Виды поверхностей нагрева котла

Производство поверхностей нагрева котлов достаточно развито и позволяет делать их различной конфигурации:

- экранно-трубными - бесшовные трубы, располагающиеся в топке котла, являются основой такой поверхности. Как правило, тип котла определяет то, какой экран необходим – задний, боковой правый или левый.

-конвективными - кипятильные пучки стальных бесшовных труб, которые размещаются стандартно в газоотводах стационарного котла. Теплота в таком случае получается при помощи конвекции.

Конвективные поверхности нагрева котла широко используются в теплоэнергетике, в частности, при производстве парогенераторов. К этому типу можно отнести такие тепловоспринимающие поверхности, как экономайзерные, воздухоподогреватели и прочие поверхности нагрева водогрейного и парового котла, за исключением поверхностей топочных экранов, а также радиационно-конвектиных  ширмовых перегревателей, размещенных в первом газоходе и топке. Изобретение данного вида тепловоспринимающей поверхности значительно повысило технологичность как монтажную, так и последующую ремонтную.

Поверхности нагрева для паровых котлов

Поверхности нагрева паровых котлов в разнообразных промышленных системах  имеют значительные отличия друг от друга. Идентичным является только место расположения - в основном это топка, и способ восприятия тепла радиацией. Объем воспринимаемого топочными экранами количества теплоты напрямую зависит от разновидности топлива, которое сжигается. Так, для парообразующей поверхности  восприятие колеблется в пределах 40 - 50% от теплоты, отдаваемой рабочей среде в котле.

Модернизация конвективных поверхностей: эффективность и прочность

Тем не менее конвективные поверхности нагрева водогрейных котлов  являются достаточно уязвимым местом, поэтому постоянно создаются проекты ее усовершенствования. Самой эффективной разработкой стало решение увеличить диаметр труб и заменить стандартные гладкотрубные конструкции на оребренные, что позволило экономить расход топлива и втрое повысить ресурс работы и общий срок эксплуатации, а также надежность конвективной поверхности. Следует отметить, что специалистами в этом случае применялось мембранная и поперечно-спиральная технология оребрения.

Для уменьшения металлоемкости также разрабатывались довольно успешные проекты по замене мембранного оребрения в той части поверхности, которая взаимодействует с высокими температурами, на небольшие дистанционирующие вставки. В результате уменьшилось сопротивление, как гидравлическое, так и аэродинамическое, металлоемкость, а тепловосприятие осталось на прежнем уровне.

Компания «УралКотлоМашЗавод» осуществляет поставки модернизированных конвективных поверхностей нагрева, изготовленных с применением технологии оребрения труб, которая позволяет повышать эффективность и износоустойчивость столь уязвимых частей котельного оборудования. Предприятие имеет многолетний опыт производства и реализации высокотехнологичных поверхностей, которые хорошо зарекомендовали себя на промышленном рынке.

Лекция-4

Эксплуатация паровых котлов. Эксплуатационные режимы и показатели. Регулирование температуры перегрева пара. Шлакование топок и поверхностей нагрева. Загрязнение поверхностей нагрева и способы их очистки

Подготовка котла к растопке

Растопку котла производят после очередного останова или ремонта. Предварительно проверяют качество выполнения ремонтных работ, а также устранены ли дефекты и учтены ли замечания, записанные в журнал дефектов перед остановом котла. Для этого осматривают котел и его вспомогательное оборудование, проверяя состояние горелок, обмуровки, обшивки, коллекторов, паро- и водопроводов, их арматуры и подвесок (опор). После значительных внутренних ремонтов контролируют состояние топочных экранов, внутренних элементов, горелок, поверхностей нагрева, их подвесок, опор, защитных и дистанционных устройств, обращая внимание на отсутствие трещин, свищей и вздутий, следов коррозии и загрязнений труб, правильность их установки и обеспечение термических расширений.

Кроме того, осматривают: вспомогательные механизмы и их приводы, тягодутьевые машины (вентиляторы, дымососы, воздуходувки, электро- и турбоприводы, системы охлаждения и смазки); мельницы, питатели сырого топлива и пыли, бункера; элементы системы пылеприготовления, обдувки и дробеочистки; системы шлакозолоулавливания и удаления. Обязательным условием является проверка связи, освещения, противопожарной готовности блока. Затем проверяют запасы топлива в бункерах и воды в баках конденсата, положение арматуры и гарнитуры на пароводяном и газовоздушном трактах, подготовку мазутного и газового хозяйства, работу защитно-запальных устройств, бесперебойность подачи пара от постороннего источника, правильность установки грузов предохранительных клапанов.

После осмотра основного и вспомогательного оборудования, проверки выполнения работ и закрытия нарядов начальник смены цеха делает соответствующую запись в оперативном журнале с указанием времени начала пусковых операций, о чем оповещаются связанные с пуском начальники электрического, химического, топливного и транспортного цехов, а также цеха контрольно-измерительных приборов и автоматики.

После сборки электрических схем дистанционного управления, сигнализации, блокировок, защит и автоматики, их проверки в соответствии с местными условиями и включения контрольно-измерительных приборов собирают электрические схемы электропривода собственных нужд блока и начинают собирать и готовить к включению технологические схемы котла (газовоздушного тракта, растопочного, паромазутного хозяйства, пылеприготовления, шлакозолоулавливания и удаления, обдувки и очистки).

К подготовке газовоздушного тракта относятся: открытие запорных шиберов на воздуховодах и индивидуальных на горелках, закрытие всех направляющих аппаратов тягодутьевых машин; открытие шиберов на стороне всасывания дымососов и напорной стороне вентиляторов, закрытие регулирующих шиберов подачи горячего воздуха на мельницы и добавки (присадки) в них холодного воздуха; открытие линий рециркуляции воздуха.

Завершив заполнение и прокачку котла водой, включают дымососы, дутьевые вентиляторы, регенеративные воздухоподогреватели, их вспомогательное оборудование и вентилируют газовоздушный тракт. При подготовке к растопке на газе заполняют и продувают газопроводы; используя мазут вставят под давление мазутные и паровые магистрали. При остановах более чем на трое суток параллельно с пуском котла производят водяную промывку тракта до ВЗ, пока содержание в воде соединений железа не достигнет нормы.

Отличия подготовки к растопке из холодного состояния котлов других конструкций, а также к растопкам из других состояний заключаются преимущественно в особенностях подготовки схемы пароводяного тракта. Так, при подготовке к растопке из горячего состояния отсутствуют операции, связанные с заполнением котла водой, и упрощаются операции подготовки пароводяного тракта. Подготовительные предпусковые работы, особенно касающиеся проверки и осмотра оборудования, значительно усложняются при подготовке пуска после капитальных ремонтов и еще более - после монтажа.

2. Пусковые операции

В настоящее время все широкое распространение получил пуск на скользящих параметрах, т. е. при постепенно повышающихся давлении и температуре пара перед турбиной. Это обеспечивает постепенный прогрев металла труб, паропроводов и турбин без возникновения значительных термических напряжений пуск прямоточных котлов может производиться на прямоточном. или сепараторном режиме. В. первом случае рабочая среда (с одинаковым расходом) проходит последовательно все поверхности нагрева. При этом ее параметры (давление и температура) и состояние меняются непрерывно. При сепараторном режиме перед В3 рабочая среда направляется в сепаратор 4, после которого требуемое количество пара поступает в перегревательные поверхности, а остальная часть - в растопочный расширитель. Применение встроенной задвижки позволяет поддерживать номинальное давление среды до нее и переменные, постепенно повышающиеся давление и температуру в перегревательных поверхностях, паропроводах и перед турбиной. Это обеспечивает надежную работу напряженных поверхностей до ВЗ при постепенном прогреве их и паропроводов за ней. Повышение параметров за ВЗ определяется начальным состоянием котла перед пуском и требуемой скоростью прогрева наиболее толстостенных деталей - коллекторов, арматуры, корпусов устройств парораспределения и турбин.

Пуск из холодного состояния. После длительного останова пуск блока начинается при низком уровне температуры и давления рабочей среды и обычно сопровождается горячей промывкой поверхностей нагрева до ВЗ, проводимой при включенных растопочных горелках. Тракты промперегрева начинают прогреваться после толчка турбины и поступления в них пара. При этом постоянно контролируют температуру пара, стенок элементов котла и паропроводов и регулируют ее, включая впрыски и охлаждение. После прогрева паропроводов подают пар в ЦСД и начинают постепенно повышать нагрузку. Завершив подготовительные операции, включают форсунки, после чего сразу открывается клапак 7 (Др-3) во избежание последующих тепловых ударов при внезапном вводе в перегреватели разогретого пара и его конденсации на еще холодных поверхностях. При проведении горячей промывки до ее окончания устанавливают расход топлива В= (0,06…0,07) Вном. Окончив горячую промывку, переводят воду из расширителя Р-20 в конденсатор 19 и настраивают регулятор уровня Р-20. Затем начинают повышать параметры и расход пара, увеличивая расход топлива до растопочного Вр= (0,14--0,15) Вном. При этом контролируют температуру среды перед ВЗ (tвоз=300…310 С) и газов в поворотной камере (ПК=420°C).

При температуре свежего пара более 180…200°С включают впрыск в ПСБУ и одновременно следят за тем, чтобы температура сбрасываемого в конденсатор пара превышала (на 15--20°С) температуру.насыщения. При дальнейшем повышении температуры перегретого пара (более 280°С) включают пусковой впрыск 43 и его регулятор, предварительно включив регулятор давления 33 (Др-5) в системе впрысков.

При температуре свежего пара 220…230°С открывают регулирующие клапаны ЦВД, при этом производится толчок ротора. Затем увеличивают частоту вращения ротора турбины да n=15 1/с (900 об/мин). Длительность работы при этом режиме определяется необходимостью прогрева ротора и увеличивается с уменьшением температуры стенок цилиндров турбин и их паровпуска. При температуре стенок «горячих» паропроводов промперегрева более 100°С открывают стопорные клапаны ЦСД.

После создания в конденсаторе вакуума 0,088 МПа повышают частоту вращения ротора до 50 1/с (3000 об/мин) и одновременно увеличивают вакуум в конденсаторе до номинального значения (0,097 МПа). Температуру промежуточного пара перед ЦСД регулируют клапаном байпасного паропровода промежуточного пароперегревателя 13 или ППТО, который открывают при 250…270°С.

После повышения частоты вращения ротора до 50 1/с синхронизируют и включают генератор 17, набирая начальную нагрузку (20 МВт), полностью открывая регулирующие клапаны турбины и закрывая ПСБУ, ее впрыски и дренажи паропроводов (свежего пара и пара промежуточного перегрева).

