 70 % от эффективности поглотителя СУЗ. Это свойство поглощения используют при перегрузке топлива.

Эффективность кассет СУЗ зависит от их местоположения в активной золе, температуры активной зоны и концентрации борной кислоты в реакторе.

Механическая система управления и защиты ВВЭР-1000 включает в сеЈя 109 приводов, каждый из которых способен перемещать пучок (кластер), состоящий из 12 стержней -- поглотителей, внутри кассеты в пределах активной зоны. Приводы СУЗ, объединенные в группы, перемещают кластеры одновременно.

Борная кислота вводится в теплоноситель для равномерного распределения поглотителя в активной зоне. Уменьшение неравномерности энерговыделения обусловленно тем, что раствор борной кислоты изменяет нейтронно-физические характеристики активной зоны, в то время как поглощающие стержни действуют преимущественно на ближайшие части зоны.

Медленные изменения реактивности (выгорание топлива) компенсируются изменением концентрации раствора борной кислоты в теплоносителе. Для аварийных ситуаций предусмотрена быстродействующая система аварийного впрыска бора.

Таким образом, система борного регулирования в ВВЭР обеспечивает компенсацию медленных изменений реактивности, а система механических органов управления -- регулирование мощности реактора в нестационарных режимах и компенсацию реактивности при плановых и аварийных остановах.

Система аварийного охлаждения активной зоны (САОЗ), предназначенная для подачи в нее раствора бора при разуплотнениях циркуляционной системы, состоит из пассивной и активной частей.

Пассивная часть (система залива) включает в себя две группы гидроаккумуляторов, производительность которых достаточна для предотвращения расплавления оболочек ТВЭЛов и создания запаса времени для включения в работу активной части (системы впрыска).

Система впрыска имеет три независимые группы, каждая из которых обеспечивает аварийное охлаждение активной зоны и состоит из бака аварийного запаса водного раствора бора, аварийных насосов высокого и низкого давления и теплообменника.

Спринклерная система, предназначенная для охлаждения и очистки воздуха в боксах при нормальных и послеаварийных режимах, а также для отвода теплоты из помещений локализации аварии, имеет три независимые группы, включающие в себя спринклерный насос. Спринклерные группы получают питание от автономных источников.

Второй контур (нерадиоактивный) выполняют аналогично технологической схеме обычной конденсационной станции (КЭС). Пар из парогенератора 4 поступает в цилиндр высокого давления (ЦВД) 15, а затем через сепаратор-пароперегреватель 16--в цилиндры низкого давления (ЦНД) 17 турбины, после чего конденсируется в конденсаторе 18. Далее через подогреватели низкого давления вода поступает в деаэратор 22, из которого питательным насосом 23 подается в парогенератор 4 через подогреватели высокого давления.

Особенностью второго контура является работа турбины на насыщенном паре средних давлений, что приводит к увеличению удельного расхода пара, а следовательно, мощностей конденсатных, циркуляционных и питательных насосов. Поэтому рабочие питательные насосы имеют турбопривод, а пускорезервные и аварийные -- электропривод.



Для подачи воды в парогенератор при исчезновении напряжения в системе СН станции аварийные питательные насосы присоединяют к системе надежного питания. Парогенераторы с реакторами ВВЭР представляют собой двухконтурные горизонтальные теплообменники с погруженной поверхностью теплообмена. Сепарационные устройства парогенераторов имеют естественную циркуляцию рабочего тела.

На рис. 2 приведен поперечный разрез главного корпуса АЭС с реакторами ВВЭР-1000, на котором показано размещение основного оборудования станции. Ядерное топливо, находящееся в ТВЭЛах, доставляется на станцию в контейнерах / и перегрузочной машиной 3 загружается в активную зону реактора 4. Кассеты с отработавшими ТВЭЛами помещаются в бассейн 2, где выдерживаются в течение определенного времени для снижения радиоактивности горючего и материала кассет После этого кассеты в контейнерах вывозят на перерабатывающие заводы.

В реакторном зале находятся компенсатор объема 5, барбатер 6, дополнительная гидроаккумулирующая емкость 8. Пар от парогенераторов (на'рисунке не показано) направляется в турбоагрегат 9 машинного зала 10, на нулевой отметке которого размещены регенеративные подогреватели 11 Деаэраторы 7 устанавливаются между реакторным помещением и турбинным цехом.

6.2 АЭС с канальными водографитовыми кипящими реакторами

В канальном водографитовом реакторе теплоносителем является вода, а замедлителем -- графит. Принципиальная технологическая схема энергетического блока с реактором РБМК-ЮОО приведена на рис.3

Теплоноситель циркулирует в трубных технологических каналах реактора 7, которые воспринимают давление теплоносителя Контур многократной принудительной циркуляции (МПЦ) теплоносителя включает две петли, каждая из которых имеет два барабана-сепаратора 5 и четыре главных циркуляционных насоса 6(три рабочих, один резервный). Вода при 270° С и давлении -~ 8 МПа поступает на вход технологических каналов реактора, где нагревается до температуры насыщения ~ 284° С и частично испаряется, направляясь в барабаны-сепараторы. Пар влажностью не более 0,1 % подается в ЦВД турбины 4, затем в сепараторы 3, пароперегреватели 2 и ЦНД. После этого пар конденсируется в конденсаторах 8. Вода подается в деаэратор 13 конденсатными насосами первой 9 и второй 12 ступеней через фильтры конденсатоочистки 10 и подогреватели низкого давления 11, а затем питательными насосами 14 -- в барабаны-сепараторы 5.

