Конденсационные установки паровых турбин

Конденсационная установка предназначена для создания за паровой турбиной разрежения (вакуума) с целью увеличения используемого теплоперепада и повышения термического КПД паротурбинной установки.

  

Принципиальная схема конденсационной установки

1 —конденсатор; 2 —циркуляционный насос; 3— конденсатный насос; 4 —эжектор; 5— выхлопной патрубок турбины; 6 — сборник конденсата; устройство 4 для отсасывания воздуха из конденсатора (обычно это паровой эжектор).

В конденсаторе осуществляется конденсация отработанного в турбине пара. Охлаждающей средой обычно служит вода, которая подается циркуляционным насосом. В настоящее время в стационарных паротурбинных установках применяются только водяные конденсаторы поверхностного типа, позволяющие получать чистый конденсат для питания котлов.

Схема конденсатора

Абсолютное давление пара в конденсаторах поддерживается в пределах 2,5-7 кПа. Теоретически абсолютное давление в конденсаторе должно быть равно давлению насыщенного пара, соответствующему конечной температуре охлаждающей воды.

Однако в конденсатор поступает не чистый пар, а смесь пара (как правило, насыщенного или с некоторой степенью влажности) с газами (в основном воздухом), которую принято называть паро-воздушной смесью.

Скопления воздуха отражаются не только на теплообменных процессах в конденсаторе, но и ухудшают вакуум в конденсаторе, т.е. увеличивают давление пара за турбиной, что снижает КПД цикла. Поэтому воздух необходимо постоянно удалять, для чего служат эжекторы.

Чаще всего в паротурбинных установках применяются паровые одно-, двух- и трехступенчатые эжекторы.

Схема двухступенчатого парового эжектора

1 — эжектор I ступени; 2 — промежуточный холодильник; 3 — эжектор II ступени; 4 - концевой холодильник

Классификация паровых турбин. Конструктивные особенности паровых турбин

Паровые стационарные турбины для привода турбогенераторов (ГОСТ 3618-82) выпускаются мощностью от 2,5 до 1600 МВт на параметры свежего пара р = 3,4 - 23,5 МПа и Т= 435 - 565°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)

• теплофикационные с противодавлением и отопительным отбором пара (ТР).

В обозначении после буквы (тип турбины) приводится ее номинальная мощность, МВт, а затем номинальное давление пара (перед стопорным клапаном турбины), кгс/см². Для турбин П и ПТ в обозначении давления под чертой отмечается номинальное давление производственного отбора или противодавления турбины, кгс/см².

Например, турбина номинальной мощностью 60 МВт на начальное давление 12,74 МПа (130 кгс/см²) с теплофикационным отбором обозначается ПТ-60-130/13.

Газотурбинные установки

РЕАЛЬНЫЕ ЦИКЛЫ ГАЗОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК

В состав газотурбинной установки (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.).

Основное отличие в расчетах связано со свойствами рабочих тел (продукты сгорания и пар) и их параметрами (давление продуктов сгорания ниже, а температура выше, чем у пара). Распределение теплоперепада по ступеням и конструирование проточной части у многоступенчатой газовой турбины значительно проще: здесь отсутствует парциальный подвод газа, нет регулирующей ступени и отборов их промежуточных ступеней. Относительно небольшой располагаемый теплоперепад определяет небольшое количество ступеней, к тому же разница между высотами лопаток первой и последней ступени у газовой турбины меньше, чем у паровой турбины (удельный объем продуктов сгорания увеличивается в 5-20 раз, а у паровых турбин -в сотни раз), что делает установку компактной. В связи с высокой температурой газа (порядка 1100 К) детали проточной части газовой турбины (сопла, рабочие лопатки, диски, валы) изготовляют из легированных высококачественных сталей. Для надежной работы у большинства турбин предусмотрено интенсивное воздушное охлаждение наиболее нагруженных деталей ротора и корпуса.

Реальный цикл ГТУ в s, Т-диаграмме

процесс сжатия в компрессоре изображен линией 1-2,

процесс расширения в газовой турбине - линией 3-4.

Точками 2о и 4а отмечено состояние рабочего тела соответственно в конце изоэнтропного сжатия и расширения (идеальные процессы), точкой 0 - параметры окружающей среды. Из-за потерь давления во всасывающем тракте компрессора (линия 0-1) процесса сжатия начинается в точке 1.

 

Тепловой КПД камеры сгорания 0,97 - 0,99. Объем камеры 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 (более высокие температуры материал стационарных газовых турбин пока выдержать не может). Тепловая мощность камеры сгорания доходит до 40 МВт при давлении 0,4-0,45 МПа, расход топлива - до 3000 кг/ч и расход воздуха - до 2,5 10⁵ м/ч.

В ГТУ применяются осевые и реже центробежные компрессоры.

• Осевые компрессоры проектируются на расход воздуха 100-200 м/с. Поскольку степень повышения давления в отдельной ступени осевого компрессора небольшая, 1,35, то для обеспечения необходимого давления осевые компрессоры выполняют многоступенчатыми, с числом ступеней более десяти. КПД осевого компрессора составляет 83-90%.

• Центробежные компрессоры применяются в ГТУ небольшой мощности - до 300-400 кВт, это чаще всего одноступенчатые с довольно низким КПД (75-85%).

 

В ГТУ с регенерацией продукты сгорания после газовой турбины имеют более высокую температуру, чем воздух, поступающий в камеру сгорания после сжатия в компрессоре.

ГТУ с регенерацией

2-5 – подогрев воздуха в регенераторе 4-6 – отвод теплоты от выхлопных газов Для достаточно полной регенерации требуются громоздкие теплообменники, поэтому на практике степень регенерации принимают в пределах 0,6-0,8, а чаще всего ГТУ строятся вообще без регенерации. Их преимущество - простота и меньшая стоимость.

В ГТУ с промежуточным охлаждением и подогревом рабочего тела.

Атмосферный воздух сжимается в компрессоре низкого давления (КНЛ) - процесс 1-2', а затем охлаждается в водяном теплообменнике (ВО) (2'-Г). Далее воздух снова сжимается в компрессоре высокого давления (КВД) - процесс 1'-2 и поступает в камеру сгорания высокого давления (КСВ), где происходит изобарный подвод теплоты (2-3). Продукты сгорания расширяются в газовой турбине высокого давления (ТВД) (3-4'), подогреваются в камере сгорания низкого давления (КСН) (4'-3"), и затем снова расширяются в турбине низкого давления (3'- 4'). Чем больше промежуточных ступеней подогрева и охлаждения, тем выше его КПД.

 

ГТУ с утилизацией теплоты выхлопных газов.

Для ГТУ характерно большое количество отходящих газов и сравнительно высокая их температура, до 400-500°С. Теплоту этих газов можно использовать для получения пара и горячей воды в обычных теплообменниках. 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 парогенератора.

Сочетание преимуществ парового и газотурбинного циклов привело к созданию парогазовых установок (ПГУ).

Принципиальная схема парогазовой установки

1-компрессор 2- ГТУ 3, 15 –генераторы 4,5,6 – экономайзеры ПСУ 7,12 –подогреватели низкого давления 8,13 –насосы 9 - подогреватели высокого давления 10- парогенератор 11 – деаэратор 14 -конденсатор