По мере нагружения блока переходят на рабочее питание механизмов собственных нужд при нагрузке 0,1--0,12 Nном, с байпасирования - на пусковые впрыски при регулировании температуры промперегрева (при нагрузке 0,2…0,22 Nном) и на подачу пара в деаэратор из отборов турбины (при нагрузке 0,25…0,28 Nnom), так как из-за прикрытия клапанов 3 (Др-2) давление в растопочном расширителе снижается до 0,13--0,15 МПа. После достижения перед ВЗ температуры t'B3=410°C, превышающей температуру насыщения, переходят на прямоточный режим, полностью закрывая клапан Др-2 и задвижки на сбросе воды и пара из сепаратора 4. Дальнейшее нагружение турбины проводят на прямоточном режиме, увеличивая тепловыделение в котле (расход топлива) и переходя в это время на основное топливо.

При нагрузке N=0,6 Nnom, прикрывая регулирующие клапаны, переводят свежий пар на номинальное давление 24 МПа, включают регулятор давления блока, полностью открывают ВЗ и переводят систему впрысков на полное давление, закрывая задвижки 40 и регулирующий клапан 33 (Др-5) на линии рециркуляции впрыска. С переходом на номинальное давление нагружают блок на 100%-ную нагрузку, постепенно повышая температуру пара. До достижения номинальной температуры свежего пара и пара промперегрева регулирование ведут пусковыми впрысками, а затем переходят на штатные впрыски, отключая пусковые. Дальнейшая работа блока ведется в соответствии с диспетчерским графиком на основе режимной карты и инструкций по эксплуатации.

Пуски блока из холодного состояния и их графики-задания являются базовыми для проведения пусков из других состояний. По описанной технологии пуск блока производят в том случае, когда предварительное охлаждение котла полное (при температуре коллекторов пароперегревателя менее 80°С).

Пуски из неостывшего и горячего состояния, из горячего резерва. При неполном охлаждении котла (температура коллектора превышает 80°С) пуск производят как из неостывшего состояния. Различают несколько разновидностей пусков блоков из неостывшего состояния в зависимости от продолжительности предыдущего останова и степени охлаждения коллекторов, паропроводов и толстостенных деталей турбин. Условно выделяют пуски из неостывшего состояния после длительных остановов (70…90 и 50…60 ч), когда требуется прогрев паропроводов промперегрева, и после остановов меньшей продолжительности (32…45, 24…30 и 12…18ч), когда предварительный прогрев не требуется.

При растопке после останова на 50…90 ч устанавливают расход топлива В=(0,17…0,18) Вном, переводят сброс воды и пара из расширителя в конденсатор, прогревая трубопроводы, а деаэратор -- на питание паром из расширителя при температуре перед встроенной задвижкой 200…210°С. При температуре среды перед встроенной задвижкой 260…270°С медленно (по 5% от полного расхода до 30% и далее - 40, 50 и 100%) с выдержками 5…2 мин открывают клапан 7 (Др-3), сепаратора 4, направляя пар в перегревательный тракт за ВЗ. Постепенное открытие клапана 7 исключает заброс влаги в разогретую перегревательную часть.

Впрыск за ПСБУ открывают при тех же условиях, что при пуске из холодного состояния. Пусковые впрыски свежего пара включают для предупреждения превышения его температуры над температурой металла паровпуска ЦВД более 80…100°С. При получении перегретого пара открывают главную паровую задвижку и прогревают блок клапанов так, чтобы их температура не превышала температуру паровпускной части ЦВД более чем на 50°С. В это же время, готовясь к толчку турбины, начинают повышать расход топлива (до 21…22% номинального). После выравнивания температуры паропроводов и паровпускной части ЦВД производят толчок турбины открытием регулирующих клапанов при некотором закрытии клапана Др-3 и открытии ПСБУ.

Систему промперегрева прогревают также при частоте вращения ротора турбины n=15 1/с, пока температура паропроводов перед ЦСД не достигнет 100С. Окончив прогрев паропроводов промперегрева, открывают доступ пара в ЦСД, закрывают сбросной паропровод в конденсатор и, повышая частоту вращения до 50 1/с, синхронизируют и включают генератор. Далее операции выполняют как при пуске из холодного состояния.

Пуск из неостывшего состояния после останова небольшой длительности отличается от описанного более высокими расходами топлива и меньшей продолжительностью операций.

Пуск из горячего состояния производится после останова блока на 2…8 ч и характеризуется более быстрым его включением, исключением сброса воды из расширителя в циркуляционный водовод, уменьшением или отсутствием пропуска пара на предварительный прогрев паропроводов, так как они могут быть более горячими, чем подаваемый пар, повышением частоты вращения после толчка турбины сразу до n=50 1/с без выдержек на промежуточной частоте. Время пуска из горячего состояния до полной нагрузки составляет до 2,5 ч, что в 1,8--2,5 раза меньше времени пуска из неостывшего и холодного состояния.

Пуск из горячего резерва (после простоя менее 30 мин) непродолжителен и может выполняться по прямоточному режиму.

Существующая тенденция развития энергетики и энергопотребления предполагает частый вывод блоков в горячий резерв или на останов, поэтому пуски их из неостывшего и горячего состояния становятся наиболее распространенными.

3. Обслуживание работающего котла

Надежность и экономичность работы энергоблока и его оборудования связана с четкой организацией службы эксплуатации. В понятие организации технической эксплуатации входит широкий круг мероприятий:

постоянный контроль исправности работы оборудования, арматуры, контрольно-измерительных приборов, схем автоматики и уход за ними, обеспечение их работы в соответствии с нормативными.характеристиками;

обеспечение требуемых параметров рабочего тела, режима горения, соотношений расходов вода-пар-топливо-воздух, тяга-дутье и водного режима;

поддержание в эксплуатационной чистоте поверхностей нагрева и их очистка;

повышение производительности труда и квалификации персонала;

экономия топлива, теплоты, воды, вспомогательных материалов;

организация учета работы оборудования и планирование улучшения показателей работы блока и станции;

контроль соблюдения сроков и объемов планово-предупредительных и капитальных ремонтов.

Работа котла может проходить при постоянной (базовой) и переменной нагрузках. Изменение условий работы изменяет параметры теплоносителя и рабочего тела, о чем судят по показаниям контрольно-измерительных приборов и работе системы защит. При любых условиях требуется обеспечение в каждой ступени пароперегревателей и промпароперегревателей допустимой температуры. Уменьшение температуры снижает экономичность работы турбины (блока) и ведет к росту расходов пара, а повышение - опасность перегрева и пережога труб. В диапазоне 70…100%-ных нагрузок на выходе из котла должны быть номинальные давление и температура пара. Для котлов СКД возможно снижение параметров острого пара при промежуточных нагрузках, т. е. работа на скользящих параметрах, которая однако допустима лишь после проведения испытаний и получения соответствующих рекомендаций. Выработка пара зависит от потребностей турбины, которые определяются графиком тепловой и электрической нагрузок электоостанции и энергоблока. Если потребление пара турбиной больше его производства в котле, давление свежего пара снижается. Повысить давление пара можно соответствующим увеличением тепловыделения в топке вводом дополнительного количества топлива, воздействуя на привод питателей топлива. Одновременно увеличивают подачу воды в котел. Давление свежего пара является важнейшим показателем регулировки нагрузки котла и настройки схемы ее автоматического регулирования. Давление пара не должно превышать предельно допустимых значений, так как при этом возможен разрыв паропроводов и труб поверхностей нагрева. Для предупреждения чрезмерного повышения давления на выходе из котла устанавливают контрольные и рабочие импульсные предохранительные клапаны, соответственно срабатывающие при давлении на 3…5% выше номинального (при p6 МПа); на 5 и 8% (6 МПа<р14 МПа); на 8% (14 МПа<р<22,5 МПа); на 10% (р>22,5 МПа).

Температуру пара поддерживают на требуемом уровне (с отклонениями ±5°С) регуляторами перегрева и расходом воды в соответствии с тепловыделением в топке. В барабанных котлах соотношение между подачей воды и расходом пара контролируют по положению уровня воды в барабане, а в прямоточных котлах - по температуре пара за одной из поверхностей нагрева (например, за переходной зоной). Колебания уровня воды в барабане не должны выходить за пределы, регламентируемые заводами-изготовителями. Отсутствие колебаний является признаком засорения водомерных стекол, импульсных трубок или арматуры.

Чрезмерная подача воздуха снижает температуру газов в топке, понижает устойчивость горения, увеличивает потери с уходящими газами и затраты на привод дымососов и дутьевых вентиляторов. Поэтому при ведении топочного процесса необходимо: постоянно наблюдать за состоянием горелочных устройств, пылепроводов, обмуровки; осматривать топку, ширмы, фестон, пароперегреватель (для предупреждения шлакования); следить за устойчивостью воспламенения, достаточностью подачи воздуха, равномерностью поступления топлива и воздуха в горелки и распределения смеси по их сечению, качеством распыления жидкого топлива и появлением его протечек на топочные экраны, обмуровку и т. д. Чтобы обеспечить надежную работу поверхностей нагрева кроме визуального наблюдения контролируют температуру дымовых газов, рабочего тела, металла наиболее напряженных участков установки (в соответствии с «Инструкцией, по наблюдению и контролю за металлом трубопроводов и котлов»). При визуальном наблюдении и замере сопротивлений отдельных поверхностей нагрева определяют степень их загрязнения и забивания. Уменьшают последствия загрязнений своевременной обдувкой и очисткой поверхностей нагрева и топочных экранов. Периодичность обдувки определяется испытаниями и зависит от предельного сопротивления поверхностей нагрева

При эксплуатации энергоблока необходимо постоянно повышать его экономичность, снижать тепловые потери (q2, q3, q4) и затраты энергии на собственные нужды. Потери с химическим (q3) и.механическим (q4) недожогом определяются совершенством ведения топочного процесса, в первую очередь соотношением топливо - воздух, равномерностью их поступления, перемешивания и использования при горении. Потери с химическим недожогом косвенно оценивают по показаниям щитовых газоанализаторов (О2 или СО2). Потери с механическим недожогом при сжигании твердых топлив определяют по анализу проб уноса, обычно отбираемых не реже чем 1 раз в сутки, а для АШ и тощих углей - не реже 1 раза в смену. При повышенных потерях проверяют работу газоанализаторов, изменяют топочный режим, например увеличивая расход воздуха или перераспределяя его по горелкам, уплотняют топку. Снижение потерь с уходящими газами связано с интенсификацией топочных процессов, уменьшением загрязнения поверхностей нагрева и присосов в них. Присосы воздуха в конвективной шахте жестко регламентируются и не должны превышать 10 и 25% соответственно в современных котлах с трубчатыми и регенеративными воздухоподогревателями. Присосы контролируют внешним осмотром газового тракта и проведением анализов (не реже 1 раза в месяц).

