Принцип работы турбина противодавленческая

К ВЫБОРУ ТЕХНОЛОГИИ ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В МАЛОЙ ЭНЕРГЕТИКЕ

Главный инженер ООО «Промпривод», к.т.н., доцент – Спагар И. Н.

Сегодня для потребителя важным является выбор типа энергоисточника. Это может быть: газовая турбогенераторная установка (ГТУ); паровая турбогенераторная установка (ПТУ); комбинированная (парогазовая установка (ПГУ); когенерационная газопоршневая установка (КГПУ).

В Республике Беларусь около 85 % отпускаемого тепла ГПО «Белэнерго» приходится на теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), тепловая нагрузка которых состоит из технологической (пар на производство) и теплофикационной (отопление и горячее водоснабжение). Пар отпускается из технологических и теплофикационных отборов паровых турбин, вырабатывая при этом попутно электрическую энергию (комбинированная выработка). Удельный расход условного топлива (по физическому методу) на ТЭЦ по отпуску электроэнергии, в отличии от конденсационных электрических станций (КЭС), значительно ниже и составляет порядка 200 г.у.т./кВтч, против 312 г.у.т./кВтч на КЭС (Лукомльская ГРЭС). Учитывая, что годовая выработка электроэнергии на ТЭЦ составляет чуть больше 10 млрд. кВтч (30,6% от всей выработки электроэнергии), экономия от комбинированной выработки электроэнергии составляет более 1,12 млн. т.у.т.

Данный пример наглядно подчеркивает преимущества комбинированной выработки электроэнергии и тепла (ТЭЦ) по сравнению с раздельным методом (выработка электроэнергии на КЭС и отпуск тепла на котельных). Для большинства потребителей энергии данный факт комбинированной выработки не подвергается сомнению. Вопрос стоит в выборе типа когенерационного энергоисточника, так как сегодня потребителю предлагают различные, когенерационные источники энергии: газовая турбогенераторная установка (ГТУ); паровая турбогенераторная установка (ПТУ); комбинированная (парогазовая установка (ПГУ); когенерационная газопоршневая установка (КГПУ).

С началом экономического кризиса 90-х годов в республике активно начали строиться мини-ТЭЦ на основе паровых турбин, которые обеспечивали предприятие не только теплом, но и электроэнергией. Тепло (пар), являющееся элементом технологического цикла, сжатый воздух, попутный газ, опилки и обрезки древесины, являющиеся отходами производства, все это становилось источниками дешевой электроэнергии. В целом для Республики такой комбинированный цикл немного сократил дефицит электроэнергии, особенно в часы пик.

В данной статье попробуем сравнить различные источники комбинированной электроэнергии с целью помочь потребителю самому определиться в выборе энергоисточника.

Газотурбинные и парогазовые технологии.

Газотурбинная (ГТ) ТЭЦ состоит из нескольких основных элементов: газовая турбина; генератор; котел утилизатор; блок управления; воздухоочистительное устройство; система охлаждения генератора; система охлаждения ГТУ; блок газовых фильтров; маслоблок; выхлопной тракт.

Газовая турбина преобразует энергию топлива газа в механическую энергию вращения вала и в потенциальную тепловую энергию горячих газов. Электрический к.п.д. при этом составляет от 25% до 38% в зависимости от мощности турбины и производителя. Так как температура выхлопных газов достаточно велика (400-500°С) их используют в котле-утилизаторе для выработки тепла. При этом суммарный кпд достигает 85-90%.

1. ТГУ; 2. блок управления; 3. воздухоочистительное устройство; 4. система охлаждения генератора; 5. система охлаждения ГТУ; 6. блок газовых фильтров; 7. маслоблок; 8. выхлопной тракт;

9. утилизационный теплообменник.

КПД российских газовых турбин несколько ниже западных и японских ГТУ, однако, из-за того, что они стоят дешевле, на практике, как правило, предпочтение отдается российским производителям. Кроме того, при эксплуатации газотурбинной техники один из главных вопросов – оперативность сервиса. Здесь российские турбины, безусловно, опережают западных производителей.