Для аварийных режимов применяют аварийные питательные электронасосы (ПЭН), использующие запасы воды деаэраторов и дополнительных баков обессоленной воды. Для обеспечения тепловой энергией потребителей поселка и станции применяют дополнительный промежуточный контур, состоящий из подогревателей и насосов, так как турбина работает на радиоактивном паре. Следовательно, схема АЭС с реакторами РБМК является одноконтурной. В схеме используют центробежные главные циркуляционные насосы с гидромеханическим уплотнением вала. Для исключения протечек радиоактивной воды вдоль вала насоса используют специальный контур, через который подают запирающую воду давлением на 0,25 МПа выше давления на всасе ГЦН. Так как ГЦН не могут работать без запирающей воды, насосы этого контура должны подключаться к схемам надежного питания. При потере же питания в системе СН станции вода на уплотнение ГЦН подается из аварийного гидроаккумулятора в течение 10 мин, пока не вступят в работу аварийные дизельгенераторы этих схем.

К вспомогательным относятся системы: управления и защиты реактора (СУЗ); продувки и расхолаживания; охлаждения бассейна выдержки и перегрузки ТВЭЛов; спринклерноохладительная и аварийного охлаждения (САОР).

Реактор имеет замкнутые автономные контуры охлаждения каналов СУЗ ибассейна выдержки и перегрузки ТВЭЛов, включающие в себя теплообменники, насосы и баки аварийного запаса воды. Насосы этих систем требуют надежного электроснабжения от автономных источников, а теплообменники -- надежного питания технической водой. При аварийном обесточивании системы СН до запуска насосов от дизельгенератора каналы СУЗ охлаждают из бака аварийного запаса

Система продувки и расхолаживания, имеющая насосную установку, не требующую принятия дополнительных мер к повышению надежности электроснабжения, обеспечивает заданные температурный и солевой режимы контура МПЦ.

Спринклерно - охладительная система, состоящая из трех контуров, включающих теплообменники и насосы, которые требуют повышенной надежности электроснабжения, обеспечивает снижение давления в бассейне-барбатере и герметичных боксах.

Сброс пара из сепараторов при аварийных и переходных режимах осуществляется через быстродействующие редукционные установки в конденсаторы турбин (БРУ-К), бассейн-барбатер (БРУ-Б) или в технологические конденсаторы (БРУ-ТК). Конденсат из ТК насосами подается в деаэраторы или конденсаторы турбин. Насосы, участвующие в перекачке конденсата и подаче технологической воды на ТК, требуют надежного электроснабжения при обесточивании схемы СН

Система аварийного охлаждения реактора (САОР) обеспечивает подачу воды в активную зону реактора при разрывах трубопроводов контура МПЦ для ограничения температуры оболочек ТВЭЛов. Она состоит из трех частей:

основной системы мгновенного действия для подачи воды в аварийную зону реактора до включения насосной части САОР;

системы для длительного охлаждения поврежденной половины реактора после окончания работы основной части;

системы для длительного охлаждения неповрежденной половины реактора.

Основная часть САОР включается автоматически при разрыве главного циркуляционного трубопровода, в результате чего открываются быстродействующие клапаны и задвижки, электроснабжение приводов которых производится от трех подсистем бесперебойного питания. В основной части САОР имеются две гидроаккумулирующие емкости, заполненные водой и азотом, которые находятся под1 давлением, превышающим давление теплоносителя в контур МПЦ. В этот же контур подается вода от аварийных ПЭН.

Две другие системы САОР включаются после запуска аварийных источников питания и обеспечивают охлаждение поврежденной и неповрежденной половин зон реактора. Теплообменники этих систем требуют надежного обеспечения технической водой, а приводы насосов -- надежного электроснабжения

6.3 АЭС с реакторами на быстрых нейтронах

Кроме выработки электрической энергии, на АЭС с реакторами на быстрых нейтронах осуществляется расширенное воспроизводство ядерного топлива. В качестве теплоносителя в реакторах-размножителях применяют жидкий натрий из-за его хороших физических свойств и относительно небольшой стоимости.

Применение жидкометаллического теплоносителя в реакторах позволяет получать пар высоких параметров и использовать серийные турбоагрегаты. Так, для реактора БН-600 на Белоярской АЭС используют турбины мощностью по 200 МВт и начальными параметрами пара: давлением -- 13 МПа и температурой -- 500 °С. В ближайшее время будут введены реакторы БН-800

Трехконтурная технологическая схема реактора БН-600 приведена на рис. 4. В первом и втором контурах используют жидкий натрий, в третьем -- воду и пар. Первый контур на рисунке обозначен толстой линией, второй -- пунктирной, а третий -- тонкой. Компоновка первого контура может быть петлевой или интегральной. При интегральной схеме активная зона 2, насосы 1, промежуточные теплообменники 4 и биологическая защита находятся в корпусе реактора 3. Жидкий натрий первого контура циркулирует по трем параллельным петлям.

...