Количество солей, выносимых из барабана котла в пароперегреватель, зависит от их содержания в питательной воде, солевом и чистом отсеках барабана, расхода продувочной воды и контролируется по показаниям приборов. О степени заноса в пароперегреватель солей можно косвенно судить по температуре металла обогреваемых труб. Для снижения солесодержания в паре улучшают работу химводоочистки, увеличивают расход воды непрерывной продувки, снижают уровень воды в барабане, включают периодическую продувку. Перед периодической продувкой следует убедиться, в исправности уровнемеров и линии продувки.

При значительном заносе пароперегревателя солями проводят промывки (водяные или химические), а если необходимо, - механическую чистку внутренних поверхностей труб. Водяные промывки барабанных котлов производятся конденсатом или обессоленной водой в соответствии с местными инструкциями. На мощных прямоточных котлах СКД водяные промывки тракта до встроенной задвижки производят деаэрированной питательной водой после каждого длительного останова и после длительной непрерывной работы (например, 1500 ч для моноблоков мощностью 300 МВт). При химической промывке используют растворы минеральных (соляная, фосфорная) и органических (лимонная, фталевая) кислот и комплексообразующие реагенты (трилон Б). Чтобы предупредить разъедающее действие растворов кислот, в них добавляют замедлители реакции - ингибиторы (уротропин, хромпик, каптакс) и проводят последующую нейтрализацию (например, щелочение с использованием аммиака).

В режимную карту входят:

давление и температура острого и промежуточного пара, питательной воды;

температура уходящих газов;

количество и сочетание работающих мельниц, горелочных устройств, дутьевых вентиляторов и дымососов;

состав продуктов сгорания (О2 или СО2);

показатели надежности и экономичности работы поверхностей или элементов котла;

расход воздуха на мельницы и их загрузка;

температура среды и металла некоторых наиболее опасных с точки зрения перегрева поверхностей нагрева;

другие показатели, например характеризующие шлакование, загрязнение.

Кроме того, в режимной карте отражены:

периодичность включения средств очистки поверхностей нагрева и особые условия работы оборудования котла (например, степень открытия регулирующих воздушных и газовых шиберов, открытие шиберов первичного и вторичного воздуха горелок);

периодичность удаления шлака;

условия работы линий рециркуляции газов и рабочей среды.

При сжигании мазута в режимные карты дополнительно вносят температуру предварительного подогрева, при которой обеспечивается его надежное транспортирование по-трубопроводам и распыление в форсунках.

По параметрам, входящим в режимную карту, настраивают защиты и системы автоматического регулирования. Паровые котлы вводимые после монтажа, подлежат первичной наладке, на основе которой составляются временные режимные указания, действующие до завершения режимно-наладочных испытаний и появления режимной карты.

Испытания котлов разнообразны. Среди них можно выделить пусконаладочные, режимно-наладочные и исследовательские. Па необходимости проведения различают регулярные, плановые и экстренные работы, а по сложности - работы I, II и III категорий, отличающиеся объемом и точностью проведения.

Пусконаладочные испытания, включающие комплексное опробование котла и проверку гарантийных расчетных показателей его надежности и экономичности работы, проводят после окончания монтажных работ. В объем испытаний головных блоков входят также поэлементная проверка оборудования, его испытания и приемка.

Режимно-наладочные испытания проводят для выявления оптимальных условий работы котла, его основного и вспомогательного оборудования и проверки надежности работы поверхностей нагрева при различных режимах.

Проводя эти испытания на определенных нагрузках, проверяют и фиксируют параметры при разных условиях топочного режима (воздушный режим горения, число и сочетание работающих горелок, мельниц, распределение первичного и вторичного воздуха) и работы системы пылеприготовления (степень сушки, тонина помола, вентиляция мельниц и др.), а также при сжигании различных видов топлива. Во время испытаний обращают внимание на надежность работы отдельных элементов котла (топки, горелочных устройств, поверхностей нагрева), явления, снижающие ее (шлакование, занос, высоко- и низкотемпературная коррозия, перегрев и пережог труб и т. д.), экономичность работы отдельных видов оборудования (удельные затраты электроэнергии, сопротивление тракта), маневренность, диапазон регулирования и другие специфические особенности (например, выход шлака в топках с жидким шлакоудалением).

Испытания проводят по заранее составленной программе, в которой отражают их цель, основные задачи, условия, объем, методику проведения и обработки результатов, потребность в рабочей силе, а также приводят перечень подготовительных мероприятий и указывают ответственных исполнителей. Программа утверждается руководством электростанции и доводится до сведения сменного вахтенного персонала, дежурного инженера и диспетчерской службы.

Перед испытаниями проверяют основные и вспомогательные щитовые приборы, устанавливают дополнительные приборы и специально изготовленные приспособления (газозаборные трубки штуцеры, зонды, линии отсоса газов и охлаждения приборов, пылезаборные трубки, топливоотборники и др.). С целью повышения качества проведения испытаний и исключения серьезных ошибок выделенный персонал проходит предварительную учебу. Все это входит в комплекс подготовительных мероприятий и отражается в программе. Испытания проводят работники цеха наладки совместно с эксплуатационным персоналом станции или специализированной наладочной организацией.

Останов котла

При останове котла постепенно снижают нагрузку, уменьшая расход топлива, питательной воды, воздуха и загрузку дымососов. В схемах с прямым вдуванием пыли расход топлива уменьшают разгрузкой питателей сырого топлива и последующим постепенным остановом их и соответствующих мельниц. В схемах с промежуточными бункерами первоначально отключают питатели сырого топлива и мельницы, а затем уменьшают загрузку питателей пыли и постепенно выводят их из работы. Скорость снижения нагрузки определяется допустимой скоростью изменения температуры металла наиболее толстостенных элементов оборудования. Чтобы не появились значительные температурные напряжения в начальный период останова (иногда до минимально устойчивой нагрузки), поддерживают номинальную температуру пара.

Разгрузку барабанных и некоторых прямоточных котлов ведут при скользящем давлении. Скорость снижения давления в этом случае зависит от условий поддержания заданной температуры и допустимой скорости снижения температуры насыщения (в барабанных), определяемой давлением. Останов прямоточных котлов можно вести как в прямоточном, так и в сепараторном режиме. Переход на сепараторный режим останова начинают при расходе среды, меньшем пропускной способности растопочного узла. Перед переходом на сепараторный режим открывают дроссельные клапаны 5 и 3 (Др-1 и Др-2) встроенного сепаратора 4 и расширителя Р-20 (см. рис.1) и арматуру их сбросных трубопроводов с целью прогрева, после чего закрывают встроенную задвижку ВЗ. Изменяя открытие дроссельных клапанов, поддерживают регулятором рабочее давление в тракте до встроенной задвижки. Останов двухкорпусных котлов ведут либо разгрузкой обоих корпусов, либо чаще - постепенной разгрузкой с остановом сначала одного, а затем другого корпуса.

После разгрузки блока до минимально устойчивой нагрузки гасят топку, обязательно проверяя отключение горелок, прекращают подачу питательной воды и останавливают питательные и бустерные насосы. При снижении мощности до значений, на которые рассчитана пропускная способность пускосбросных устройств (ПСБУ), отключают турбину. Последующее обеспаривание промежуточного и основного пароперегревателей производится в конденсатор открытием арматуры на сбросных паропроводах промперегрева и ПСБУ. После останова котла в течение 5…10 мин вентилируют топку и газоходы. Действия персонала после останова котла и его оборудования зависят от вида останова (см. § 54).

При останове котла в ремонт его отсоединяют от общестанционных магистралей и трубопроводов соседних котлов, устанавливая соответствующие заглушки. При сжигании твердого топлива его полностью удаляют из бункеров. Внутренним и внешним осмотрами газоходов, топки, поверхностей нагрева основного и вспомогательного оборудования определяют неисправности, о чем делают соответствующие записи в журналах ремонта и дефектов. При последующих ремонтах контролируют устранение отмеченных недостатков.

Эксплуатация вспомогательного оборудования

Надежность котла в значительной степени определяется работой вспомогательного оборудования - вентиляторов, дымососов, арматуры, систем золоулавливания и шлакозолоудаления, устройств очистки и др. О совершенстве работы вспомогательного и основного оборудования судят по показаниям контрольно-измерительных приборов (КИП). Перед включением вспомогательного оборудования проверяют показания КИП и исправность технологических защит, арматуры, предохранительных и регулирующих устройств.

После капитального ремонта дополнительно при внутреннем осмотре проверяют: отсутствие посторонних предметов; легкость хода рабочего колеса и привода регулирующих устройств; зазоры и их соответствие техническим условиям; состояние рабочих колес, корпуса, лопаток направляющего аппарата. Выявленные неисправности устраняют. После оформления акта приемки из ремонта, проверки готовности к пуску и подачи напряжения производят пуск и постепенно открывают запорные шиберы и направляющие аппараты. В период загрузки электродвигателей и при дальнейшей работе постоянно контролируют силу тока, работу машин, подшипников и др.

Эксплуатационная загрузка тягодутьевых машин определяется потребностями котла и состоянием его поверхностей нагрева, а также работой системы пылеприготовления. Изменяют загрузку преимущественно регулировкой направляющих аппаратов и частоты вращения ротора. При эксплуатации наблюдают за смазкой и охлаждением подшипников, вибрацией рабочего колеса и корпуса (они нe должны задевать друг за друга), степенью нагрева электродвигателей и подшипников, правильностью работы КИП, систем управления, защиты и сигнализации. Перед каждой сменой (при приемке) проводят внешний осмотр оборудования. При останове одного из вентиляторов или дымососов необходимо обеспечить равномерность раздачи воздуха по горелкам и исключить переток его (или газа) через остановленную машину. Останов, как и пуск, производят дистанционно со щита управления, постепенно закрывая направляющий аппарат и отключая электродвигатель. После останова разбирают электрическую схему, чтобы исключить возможность подачи напряжения на остановленную машину.

Устройства золоулавливания. В современных мощных установках наибольшее распространение получили электрофильтры и мокрые золоуловители (скрубберы). Иногда в качестве первой ступени при двуступенчатой схеме очистки газов используют сухие инерционные золоуловители.

При работе электрофильтров особое внимание уделяют электробезопасности, качеству тепловой изоляции и обшивки, поддержанию режимов электропитания и встряхивания электродов, а также равномерности распределения газа по секциям, которая обеспечивается газораспределительными решетками и шиберами, установленными на входе. Важность стабильности режимов электропитаний объясняется тем, что наибольшую эффективность очистки получают при напряжении, близком к напряжению возникновения электрического разряда. Повышение напряжения эффективность очистки практически не улучшает и увеличивает энергетические затраты. На пробивное напряжение и ток коронного разряда сильное влияние оказывает загрязнение электродов. Так как золовые отложения снижают ток и эффективность очистки, электроды необходимо периодически встряхивать. Однако при частом встряхивании часть осыпающейся золы захватывается газовым потоком и выносится в атмосферу.