Еще одним слабым местом у российских ГТУ – ресурс и межремонтный период. Все российские газовые турбины мощностью до 25 МВт создавались на базе авиационных двигателей, соответственно они менее рассчитаны на продолжительную работу, чем западные промышленные газовые турбины. Недостатком газотурбинной технологии является то, что необходимо высокое давление газа. То есть часто есть необходимость в установке дорогостоящего дожимного компрессора.

ГТУ имеют ряд недостатков: высокий удельный расход топлива на выработку электроэнергии (0,320…0,400 кг.у.т./кВтч); относительно высокая цена топлива (природного газа); необходимость постоянного технического обслуживания и короткий срок до капитального ремонта.

Учитывая тот факт, что из существующих источников теплоснабжения доминирует водяной пар, который вырабатывается на существующих паровых промышленно-отопительных котельных, целесообразным является комбинированную выработку электроэнергии и тепла на таких котельных, путем установки ПТУ с противодавленческими турбинами. В котле утилизаторе получить пар пригодный для использования в паровой турбине. Электрический КПД в ПГУ повышается до 50-60%.

Газопоршневая технология

При работе двигателя автомобиля, локомотива, тепло, которое получается в процессе работы, не используется, а выбрасывается в атмосферу. При работе автономной электростанции с использованием ГПУ подход несколько иной. Сгорая, топливо производит основную работу – вращает генератор. При этом КПД электроустановки может достигать до 42%, в зависимости от типа силового агрегата. Вся остальная энергия сгорания топлива - это тепло, которое можно и нужно использовать. При этом общий КПД электростанции по использованию топлива будет порядка 90%. .

В качества топлива для ГПА может использоваться природный газ, попутный газ, смесь газов, биогаз. Это в свою очередь ограничивает возможности использования ГПУ.

Минимально допустимая нагрузка ГПУ без ограничения по времени – 40-50% от номинальной мощности. Дальнейшее снижение нагрузки возможно, но уже с ограничениями по времени. Работа в режиме с нагрузкой ниже 50% номинальной допускается не чаще одного раза в сутки на срок не более 4 часов. Эксплуатация газо-поршневого двигателя электростанции с 10% нагрузкой в течение 6 часов полностью выводит его из строя.

Количество тепла, или коэффициент теплоутилизации ГПУ, зависит от типа оборудования, режима её работы, конструкции теплоутилизатора. Для ГПУ коэффициент теплоутилизации редко превышает 1,1 - т.е. на 1 кВт полученной электроэнергии можно получить 1,1 кВт тепла.

Следует учитывать важность постоянного сервисного обслуживания двигателей. Например, для энергоагрегата на базе двигателя Jenbacher J320 GS необходимо 20 свечей зажигания. Каждая свеча зажигания ГПУ Jenbacher стоит приблизительно 120 евро (без учета стоимости проведения сервисных работ). Потребителям следует учесть величину интервалов между заменами свечей. Для силовых агрегатов Jenbacher GE 6 серии необходимо 670 литров масла. Анализ качества моторного масла необходимо делать через каждые 150 часов работы поршневого двигателя, замена моторного масла производится по состоянию, как правило, через 750 – 1000 часов работы. К тому же надо иметь ввиду, что в процессе работы газопоршневого двигателя происходит угар масла, от 0,3 до 0,5 грамм на 1 кВт/ч произведенной электроэнергии. Стоит моторное масло от 1,8 до 3,2 евро за литр.

Конечная стоимость электростанции с ГПУ зависит от единичной мощности силовых агрегатов и компании изготовителя. Как пример, газопоршневая электростанция Wartsila стоит ~ 1100-1300 евро за 1 кВт («под ключ»). Сроки сдачи в эксплуатацию подобной электростанции 1,5-2 года.

Срок выполнения капитального ремонта для газопоршневых машин - от 40 до 60 тыс. часов. Реально эти цифры могут очень сильно отличаться от заявленных, как в меньшую, так и в большую сторону. Примеры: являясь одной из самых надежных, газопоршневая электростанция Jenbacher может потребовать капитального ремонта через 33 тысячи часов наработки. Капитальный ремонт может стоить от 70 до 90%% первоначальной стоимости для газопоршневых электростанций. Сроки осуществления капремонта очень разные. Если речь идет о плановом ремонте газопоршневой установки, то до 1,5 месяцев. Если это ремонт аварийный, то сроки могут увеличиться в разы.