Работу электрофильтров значительно ухудшают неплотностии обшивки и возникающие в результате этого присосы, увеличивающие вторичный вынос золы из золоуловителей, а также скорость газового потока и ведущие к повышенному эрозионно-коррозионному износу мест присосов. При эксплуатации необходимо ежесуточно осматривать электрофильтры и следить за работой систем золоудаления, не допуская накопления и зависания золы в бункерах, а также электрофильтрах, что может привести к короткому замыканию в активной части фильтра и отключению напряжения. При останове котлов на длительный срок электрофильтры подлежат очистке, так как зола, осевшая на электродах и стенках, постепенно слеживается и увлажняется, что при последующем включении фильтра может вызвать короткое замыкание и нарушения в работе.

В котлах с мокрыми золоуловителями следует обращать внимание на изменение их сопротивления, температуру газов за ними, давление и расход орошающей воды. Для удаления отложений, повышающих сопротивление, периодически промывают решетки и входные патрубки. При значительном снижении температуры газов интенсивность выноса влаги (брызгоунос) растет, что способствует развитию коррозионных процессов и отложений увлажненной золы в газоходах за золоуловителями и на лопатках дымососов. Увеличение расхода орошающей воды позволяет улучшить улавливание золы но одновременно повышает охлаждение газов и брызгоунос. Повышенный брызгоунос отмечается также при росте давления воды в соплах орошения. При ежесуточном осмотре золоуловителей проверяют их состояние, закрытие лазов, люков, отсутствие присосов, подачу орошающей воды.

Устройство шлакозолоудаления. При эксплуатации шлаковых комодов важно обеспечить полное охлаждение и дробление шлака, достаточное поступление воды и поддержание ее уровня, исправность транспортеров, шнеков и др. Гляделки и лазы на шахте должны быть плотно закрыты. При выпадении значительных глыб шлака принимают меры к их измельчению и удалению. В золосмывных аппаратах следят за поступлением воды и ее давлением перед соплом, отсутствием присосов, равномерностью схода золы и отсутствием, забивания аппаратов.

При транспортировании шлакозоловодяной пульпы по каналам гидрозолоудаления (ГЗУ) обращают внимание на состояние облицовки каналов и качество смыва отложений. Чтобы в каналы не попадали посторонние предметы, а также для безопасности движения людей каналы закрывают съемными перекрытиями.

Надежность работы системы гидрозолоудаления, особенно багерных насосов, значительно снижается при попадании в них металлических предметов. Поэтому необходимо контролировать работу металлоуловителей (ловушек) и своевременно очищать их от уловленных предметов в соответствии с графиком и при остановах насосов.

Отложения в пульпопроводах от багерной до золоотвала и в обратных трубопроводах осветленной воды увеличивают сопротивление и создают условия для повышенного износа, поэтому их необходимо своевременно очищать через люки. Уплотнение и цементирование осевшей золы наблюдается при отключении золошлакопроводов. В связи с этим при выводе золошлакопроводов в резерв или ремонте их необходимо промывать чистой водой, которую сливают.

Арматура и средства очистки. Одним из недостаточно надежных элементов оборудования станций является арматура. При приеме смены контролируют основную арматуру, проверяют отсутствие трещин и плотность сальников, соответствие хода приводов перемещению штоков, а также табличкам и надписям.

Средства очистки поверхностей нагрева должны постоянно находиться в состоянии готовности. Обычно их включают дистанционно со щита управления или с местных щитов. Обдувочные аппараты ежесменно контролируют внешним осмотром для выявления неисправностей, неплотности уплотнений, парения. При обдувке необходимо следить за входом и выходом из котла вдвижных обдувочных аппаратов и подачей в них пара, за эффективностью обдувки. Перед включением обдувочных аппаратов для уменьшения водозолового износа конденсат дренируют из подводящих паропроводов.

При монтаже обдувочных аппаратов особое внимание обращают на правильность их установки и глубину ввода трубы-насадки в котел. Увеличенный по сравнению с рекомендуемым ввод маловдвижных обдувочных аппаратов не обеспечивает эффективную очистку экранных поверхностей, а уменьшенный - вызывает усиленный износ труб и обмуровки. В установках дробеочистки проверяют работу и состояние дробеотделителей, тракта подачи дроби в бункера, исправность и достаточность охлаждения дробераспределителей и подводящих труб. При останове котлов выявляют степень наклепа и износ очищаемых труб и распределителей дроби, контролируют правильность их установки и равномерность распределения дроби по очищаемой поверхности нагрева.

Дробеочистку включают пуском воздуходувки или эжектора. Вследствие создаваемого перепада давлений опорожняется нижний бункер и дробь подается в верхний. Заполнив верхний бункер, воздуходувку останавливают и открывают клапан для ввода дроби в распределители или пневмозабрасыватели-дробеметы, куда предварительно подается пар (воздух).для ее разброса.

В установках виброочистки проверяют действие вибраторов, исправность и достаточность охлаждения приводных штанг, плотность устройств их ввода в котел. Контролируют эффективность очистки.

7. Эксплуатация топливоподачи и сушильно-мельничных установок

Обеспечение парового котла топливом требуемого качества является одной из важных операций работы энергетических блоков. Надежность снабжения котла твердым топливом в первую очередь определяется работой бункеров сырого топлива. При эксплуатации. равномерность поступления топлива проверяется с помощью щупов-индикаторов, а при прекращении его подачи включаются устройства, устраняющие зависание топлива, обогревающие стенки, осуществляющие пневмо- и виброобрушение. Учитывая неопределенность времени прекращения подачи топлива, эти устройства следует держать постоянно готовыми к действию. Зависание топлива в бункерах увеличивается при попадании крупногабаритных предметов, корней, щепы, которые в дальнейшем могут также вызывать остановы или поломку питателей, мельниц и др. Поэтому при эксплуатации постоянно контролируют работу дробилок, щепо- и металлоуловителей, а также удаляют уловленные предметы. Так как со временем слеживаемость топлива увеличивается, необходимо периодически (через 7…10 сут.) выбирать топливо из бункеров до минимального уровня, а перед выводом котла или системы пылеприготовления из работы на длительный срок - удалять его полностью и очищать стенки. Аналогично эксплуатируют пылевые бункера.

Расход топлива на горелки регулируют, изменяя загрузку питателей сырого топлива (в схемах прямого вдувания) и пыли (в схемах с промбункером). Расход топлива в питателях регулируется специальным устройством (регулятором слоя) и изменением частоты вращения приводного устройства, а в пылепитателях только изменением частоты вращения. При попадании в питатель крупных посторонних предметов и увеличении влажности топлива увеличивается потребляемый приводом ток. В этом случае следует выявить причину перегрузок и устранить ее. При забивании бункеров посторонними предметами, зависании и застревании (обрывах) топлива его поступление прекращается, о чем сигнализируют установленные на питателе индикаторы и приборы защиты, включающие пневмо- и виброобрушение.

Требуемое качество пыли обеспечивают мельницы, сепараторы и весь тракт пылеприготовления. В работе мельниц наблюдаются перегрузки или расхолащивание. Перегрузки возникают из-за чрезмерной подачи топлива или попадания посторонних предметов, а также при уменьшении вентиляции. В этих случаях увеличивают поступление воздуха на вентиляцию мельницы, а если это не помогает, отключают питатель до снятия перегрузки. Расхолащивание происходит при прекращении подачи топлива или чрезмерной вентиляции.

Мелющие органы постепенно изнашиваются, что ухудшает размол и увеличивает потери теплоты с механическим недожогом. Поэтому необходимо систематически осматривать изнашивающиеся элементы и заменять их (по графику). При эксплуатации систем топливоподачи и пылеприготовления следует своевременно удалять скопления и отложения пыли, особенно с горячих поверхностей, регулярно убирать помещения и оборудование. Появление пыли в помещении происходит из-за неплотностей в элементах топливоподачи и пылеприготовления, а также изношенных участков пылепроводов; их выявляют и своевременно устраняют.

Наряду с наружными загораниями пыли часто наблюдаются загорания, хлопки и взрывы внутри самой системы пылеприготовления из-за внутренних отложений на стенках пылепроводов, сепараторов, циклонов. Для выявления внутренних отложений пыли оборудование после остановов регулярно осматривают. Ликвидация отложений на работающем оборудовании (открытие лазов и люков) запрещена. При повышении температуры сушильного агента в конце установки загорания учащаются. Хлопки и взрывы происходят при взрыхлении тлеющей пыли, например при пусках и остановах мельниц, случайных ударах. Учитывая зависимость загораний от температуры сушильного агента за мельницей, для каждого вида топлива регламентируется определенное ее значение. Для ликвидации загораний в системе пылеприготовления служат средства пожаротушения, которые применяют при повышении температуры, а также видимом разогреве элементов мельницы.

Склонностью пыли к загораниям определяется последовательность операций при пусках и остановах системы пылеприготовления. При включении системы пускают мельницу, подают сушильный агент и включают питатель сырого топлива, а при выключении сначала останавливают питатель, затем мельницу и после ее вентиляции перекрывают подачу сушильного агента.

Качество готовой пыли регулируют створками сепараторов. Для каждого топлива в результате испытаний находят наиболее оптимальную тонину помола пыли и обеспечивающие ее режимы работы установки, которые отражаются в режимных картах и местных инструкциях.

При эксплуатации пылеприготовительных установок следят за:

поступлением топлива и равномерностью загрузки питателей и мельниц;

контролируют уровни сырого топлива и пыли в бункерах, не допуская отклонения за предельные отметки;

поддерживают требуемые температуру и состав сушильного агента за мельницей;

контролируют температуру пыли в бункере и принимают меры безопасности при превышении ею предельных значений;

проверяют состояние изоляции и взрывных клапанов, исправность и правильность работы всего оборудования, плотность соединения элементов.

Для текущего контроля и надежной работы топливный тракт, пылеприготовительные установки оборудуют измерительными приборами, автоматическими регуляторами, системами защиты и блокировки. Эксплуатация систем топливоподачи и пылеприготовления, применяемые приборы и оборудование должны соответствовать требованиям «Правил взрывопожаробезопасности топливоподач электростанций» и «Правил взрывобезопасности установок для приготовления и сжигания топлива в пылевидном состоянии».

МПа, tn „-545/545Х;

Рис. 18.12. Схемы компоновок пароперегревателей. а — р—і МПа, <ПП-440°С; б — р—10 МПа, ?nn-540°C; а —р-14 г — p-2S, S МПа,'ід п-545/545°С; 1 — конвективный пароперегреватель; 2 — ширмовый; 3 — потолочный; 4 — конвектив­ный промежуточный; 5 — топочные экраны; 5 — фестон; 7 — подвесные трубы.