Для эксплуатации и обслуживания газопоршневой электростанции GE Jenbacher мощностью 6 МВт надо порядка 7-8 человек в смену, т.е. в сутки 21-24 человека.

Одним из преимуществ газопоршневых мини ТЭЦ является высокая маневренность к частым пускам и остановам и быстрота набора нагрузки.

Опыт эксплуатации газопоршневых агрегатов в республике показал крайнюю ненадежность двигателей. Постоянные поломки усугубляются тем, что доставка запасных частей из Европы происходит крайне медленно. В результате коэффициент использования оборудования в году не превышает 0,5-0,6. Частые отключения при колебаниях параметров сети.

Противодавленческие паровые турбины

Большое количество тепла сегодня отпускается промышленно-отопительными котельными. Попутно, на этом отпущенном тепле можно вырабатывать порядка 1,2-1,5 миллиарда кВтч дешевой электроэнергии, с себестоимостью в 1,5 раза ниже себестоимости 1 кВтч в среднем по республике.

Для получения (отпуска) 1 Гкал тепла, в зависимости от мощности котельной, потребляется до 80 кВтч электроэнергии из энергосистемы. При этом оборудование котельных (паровые котлы) имеет номинальные параметры пара: давление 1,3 МПа и температура 191 оС, а давление пара, отпускаемого на технологические нужды, составляет от 0,15 до 0,6 МПа.

На практике же котлы эксплуатируются либо при давлениях задаваемых потребителями технологии, что является неэкономичной за счет снижения к.п.д. (нетто) котла и увеличенному расходу электроэнергии на привод механизмов собственных нужд (до 30%), либо происходит дросселирование пара до требуемых параметров. При этом безвозмездно теряется потенциальная энергия пара.

Повысить эффективность промышленно-отопительных котельных можно путем установки паровых противодавленческих турбин, которые смогут отпускать пар требуемых параметров и попутно вырабатывать электроэнергию (мини-ТЭЦ).

При этом, в отличии от других когенерационных энергоустановок мини-ТЭЦ с паровыми противодавленческими турбинами имеют ряд преимуществ.

Во-первых, паровые противодавленческие турбины можно эффективно использовать уже в существующих котельных, переводя их в режим мини-ТЭЦ. Для этого параллельно редукционному устройству устанавливается энергогенерирующий комплекс с паровой противодавленческой турбиной. Пар, идущий на технологический процесс или отопление, направляется через турбину, а работа, совершаемая в ней паром, используется для привода электрического генератора, насоса, вентилятора или других устройств. Такой способ применения позволяет значительно снизить затраты электроэнергии на привод устройств и повысить КПД использования пара.

Т-турбина; Г-генератор; ПЗ, ПЗ1,ПЗ3 – паровая задвижка; ЭПЗ – электрофицированная паровая задвижка; СК – стопорный клапан; РК – регулирующий клапан; ОК – обратный клапан; ЭОУ – эжектор отсоса уплотнений; КШ – кран шаровой; ПСВ – подогреватель сетевой воды.

Во- вторых, большой ресурс работы паровых турбин. Для паровых турбин малой мощности, работающих обычно на средних и низких параметрах пара, 4 МПа и менее, он составляет 260000 - 340000 часов . Кроме того, движущиеся части паровых турбин работают в менее агрессивной среде, в отличие от газовых турбин и ДВС, а это повышает их надежность и снижает издержки технического обслуживания. Паровой котел, работающий совместно с турбиной, может иметь топку на различных видах топлива: газе, мазуте, угле, древесине, торфе и т. д. Это, в свою очередь, позволяет создавать станции, использующие местные виды топлив, что дает дополнительные выгоды от снижения затрат на его транспортировку.

1– Паровая турбина до 4 МПА; 2 – Паровая турбина 13 МПа; 3 – Газовая турбина до 750 оС; 4 – Газовая турбина до 900 оС; 5 – Двигатель внутреннего сгорания (ДВС) зарубежного производства; 6 – ДВС производства РФ 1000 об/мин.;

7 – ДВС производства РФ 1500 об/мин.

Высокая надежность и простота в эксплуатации в сочетании с современным уровнем развития информационных технологий позволяют создать на базе паровых турбин автоматизированные энергетические установки. В работе таких комплексов человек практически не принимает участия, тем самым повышается надежность работы, т. к. исключается «человеческий фактор», сводятся к минимуму возможности совершения шибки и эксплуатационные затраты.