Регулировочная характеристика, т. е. зави­симость температуры перегретого пара от на­грузки котла, различна для пароперегрева­телей различных систем. Характерной особен­ностью радиационного пароперегревателя яв­ляется снижение температуры перегретого паpa с повышением нагрузки (кривая 1 на рис. 18.13). В ра­диационной поверх­ности нагрева коли­чество передаваемой теплоты зависит главным образом от теоретической тем - _ пературы сгорания топлива, степени Рис. 1. Регулировочные черноты топки и теп - характеристики пароперегре - ловой Эффекхивн0. вателеи. тт .

/-радиационного; 2-конвек - СТИ ЭКрЗНОВ (СМ. тивиого; 3 — комбинированного. § 20.3). ЭТИ ВЄЛИЧН-

Ны очень слабо за­висят от количества сжигаемого топлива, а следовательно, и от нагрузки. Поэтому в ради­ационном пароперегревателе тепловосприятие растет медленнее увеличения расхода пара че­рез него, в связи с чем удельное тепловоспри­ятие (на единицу расхода пара) снижается. В конвективном пароперегревателе количество проходящих через него продуктов сгорания увеличивается почти пропорционально увели­чению нагрузки, и это увеличивает конвектив­ную теплоотдачу пропорционально скорости газов в степени 0,6—0,65. Вследствие умень­шения прямой отдачи в топке и соответствен­но роста температуры продуктов сгорания на выходе из топки увеличивается температур­ный напор в области конвективного паропере­гревателя. Оба эти обстоятельства приводят к более быстрому росту температуры перегре­того пара по сравнению с темпом роста на­грузки котла (кривая 2 на рис. 18.13).

При соответствующем подборе размеров радиационной и конвективной частей паропе­регревателя теоретически можно было бы до­биться постоянства температуры перегретого пара (кривая 3 на рис. 18.13). Однако в реаль­ных условиях температура перегретого пара будет изменяться вследствие изменения экс­плуатационных факторов. К ним относятся температура питательной воды, избыток воз­духа в топке, шлакование экранов топки и особенно пароперегревателя, влажность топ­лива.

11—833

В барабанных котлах, у которых поверх­ность нагрева пароперегревателя фиксирована, влияние температуры питательной воды выра­жается в том, что понижение ее связано с уменьшением паропроизводительности. При неизменном расходе топлива это означает, что количество теплоты газов в зоне перегревате­ля, приходящейся на единицу расхода пара, возрастает. При этом повышается температу­ра перегретого пара. В прямоточных котлах, наоборот, низкая температура питательной во­ды вызывает соответствующее понижение и температуры перегретого пара, так как тепло­выделение сохраняется постоянным. Увеличе­ние избытка воздуха в топке связано с повы­шением количества продуктов сгорания, омы­вающих конвективный пароперегреватель, ин­тенсификацией в нем теплообмена, в связи с чем повышается температура перегретого пара. Чем больше влажность топлива, тем выше температура перегретого пара, так как повышенная влажность связана с ростом ко­личества продуктов сгорания, омывающих пароперегреватель, и с увеличением коэффи­циента теплоотдачи по газовой стороне, а так­же повышением их излучающей способности вследствие увеличения доли трехатомных га­зов. Шлакование топочных экранов вызывает рост температуры продуктов сгорания на вы­ходе из топки и соответствующее повышение температуры пара. Наоборот, шлакование са­мого пароперегревателя приводит к ухудше­нию теплоотдачи и уменьшению температуры перегретого пара.

В прямоточных котлах, у которых зоны фазового перехода не фиксированы, поверх­ность пароперегревателя изменяется с изме­нением эксплуатационных факторов вследст­вие перемещения конца зоны парообразования. Поддержанием соотношения расхода воды и топлива можно достигнуть постоянства тем­пературы перегретого пара. Вместе с тем вви­ду малой аккумулирующей способности (ма­лые водосодержание и металлоемкость) пря­моточные котлы весьма чувствительны к из­менению расхода топлива или воды, что вы­зывает в эксплуатации изменение температуры перегретого пара.

По ГОСТ 3619-76 установлены небольшие допустимые отклонения температуры перегре­того пара от номинального значения (от +5 до —10°С). Даже комбинированные радиа- ционно-конвективные пароперегреватели в экс­плуатационных условиях не обеспечивают по­стоянства температуры перегретого пара в пределах допустимых отклонений, в связи с чем каждый паровой котел оборудуют устройствами для регулирования температуры перегретого пара. По условиям глубокого из­менения графика нагрузки электростанции желательно иметь возможно больший диапа­зон регулирования паропроизводительности при сохранении номинальных температур па­ра. Номинальная температура должна обеспе­чиваться: по перегретому пару —в регулиро­вочном диапазоне нагрузок от 30 до 100%, по вторично-перегретому пару —в регулировоч­ном диапазоне от 60 до 100 %.

Методы регулирования. Различают два ос­новных метода регулирования температуры перегрева пара: паровой и газовый.

161

Паровое регулирование основано на сни­
жении энтальпии пара либо путем отбора от него части теплоты и передачи этой теплоты питательной воде, либо путем впрыска в него обессоленной воды и ее испарения. Эти мето­ды обычно применяются для регулирования температуры свежего пара. Для регулирования температуры вторично-перегретого пара также применяют паровое регулирование, однако обычно оно основано на перераспределении теплоты между свежим и вторично-перегретым паром.

Газовое регулирование основано на изме­нении тепловосприятия поверхности нагрева с газовой стороны до значения, необходимого для получения заданного уровня температуры перегретого пара. К этим методам относятся рециркуляция продуктов сгорания, байпасиро - вание части потока продуктов сгорания мимо поверхности нагрева пароперегревателя, изме­нение положения факела в топочной камере. Газовое регулирование применяется для регу­лирования температуры вторично-перегретого пара, а при его отсутствии иногда и для регу­лирования температуры свежего пара.

Паровое регулирование. Паровое регулиро­вание получило широкое применение и осу­ществляется главным образом в двух вариан­тах: охлаждение пара в поверхностных паро­охладителях— теплообменниках и вспрыски­вание в поток перегретого пара чистого кон­денсата — впрыскивающие пароохладители. При этом поверхность пароперегревателя вы­бирают с запасом, а излишний перегрев пара снимают в пароохладителе. Впрыскивающие и поверхностные пароохладители применяют для регулирования температуры свежего пара. Для вторичного перегрева этот метод регули­рования осуществляют в паропаровых тепло­обменниках ППТО. Впрыск конденсата в по­ток вторично-перегретого пара экономически не оправдан, так как образующееся за счет впрыска дополнительное количество перегре­того пара вместе с основным потоком пара поступает в турбину, минуя ее ЦВД.

Пароохладитель можно устанавливать за пароперегревателем, в рассечку (между сту­пенями пароперегревателя) либо на стороне насыщенного пара. При установке пароохла­дителя на вьпсойе (рис. 18.14,а) пароперегре­ватель остаётся незащищенным от высокой температуры пара, и потому для регулирова­ния температуры перегретого пара такой ме­тод не применяется.

Установка пароохладителя по остальным вариантам защищает и турбину и паропере­греватель. Однако меньшей инерционностью обладает регулирование температуры при уста­новке пароохладителя врассечку (рис. 18.14,6), особенно при высоком давлении. При таком способе регулирования сокращается не только

Рис. 2. Влияние места включения пароохладителя на изменение температуры перегретого пара по тракту пароперегревателя. А — за пароперегревателем; б — в рассечку; в — до паропере­гревателя; / — пароохладитель; 2— допустимая температура пара.

Длина пути пара после регулятора, но и вре­мя, необходимое для изменения количества теплоты, аккумулированного в металле паро­перегревателя после регулятора перегрева. Инерционность воздействия пароохладителя на температуру перегретого пара определяется тепловосприятием тракта за охладителем. Чем оно меньше, тем быстрее достигается резуль­тат регулирования конечной температуры перегретого пара, а само регулирование по­лучается более гибким. Установка паро­охладителя на стороне насыщенного пара (рис. 18.14,в) приводит к большему запазды­ванию регулирования.

Поверхностные пароохладители представляют со­бой трубчатый теплообменник, внутри труб которого протекает охлаждающая вода (обычно питательная вода), а снаружи они омываются потоком охлаждае­мого (конденсирующегося, если регулятор на входе в перегреватель) пара (рис. 18.15). Трубная система состоит из U-образных змеевиков, встроенных в ка­меру.

По отношению к экономайзеру поверхностный па­роохладитель включают последовательно (рис. 1). При этом независимо от нагрузки котла через эконо­майзер проходит вся питательная вода, что обеспечч - вает надежное его охлаждение. Поверхностные паро­охладители используют на котлах малой паропроизво­дительности.

Впрыск воды в пар является самым простым мето­дом парового регулирования. Впрыскивающий паро­охладитель (рис. 18.17) представляет собой участок коллектора, в котором в поток перегретого пара впрыс­кивается конденсат. Его вводят через форсунку-расйы- литель с несколькими отверстиями диаметром 3—6 мм. Во избежание попадания относительно холодных струй конденсата на стенки коллектора, имеющего темпера­туру перегретого пара, установлена разгруженная от давления защитная рубашка с зазором 6—10 мм. Ее длина (4—5 м) соответствует участку испарения ка­пель влаги.

Рис. 18.15. Поверхностный пароохладитель. 1 и 2 — входной и еыходной коллекторы соответственно; 3 — крышка; 4 — змеевики; 5 — камера.

■ Па тательна я йода

Рис. 2. Схема включения по­верхностного пароохладителя. 1 —• барабан; 2 — пароохладитель; 3 — сброс воды после пароохлаци - теля; 4 — экономайзер.

Впрыскивающие пароохладители требовательны к качеству воды, используемой для впрыска. Прямоточ­ные котлы всегда, а барабанные котлы часто питают турбинным конденсатом, в связи с чем одни и другие оборудуют впрыскивающими пароохладителями, ис­пользующими этот конденсат. При минерализованной питательной воде барабанных котлов конденсат для впрыска получают непосредственно в котле (рис. 18.18) из собственного насыщенного пара.

Следует учитывать, что по мере приближе­ния впрыскивающего пароохладителя к выхо­ду из пароперегревателя сильно повышается температура пара перед вспрыскивающим устройством, а следовательно, ухудшаютсі. температурные условия работы металла кол­лектора в месте впрыска. Для регулирования температуры пара и ограничения максималь­ных температур за отдельными ступенями пароперегревателя вмерТо одного обычно пре­дусматривают два по тракту пара (рис. 18.19,а) или даже три впрыска (рис. 18.19,6). Послед­ний по тракту впрыск предусматривают пе­ред выходной ступенью перегревателя с Ді= = 1604-300 кДж/кг.

Рис. 18.17. Впрыскивающий пароохладитель.

11*

Паро-паровой теплообменник. Если основ­ной пароперегреватель выполнить радиацион­ным, а промежуточный — конвективным, то при снижении нагрузки котла температура свежего пара будет повышаться, а вторично - перегретого пара понижаться (см. рис. 18.13).

Рис. 18.18. Схема регулирования перегрева паря впры­ском собственного конденсата. 1 — экономайзер; 2 — конденсатор; 3—барабан; 4 — сборник конденсата; 5 н 7—пароперегреватель; 6 — впрыскивающий па­роохладитель.

I

1 — секция ППТО; 2 — регулирующий клапан; 3 — байпас; 4— днстанцнонируюіцая планка; 5 — донышко; 6 — головка секции; 7 — уплотняющий диск; 8 — теплообменные трубки; 9 — корпус секции.

Пенсации температурных удлинений трубной системы и компактности устройства теплообменнику придают U-образную форму. Внутри трубок движется перегре­тый пар, а в коллекторе — вторично-перегретый пар, регулирование температуры которого достигается об­водом (байпасированием) части потока помимо тепло­обменника.

Паро-паровые теплообменники выполняют много­секционными. В мощных агрегатах число секций дости­гает нескольких десятков. Секции включают между со­бой параллельно. Диапазон регулирования температуры пара составляет 30—40°С.

Паро-паровые теплообменники являются частью поверхности нагрева промежуточного пароперегревателя, воспринимающей теплоту от перегретого пара и располагаемой вне га­зового тракта; остальная часть теплоты вос­принимается в поверхностях нагрева, разме­щаемых в конвективном газоходе. Все эти по­верхности включаются между собой последо­вательно.

Основные принципиальные схемы включения ППТО по­казаны на рис. 18.21. Во всех схемах ППТО включены в тракт перегретого пара после элементов, имеющих радиационную характеристику (см. рис. 18.13, кривая 1). В соответствии с этой характеристикой при сни­жении нагрузки котла тепловосприятие ППТО увели­чивается.

В схеме (рис. 18.21,0) весь перегретый пар про­ходит ППТО. Температура вторично-перегретого пара регулируется его расходам путем байпасирования через клапан парового байпаса (КПБ) части потока пара среднего давления мимо ППТО, что вызывает соответ­ствующее изменение коэффициента теплоотдачи от стен­ки к пару а2 и температурного напора в ППТО. Не­достатком схемы являются большие энергетические по­тери из-за значительного гидравлического сопротивле­ния по тракту перегретого пара.

Газовое регулирование применяют для под­держания требуемой температуры вторично- перегретого пара, но оно связано с измене­нием топочного режима и потому влияет на температуру и перегретого пара. Газовое ре­гулирование вызывает дополнительные расхо­ды энергии на тягу и потерю теплоты с ухо­дящими газами, а также оказывает влияние на температуру перегретого пара, что услож­няет эксплуатацию.

Требуемая температура перегретого пара не обеспечивается газовым регулированием, а потому в современных котлах его применяют совместно с паровым. При наличии промежу­точного пароперегревателя неизбежно приме­ нение двух независимых методов регулиро­вания.

Рециркуляция продуктов сгорания. Отби­раемые из конвективной шахты при темпера­туре 250—350°С (обычно после экономайзера) продукты сгорания рециркуляционным дымо­сосом нагнетаются в топочную камеру, что позволяет перераспределить теплоту между отдельными поверхностями нагрева в зависи­мости от принятого коэффициента рециркуля­ции. Чем выше этот коэффициент, тем больше полученный тепловой эффект. Минимальный коэффициент рециркуляции по условиям пре­дупреждения обратного перетока по тракту рециркуляции и охлаждения устройств ввода газов в топочную камеру составляет около 5%.

Tnnfc рециркуляцией)

Рис. 18.22. Регулирование температуры пара рециркуля­цией продуктов сгорания.

Рециркулирующие продукты сгорания мож­но вводить в верхнюю или нижнюю часть топ­ки (рис. 18.22). В зависимости от схемы и коэффициента рециркуляции изменяются тем­пературный и аэродинамический режимы в зоне движения рециркулирующих продуктов сгорания. Сброс продуктов сгорания в нижнюю часть топки приводит к ослаблению прямой отдачи в топке и соответственно к повышению температуры продуктов сгорания на выходе из нее. Рециркуляция увеличивает количество газов, проходящих через пароперегреватель. Оба обстоятельства вызывают усиление кон­вективного теплообмена и, следовательно, по­вышение температуры перегретого пара. Ослабление прямой отдачи в топочной камере при рециркуляции продуктов сгорания играет положительную роль в отношении защиты экранов НРЧ от чрезмерно высоких тепловых нагрузок (см. § 17.3). Рециркуляцию продук­тов сгорания усиливают при малой нагрузке, когда температура перегретого пара снижает­ся, и, наоборот, отключают ее при большой нагрузке, когда перегрев пара возрастает, в связи с чем объем продуктов сгорания, ухо­дящих из агрегата, мало изменяется. Однако увеличенный объем продуктов сгорания в га­зоходах при сниженных нагрузках и повыше­ние приводят к возрастанию <?2 и некото­рому пережогу топлива. Наиболее рациональ­но вводить рециркулирующие газы в короб горячего воздуха горелок.

Сброс рециркулирующих продуктов сгора­ния в верхнюю часть топки не оказывает влия­ния на ее тепловую работу, но существенно снижает температуру продуктов сгорания в основном пароперегревателе, что исключает его шлакование, но приводит к некоторому снижению тепловосприятия.

Недостатком метода регулирования рецир­куляцией продуктов сгорания является необ­ходимость дополнительного оборудования и увеличения собственного расхода энергии. Это в значительной мере окупается экономией ме­талла и арматуры пароперегревателя, устанав­ливаемой при паровом регулировании. При высокой зольности топлива рециркуляция про­дуктов сгорания приводит к увеличению изно­са поверхности нагрева.

Рис. 18.23. Влияние угла поворота горелок на тепловосприятие топочных экранов и температуру продук­тов сгорания на выхо­де из топки.

Изменение положения факела в топке. Тепловосприятие топочных экранов определя­ется не только уровнем температуры в топке, но и характером ее распределения. Изменяя положение факела, можно увеличить или уменьшить тепловосприятие в топке, а следо­вательно.Уменьшении нагрузки котла, когда температу­ра вторично-перегретого пара снижается (рис. 18.13, кривая 2), горелки поворачивают вверх топки, чтобы повысить температуру па­ра. Газовое регулирование поворотными го­релками позволяет поддерживать постоянную температуру вторично-перегретого пара в диа­пазоне нагрузок котла 100—70%

Положение факела изменяют также пере­ключением горелок, расположенных в не­сколько ярусов. Если при трех ярусах суммар­ный расход топлива через них соответствует 150% паропроизводительности, то включение любых двух ярусов обеспечивает работу котла со 100%-ной нагрузкой. Поэтому при большой нагрузке, когда перегрев пара растет, вклю­чают нижние ярусы горелок, а при малой на­грузке, наоборот,— верхние.

Байпасирование продуктов сгорания. Регу­лирование температуры перегретого пара бай­пасированием продуктов сгорания выполняют в трех вариантах: изменением расхода продук­тов сгорания через холостой газоход между пакетами пароперегревателя (рис. 18.24,а) и распределением продуктов сгорания по парал­лельным газоходам, в которых расположены различные поверхности нагрева («расщеплен­ный газоход», рис. 18.24,6, в). * Байпасирование продуктов сгорания через холостой газоход осуществляют газовыми за­слонками— шиберами. При холостом газоходе газовые заслонки работают в тяжелых темпе­ратурных условиях, коробятся, и поэтому та­кая схема применяется редко. Более надежно обеспечивается распределение продуктов сго­рания по газоходам газовыми заслонками, расположенными за поверхностью нагрева (рис. 18.24,6). Регулирование осуществляют также перераспределением расхода продуктов сгорания через газоходы экономайзера и про­межуточного пароперегревателя автоматиче­ским воздействием на регулирующий шибер или последовательно включенный с ним регу­лирующий дымосос (рис. 18.24,в). Недостаток метода — усложнение и удорожание уста­новки.