Эффективность различных типов энергоисточников

Для удобства сравнения различных вариантов энергоисточников, приведем их к равным условиям и выполним технико-экономическую оценку. В расчетах к каждой установке подводится 1 нм3 природного газа - 8100 ккал, что эквивалентно 9,41 кВт.

Технические характеристики энергоустановок представлены в таблице 1.

Таблица 1.

№	Наименование	Единица измерения	ГТУ	ГПУ	ТГУ
1.	Тип оборудования		Газовая микротурбина MTI 250 (Ingersoll Rand Industrial Technologies, США	Двигатель внутреннего сгорания - J208GS (Jenbacher, Германия)	Паровой котел ДКР-6,5-13 и паровая турбина Р-0,25-1,3/0,15
2.	Установленная мощность:
	- электрическая	кВТ	250	250	250
	- тепловая	Гкал	0,315	0,254	4,0
3.	КПД использования топлива		80	81	89
	- электрический	%	30	39	26
	- тепловой	%	50	42	63
4.	Регулировочный диапазон	%	0-100	50-100	0-100
5.	Расчетный ресурс до капитального ремонта	тыс. час	60-80	40-60	100-120
6.	Используемый вид топлива	-	природный и сжиженный газ, биогаз	природный и сжиженный газ, биогаз	природный газ, мазут, местные виды топлива (торф, щепа и др.)
7.	Полная мощность, полученная при сжигании 1нм3 природного газа, в том числе:	кВТ	7,53	7,62	8,37
	- электрическая		2,82	3,67	2,43
	- тепловая		4,71	3,95	5,94
8.	Удельные капиталовлажения	евро/кВТ	2000	1300	1000
9.	Стоимость капитального ремонта от первоначальной стоимости	%	40-80	70-90	20-40

Выводы и заключения

Ввод новых генерирующих мощностей для республики, безусловно, актуален и необходим. Однако присмотревшись более внимательно, можно увидеть, что практически 90% ввода генерирующих мощностей приходится на газопоршневые агрегаты (ГПА). На наш взгляд, это является стратегической ошибкой, которая в недалеком будущем может привести к серьезным проблемам в энергосистеме.

Во-первых, как отмечалось выше, срок службы ГПА до капитального ремонта составляет 40 000-60 000 часов (4-6 лет). Стоимость капитального ремонта ГПА составляет от 70% до 90% от первоначальной стоимости. Это значит, что через пять шесть лет мини-ТЭЦ с ГПА начнут выходить в капитальный ремонт. Понадобится изыскать сотни тысяч евро для ремонтной компании ГПА, которые начнут выводиться в капитальный ремонт.

Во-вторых, экономия топлива, которая сегодня показывается на бумаге в различных отчетах и докладах, никаким образом практически не подтверждается на практике. Затраты топлива на выработку электроэнергии и отпуск тепла на блок-станциях не ведутся. Организации, которые сегодня эксплуатируют ГПА, умышленно или нет, не показывают реальную себестоимость вырабатываемой электроэнергии. Многие организации не имеют даже методик расчета экономики себестоимости электроэнергии. Весь эффект, который заключается от внедрения ГПА, на предприятии сводится к разнице покупной электроэнергии из энергосистемы и собственной выработки. В реальности, удельный расход топлива на ГПА составляет 308г.у.т./кВтч (к.п.д. по выработке электроэнергии 40%), против 180-200 г.у.т./кВтч на ТЭЦ с противодавленческими турбинами. На каждом 1кВтч, выработанном на ГПА происходит перерасход топлива порядка 100-120 г.у.т./кВтч.

В-третьих, удельные капиталовложения 1 кВт установленной мощности в блок-станции с ГПА составляют порядка 1100-1300 евро за 1 кВт («под ключ»). Сроки сдачи в эксплуатацию подобной электростанции 1,5-2 года. В сравнение, удельные капиталовложениями в мини-ТЭЦ с паровыми турбинами составляют 800 – 900 долларов США («под ключ»). Срок сдачи в эксплуатацию – 1,0-1,3 года.