Регулирование температуры перегрева пара может осуществляться перепуском части газов мимо пароперегревателя, и в пароохладителях путем смешения перегретого пара с насыщенным и впрыскиванием воды в пар до и после пароперегревателя. Регулирование температуры перегрева пара у барабанных котлов является самостоятельной задачей, решаемой независимо от остальных регулируемых элементов котельного агрегата. Однако, у котлов, имеющих автоматическое регулирование процесса горения, регулирование температуры перегрева пара также должно быть автоматизировано. Кроме того, автоматическое регулирование перегрева пара должно применяться на всех установках с высокими параметрами пара. Регулирование температуры перегрева пара, помимо пароохладителей, практически осуществляется торкретированием части топочных экранов, перепуском части продуктов горения из топки, помимо котельного пучка, в зону пароперегревателя, изменением угла наклона горелок, различным расположением горелок по высоте топки, установкой специальных горелок в верхней части топки. Изменение перегрева пара путем торкретирования части топочных экранов мало эффективно и нецелесообразно, так как затрудняет переход с газообразного топлива на твердое и обратно, а перепуск части продуктов горения в зону перегревателя требует серьезных переделок и не всегда конструктивно выполним. Тепловая схема котла высокого давления с естественной циркуляцией на пылеугольном топливе. Регулирование температуры перегрева пара осуществляется впрыском питательной воды в коллекторы ступеней пароперегревателя. За пароперегревателем в опускной шахте расположены экономайзер и воздухоподогреватель, скомпонованные каждый в две ступени. Двухступенчатая компоновка экономайзера и воздухоподогревателя применяется обычно также и в котлах среднего давления, предназначенных для работы на пыли твердого топлива. Температура перегрева пара при различ пых видах топлива. Регулирование температуры перегрева пара, помимо пароохладителей различных типов, на практике осуществляется: торкретированием части топочных экранов, перепуском части продуктов горения из топки мимо котельного пучка в зону пароперегревателя, изменением угла наклона горелок, различным расположением горелок по высоте топки, изменением коэффициента избытка воздуха в точпке, изменением температуры питательной воды, установкой специальных горелок в верхней части топки или перед перегревателем. Регулирование температуры перегрева пара производится впрыском воды в паропроводе между переходной зоной и пароперегревателем. Регулирование температуры перегрева пара осуществляется в двух ступенях пароохладителей за счет впрыска собственного конденсата. Пароохладители установлены по одному на каждом потоке между первой и второй ширмами и между третьей и четвертой ступенями. Регулирование температуры перегрева пара осуществляется как впрыском собственного конденсата, так и рециркуляцией дымовых газов в низ топочной камеры. Регулирование температуры перегрева пара в этом пароперегревателе должно быть осуществлено отдельным регулятором температуры, воздействующим, например, яа впрыск воды перед этим пароперегревателем. Проблема регулирования в этом случае аналогична проблеме регулирования острого пара для любого типа котла как прямоточного, так и барабанного и уже разобрана выше. Принципиальная схема концентратомера. Регулирование температуры перегрева пара котла высокого давления осуществляется в поверхностном пароохладителе, по трубкам которого протекает питательная вода с солесодержанием 35 мг / кг. Определить пропуск питательной воды в пароохладителе ( в процентах паропроизводительности котла), если известно, что солесодержание пара возрастает в пароохладителе от 0 15 до 0 2 мг / кг. Для регулирования температуры перегрева пара перед пароперегревателем имеется заслонка 14, при помощи которой можно изменять количество газов, проходящих через пароперегреватель. При положении заслонки, указанном на рис. 35 - I, все газы проходят через пароперегреватель. измерения. Дополнительные горелки, предназначенные для регулирования температуры перегрева пара, в основном выполнены с газовыми соплами, расположенными внутри амбразуры, что обеспечивает предварительное смешение воздуха с газом и получение короткого факела. Таким образом, полный интервал регулирования температуры перегрева пара на газомазутных котлах значительно шире, чем на установках с одним видом топлива. Задача поддержания расчетных параметров пара решается в этом случае комплексным использованием средств воздействия на процесс горения, системой впрысков и рециркуляцией дымовых газов. Наиболее распространено регулирование впрыском. Впрыск малоинерционен, хорошо поддается автоматизации и без заметного влияния на экономичность агрегата позволяет в широком интервале менять температуру пара. Однако по изложенным выше причинам при сжигании газа расход воды на впрыск в газомазутных котлах обычно выше расчетного и достигает 20 % их паропроизводительности. При наличии на котле пароохладителя для регулирования температуры перегрева пара до пароохладителя и после него нужно установить приборы для измерения температуры пара. При наличии на котле пароохладителя для регулирования температуры перегрева пара до пароохладителя и после него должны быть установлены приборы для измерения температуры пара. Паровой тракт парогенератора состоит из барабана с сепа-рационными устройствами, пароперегревателя с устройствами для регулирования температуры перегрева пара и паропровода, для подачи пара к потребителям. В барабане парогенератора собирается пар, образовавшийся в экранных и конвективных поверхностях нагрева. В сепарационных устройствах происходит отделение от пара капелек воды перед поступлением его в пароперегреватель. Графическое определение расчетной температуры. Последовательность расчета пароперегревателя зависит от расположения его в газовом тракте котельного агрегата, способа регулирования температуры перегрева пара и схемы включения регулятора перегрева. Такая организация тепловосприятия пароперегревателя обеспечивает возможность снижения температуры продуктов сгорания на выходе из топки до оптимальной и улучшает условия регулирования температуры перегрева пара. Могут проводиться испытания для выбора оптимальных размеров и соотношений впрысков, а также для оценки или выбора иных средств регулирования температуры перегрева пара. Испытания проводятся для проверки надежности работы пароперегревателей в эксплуатационных условиях, оценки его работы после реконструкции или выявления причин аварийности. Объем конкретных исследований зависит от поставленной задачи. Дымососы рециркуляции применяются для отбора части дымовых газов из газоходов парогенератора и подачи их в топочную камеру с целью уменьшения шлакования, регулирования температуры перегрева пара и повышения общей экономичности агрегата. Дымососы рециркуляции применяются для отбора части дымовых газов из газоходов котла и подачи их в топочную камеру с целью уменьшения шлакования, регулирования температуры перегрева пара и повышения общей экономичности агрегата.

Лекция-5

Принцип работы паровых и газовых турбин. Принцип действия и устройство турбин. Основы теории турбинной ступени. Потери и КПД ступени. Многоступенчатые турбины. Предельная мощность турбины. Классификация паровых турбин

Газовая турбина, как тепловой двигатель, объединяет харак­терные особенности паровой турбины и двигателя внутреннего сго­рания, в котором энергия топлива при его горении превращается непосредственно в механическую работу. Рабочим телом газовых турбин, работающих по открытому циклу, являются продукты сгорания топлива, а рабочим телом газовых турбин, работающих по закрытому циклу,— чистый воздух или газ, непрерывно цирку­лирующий в системе. На судах применяют газотурбинные уста­новки (ГТУ), работающие по открытому циклу, со сгоранием топ­лива при постоянном давлении (р = const) и ГТУ, работающие по закрытому циклу.

В настоящее время судовые ГТУ выполняют двух типов: 1) турбокомпрессорные и 2) со свободно-поршневыми генераторами газа (СПГГ).

ирующий в системе. На судах применяют газотурбинные уста­новки (ГТУ), работающие по открытому циклу, со сгоранием топ­лива при постоянном давлении (р = const) и ГТУ, работающие по закрытому циклу.

В настоящее время судовые ГТУ выполняют двух типов: 1) турбокомпрессорные и 2) со свободно-поршневыми генераторами газа (СПГГ).

На рис. 1 дана схема простейшей газотурбинной установки со сгоранием топлива при р = const и регенерацией тепла. Воздух, сжатый в компрессоре 1, проходит через регенератор 2 в камеру сгорания 3, где подогревается за счет тепла отработавших газов, покидающих турбину 4 со сравнительно высокой температурой. Действительный цикл этой установки показан на диаграмме S—Т (рис. 103): процесс сжатия воздуха в компрессоре 1—2; нагрев воздуха в регенераторе, сопровождаемый падением давления от р₂до р₄ 2 — 3; подвод тепла в процессе сгорания топлива 3 — 4; действительный процесс расширения газа в турбинах 4—5; охлаж­дение газов в регенераторе, со­провождаемое потерей давле­ния р₅—р₁ 5—6; выпуск га­зов— отвод тепла 6—1. Коли­чество тепла, полученное воз­духом в регенераторе, изобра­жается площадью 2'—2—3—3', а количество тепла, отданного отходящими газами в регенераторе, площадью 6'—6—5—5'. Эти площади равны между собой.

В ГТУ закрытого цикла отработавшее рабочее тело не посту­пает в атмосферу, а после предварительного охлаждения вновь направляется в компрессор. Следовательно, в цикле циркулирует рабочее тело, не загрязненное продуктами сгорания. Это улуч­шает условия работы проточных частей турбин в результате чего повышается надежность работы установки и увеличивается ее мо­торесурс. Продукты сгорания не смешиваются с рабочим телом и поэтому для сжигания пригодно топливо любого вида.

На рис. показана принципиальная схема всережимной су­довой ГТУ закрытого цикла. Воздух после предварительного ох­лаждения в воздухоохладителе 4 поступает в компрессор 5, кото­рый приводится во вращение турбиной высокого давления 7. Из компрессора воздух направляется в регенератор 3, а затем в воздухонагреватель 6, выполняющий ту же роль, что и камера сго­рания в установках открытого типа. Из воздухонагревателя рабо­чий воздух при температуре 700° С поступает в турбину высокого давления 7, которая вращает компрессор, а затем в турбину низ­кого давления 2, которая через редуктор 1 приводит в действие винт регулируемого шага. Пусковой электродвигатель 8 предназ­начен для запуска установки в работу. К недостаткам ГТУ закры­того цикла следует отнести громоздкость теплообменников.

Особый интерес представляют ГТУ закрытого цикла с ядерным реактором. В этих установках в качестве рабочего тела газовых турбин (теплоносителя) применяют гелий, азот, углекислый газ. Эти газы не активируются в ядерном реакторе. Нагретый в реакторе до высокой температуры газ непосредственно направляется на работу в газовую турбину.

Основными достоинствами газовых турбин по сравнению с па­ровыми являются: малые вес и габариты, так как отсутствуют ко­тельная и конденсационная установка со вспомогательными меха­низмами и устройствами; быстрый пуск в ход и развитие полной мощности в течение 10—15 мин\ весьма малый расход охлаждаю­щей воды; простота обслуживания.

Основные преимущества газовых турбин по сравнению с дви­гателями внутреннего сгорания являются: отсутствие кривошипно-шатунного механизма и связанных с ним инерционных сил; малые вес и габариты при больших мощностях (ГТУ по весу легче в 2— 2,5 раза и по длине короче в 1,5—2 раза, чем дизели); возмож­ность работы на низкосортном топливе; меньшие эксплуатацион­ные расходы. Недостатки газовых турбин следующие: небольшой срок службы при высоких температурах газа (так,, при темпера­туре газа 1173° К срок службы 500—1000 ч); меньшая, чем у ди­зелей, экономичность; значительная шумность при работе.

Проточная часть, состоящая из одного ряда сопел и одного ряда рабочих лопаток, образует простейшую турбинную ступень. В активном варианте ступени расширение рабочего вещества (падение давления) имеет место только в соплах; на рабочих лопатках давление остается постоянным.

В турбинах и реактивных двигателях преобразование тепловой энергии в механическую совершается при участии внешней кинетической энергии струи газа. В турбинах кинетическая энергия струи газа или пара вызывает вращающий момент колеса, в реактивных двигателях — реактивную силу на выходе из сопла. Соплом называют канал, в котором при прохождении газа происходит его расширение с увеличением скорости прохождения и уменьшением давления, преобразование потенциальной энергии рабочего тела в кинетическую.

Процесс перехода потенциальной энергии газа в кинетическую при движении его через сопло можно объяснить с помощью первого закона термодинамики.

Обозначим давление, удельный объем, удельную внутреннюю энергию и скорость газа на входе в сопло с площадью поперечного

Для получения сверхзвуковых скоростей турбины снабжают комбинированными соплами, состоящими из суживающейся, а затем расширяющейся частей (сопла Лаваля), в которых газ продолжает расширяться в расширяющейся части, вследствие чего скорость его истечения превышает критическое значение.

Устройство и принцип действия паровых турбин

Паровую турбину относят к типу лопаточного двигателя. Рабочим органом ее является насаженный на вал диск с венцом изогнутых рабочих лопаток. Перед лопатками расположен ряд простых или комбинированных сопл. Сопла являются неподвижной частью турбины; их крепят к корпусу или диафрагме. Совокупность вращающихся частей турбины — вал, диски с рабочими лопатками — это ее ротор, а неподвижных частей — статор. Статор турбины состоит из фундаментной рамы, разъемного стального или чугунного корпуса, лабиринтовых уплотнений в местах прохода вала через корпус, диафрагм с сопловой решеткой, разделяющих пространство внутри корпуса на отдельные камеры — ступени давления.

Принцип действия турбины объясним двумя процессами, происходящими в сопловых решетках и каналах, образованных рабочими лопатками, при прохождении через них рабочего тела — пара или газа.

В соплах потенциальная энергия пара преобразуется в кинетическую; в лопаточном канале под воздействием струи пара возникает центробежная сила, воздействующая на лопатки и вызывающая вращение ротора турбины. При соединении вала с генератором тока механическая энергия преобразуется в электрическую.

В однодисковой турбине не удается достаточно полно использовать кинетическую энергию струи пара. Значительная часть ее теряется с выходной скоростью пара, покидающего турбину, что снижает КПД турбины. Кроме этого, для генераторов тока чрезмерно высокая частота вращения не требуется. В целях снижения угловой скорости и повышения экономичности работы турбины их выполняют многоступенчатыми — со ступенями скорости и давления.

По принципу действия в зависимости от характера сил, вызывающих вращение вала, турбины подразделяют на активные и реактивные. Особенностью реактивных турбин является несимметричная форма лопаток, образующих криволинейные суживающиеся каналы. При движении по таким каналам пар на выходе из сопла продолжает расширяться, повышая свою относительную скорость. В дополнение к центробежной силе это вызывает действующую на лопатки реактивную силу давления.

Турбины, работающие по активному принципу, имеют симметричную форму лопаток и лопаточный канал почти постоянного сечения. Поэтому падение давления и увеличение скорости пара в них происходят только в соплах, на рабочих лопатках используется только кинетическая энергия пара.

Турбина на одном диске имеет два параллельных венца лопаток. Между ними расположены неподвижные направляющие лопатки для плавного перехода струи пара с одного венца на другой с целью сохранения одного направления силы, действующей на лопатки каждого ряда. Давление от р₀ до р\ падает только в соплах, на рабочих лопатках оно остается постоянным. С падением давления в соплах увеличивается кинетическая энергия, которая поровну распределяется между двумя рядами рабочих лопаток, превращаясь в работу на- валу турбины. Изменение скорости на направляющих лопатках весьма незначительно за счет некоторой потери энергии на трение. Турбины имеют низкий КПД и небольшую мощность; их применяют для привода машин небольшой мощности (центробежных насосов и пр.).

Типы и область применения паровых турбин

Паровые турбины применяют большей частью в стационарных установках на тепловых электрических станциях для приводов генераторов тока, реже в небольших промышленных установках для привода вентиляторов, насосов.

По характеру теплового процесса турбины подразделяют на конденсационные с выбросом всего пара в конденсатор и теплофикационные (конденсационные с регулируемым отбором пара и турбины с противодавлением), в которых часть или весь пар отбирают из промежуточных ступеней давления для производственных нужд, отопления и горячего водоснабжения. Общий коэффициент использования теплоты топлива при применении теплофикационных турбин (на ТЭЦ) достигает 80% и более.

По параметрам свежего пара различают турбины среднего давления 3,43 МПа и температурой 708 К (435 °С), повышенного давления 8,8 МПа и температурой 808 К (535 °С), высокого давления12,75 МПа и температурой 838 К (565° С) и сверхкритических параметров: давление 23,55 МПа и температура 838 К  (565° С).

По числу корпусов (цилиндров) турбины могут быть одноцилиндровые, двухцилиндровые и многоцилиндровые.

По числу ступеней — одноступенчатые (маломощные) и многоступенчатые активного и реактивного типов малой, средней и большой мощности до 800 МВт при сверхкритнческих параметрах пара.

Паровые турбины обладают преимуществами перед другими двигателями. Они дают возможность в одном агрегате получить высокую мощность и высокий КПД, использовать любые виды топлива для получения пара, использовать отработавшую в них энергию для получения пара или горячей воды; отличаются относительно небольшими габаритами и надежны в работе.

Паровые турбины - принцип работы

Паровые турбины работают следующим образом: пар, образующийся в паровом котле, под высоким давлением, поступает на лопатки турбины. Турбина совершает обороты и вырабатывает механическую энергию, используемую генератором. Генератор производит электричество.

Электрическая мощность паровых турбин зависит от перепада давления пара на входе и выходе установки. Мощность паровых турбин единичной установки достигает 1000 МВт.

В зависимости от характера теплового процесса паровые турбины подразделяются на три группы: конденсационные, теплофикационные и турбины специального назначения. По типу ступеней турбин они классифицируются как активные и реактивные.

Конденсационные паровые турбины

Конденсационные паровые турбины служат для превращения максимально возможной части теплоты пара в механическую работу. Они работают с выпуском (выхлопом) отработавшего пара в конденсатор, в котором поддерживается вакуум (отсюда возникло наименование). Конденсационные турбины бывают стационарными и транспортными.

Стационарные турбины изготавливаются на одном валу с генераторами переменного тока. Такие агрегаты называют турбогенераторами. Тепловые электростанции, на которых установлены конденсационные турбины, называются конденсационными электрическими станциями (КЭС). Основной конечный продукт таких электростанций — электроэнергия. Лишь небольшая часть тепловой энергии используется на собственные нужды электростанции и, иногда, для снабжения теплом близлежащего населённого пункта. Обычно это посёлок энергетиков. Доказано, что чем больше мощность турбогенератора, тем он экономичнее, и тем ниже стоимость 1 кВт установленной мощности. Поэтому на конденсационных электростанциях устанавливаются турбогенераторы повышенной мощности.

Частота вращения ротора стационарного турбогенератора связана с частотой электрического тока 50 Герц. То есть на двухполюсных генераторах 3000 оборотов в минуту, на четырёхполюсных соответственно 1500 оборотов в минуту. Частота электрического тока вырабатываемой энергии является одним из главных показателей качества отпускаемой электроэнергии. Современные технологии позволяют поддерживать частоту вращения с точностью до трёх оборотов. Резкое падение электрической частоты влечёт за собой отключение от сети и аварийный останов энергоблока, в котором наблюдается подобный сбой.

В зависимости от назначения паровые турбины электростанций могут быть базовыми, несущими постоянную основную нагрузку; пиковыми, кратковременно работающими для покрытия пиков нагрузки; турбинами собственных нужд, обеспечивающими потребность электростанции в электроэнергии. От базовых требуется высокая экономичность на нагрузках, близких к полной (около 80 %), от пиковых — возможность быстрого пуска и включения в работу, от турбин собственных нужд — особая надёжность в работе. Все паровые турбины для электростанций рассчитываются на 100 тыс. ч работы (до капитального ремонта).

 

Схема работы конденсационной турбины: Свежий (острый) пар из котельного агрегата (1) по паропроводу (2) попадает на рабочие лопатки паровой турбины (3). При расширении, кинетическая энергия пара превращается в механическую энергию вращения ротора турбины, который расположен на одном валу (4) с электрическим генератором (5). Отработанный пар из турбины направляется в конденсатор (6), в котором, охладившись до состояния воды путём теплообмена с циркуляционной водой (7) пруда-охладителя, градирни или водохранилища по трубопроводу (8) направляется обратно в котельный агрегат при помощи насоса (9). Большая часть полученной энергии используется для генерации электрического тока.

Теплофикационные паровые турбины

Теплофикационные паровые турбины служат для одновременного получения электрической и тепловой энергии. Но основной конечный продукт таких турбин — тепло. Тепловые электростанции, на которых установлены теплофикационные паровые турбины, называются теплоэлектроцентралями (ТЭЦ). К теплофикационным паровым турбинам относятся турбины с противодавлением, с регулируемым отбором пара, а также с отбором и противодавлением.

У турбин с противодавлением весь отработавший пар используется для технологических целей (варка, сушка, отопление). Электрическая мощность, развиваемая турбоагрегатом с такой паровой турбиной, зависит от потребности производства или отопительной системы в греющем паре и меняется вместе с ней. Поэтому турбоагрегат с противодавлением обычно работает параллельно с конденсационной турбиной или электросетью, которые покрывают возникающий дефицит в электроэнергии.

В турбинах с регулируемым отбором часть пара отводится из 1 или 2 промежуточных ступеней, а остальной пар идёт в конденсатор. Давление отбираемого пара поддерживается в заданных пределах системой регулирования. Место отбора (ступень турбины) выбирают в зависимости от нужных параметров пара.

У турбин с отбором и противодавлением часть пара отводится из 1 или 2 промежуточных ступеней, а весь отработавший пар направляется из выпускного патрубка в отопительную систему или к сетевым подогревателям.

Схема работы теплофикационной турбины: Свежий (острый) пар из котельного агрегата (1) по паропроводу (2) направляется на рабочие лопатки цилиндра высокого давления (ЦВД) паровой турбины (3). При расширении, кинетическая энергия пара преобразуется в механическую энергию вращения ротора турбины, который соединен с валом (4) электрического генератора (5). В процессе расширения пара из цилиндров среднего давления производятся теплофикационные отборы, и из них пар направляется в подогреватели (6) сетевой воды (7). Отработанный пар из последней ступени попадает в конденсатор, где и происходит его конденсация, а затем по трубопроводу(8) направляется обратно в котельный агрегат при помощи насоса (9). Большая часть тепла, полученного в котле используется для подогрева сетевой воды.

Паровые турбины специального назначения

Паровые турбины специального назначения обычно работают на технологическом тепле металлургических, машиностроительных, и химических предприятий. К ним относятся турбины мятого (дросселированного) пара, турбины двух давлений и предвключённые (форшальт).

• Турбины мятого пара используют отработавший пар поршневых машин, паровых молотов и прессов, имеющих давление немного выше атмосферного.

• Турбины двух давлений работают как на свежем, так и на отработавшем паре паровых механизмов, подводимом в одну из промежуточных ступеней.

• Предвключённые турбины представляют собой агрегаты с высоким начальным давлением и высоким противодавлением; весь отработавший пар этих турбин направляют в другие с более низким начальным давлением пара. Необходимость в предвключённых турбинах возникает при модернизации электростанций, связанной с установкой паровых котлов более высокого давления, на которое не рассчитаны ранее установленные на электростанции турбоагрегаты.

• Также к турбинам специального назначения относятся и приводные турбины различных агрегатов, требующих высокой мощности привода. Например, питательные насосы мощных энергоблоков электростанций, нагнетатели и компрессоры газокомпрессорных станций и т. д.

Обычно стационарные паровые турбины имеют нерегулируемые отборы пара из ступеней давления для регенеративного подогрева питательной воды. Паровые турбины специального назначения не строят сериями, как конденсационные и теплофикационные, а в большинстве случаев изготовляют по отдельным заказам.

Паровые турбины - преимущества

• работа паровых турбин возможна на различных видах топлива: газообразное, жидкое, твердое

• высокая единичная мощность

• свободный выбор теплоносителя

• широкий диапазон мощностей

• внушительный ресурс паровых турбин

Паровые турбины - недостатки

• высокая инерционность паровых установок (долгое время пуска и останова)

• дороговизна паровых турбин

• низкий объем производимого электричества, в соотношении с объемом тепловой энергии

• дорогостоящий ремонт паровых турбин

• снижение экологических показателей, в случае использования тяжелых мазутов и твердого топлива