Анализируя выше сказанное, можно сделать вывод, что строительство блок-станций с ГПА – это экономическая бомба замедленного действия.

Как уже отмечалось выше, стоимость перевода котельной в мини-ТЭЦ значительно дешевле, чем строительство блок-станций с ГПА. Годовые эксплуатационные издержки паровой турбины значительно меньше годовых издержек ГПА. На мой взгляд строительство мини ТЭЦ, ПГУ-ТЭЦ с паровыми противодавленческими турбинами – вот реальный путь, по которому нужно идти, возобновляя генерирующие мощности энергосистемы и создавая малую энергетику.

Во-первых, неконтролируемая выдача невостребованной мощности мини-ТЭЦ (блок-станциями) в энергосистему в ночные часы суток, приводящая к вынужденной разгрузке генерирующего оборудования ТЭЦ и КЭС. В указанные периоды суток более экономичное оборудование энергосистемы подвергается вынужденной разгрузке, в том числе и на тепловых электрических станциях. Уже сегодня, перерасход топлива по энергосистеме при замещении собственной выработки покупкой электроэнергии от блок-станций (20-50 МВт) с использованием природного газа составляет от 0,3 до 1,2 г/кВгч, в зависимости от режимов работы оборудования. С учетом изложенного, перерасход затрат энергосистемы за счет замещения собственной выработки электроэнергии покупкой электроэнергии от блок-станций достигает свыше 20 млрд. рублей в год, в зависимости от режимов работы. К 2011 году согласно выданным техническим условиям на подключение блок-станций к энергосистеме их мощность может составить 500 МВт, тогда перерасход затрат энергосистемы может достигнуть до 200 млрд. рублей ежегодно.

Во-вторых, как отмечалось выше, срок службы ГПА до капитального ремонта составляет 40 000-60 000 часов (4-6 лет). Стоимость капитального ремонта ГПА составляет от 70% до 90% от первоначальной стоимости . Это значит, что через пять шесть лет мини-ТЭЦ с ГПА начнут выходить в капитальный ремонт. Понадобится изыскать около 100 млн. евро для ремонтной компании ГПА, которые начнут выводиться в капитальный ремонт.

В-третьих, экономия топлива, которая сегодня показывается на бумаге в различных отчетах и докладах, никаким образом практически не подтверждается на практике. Затраты топлива на выработку электроэнергии и отпуск тепла на блок-станциях не ведутся. Организации, которые сегодня эксплуатируют ГПА, умышленно или нет, не показывают реальную себестоимость вырабатываемой электроэнергии. Многие организации не имеют даже методик расчета экономики себестоимости электроэнергии. Весь эффект, который заключается от внедрения ГПА, на предприятии сводится к разнице покупной электроэнергии из энергосистемы и собственной выработки. В реальности, удельный расход топлива на ГПА составляет 308г.у.т./кВтч (к.п.д. по выработке электроэнергии 40%), против 275 г.у.т./кВтч в среднем по энергосистеме. На каждом 1кВтч, выработанном на ГПА, в рамках народного хозяйства, происходит перерасход топлива порядка 33 г.у.т./кВтч. При доведении установленной мощности блок-станций до 500 МВт (̴ 5% от установленной мощности энергосистемы) перерасход топлива составит порядка 53 000 т.у.т. Убытки составят порядка 31 млрд. рублей.

В-четвертых, удельные капиталовложения 1 кВт установленной мощности в блок-станции с ГПА составляют порядка 1100-1300 евро за 1 кВт («под ключ»). Сроки сдачи в эксплуатацию подобной электростанции 1,5-2 года. В сравнение, удельные капиталовложениями в мини-ТЭЦ с паровыми турбинами составляют 700 – 800 евро («под ключ»). Срок сдачи в эксплуатацию – 1,0-1,3 года. При установленной мощности блок-станций 500 МВт переплата в генерирующее оборудования составит от 200 до 250 млн. евро.

В мировой практике, установленная мощность ГПА не превышает 1% от мощности энергосистемы. ГПА в основном применяются в труднодоступных районах, там, где экономически нецелесообразно строить ТЭЦ или мини-ТЭЦ. В Республике Беларусь к 2011 году мощность блок-станций с ГПА может достигнуть 5% от мощности энергосистемы. При этом нужно понимать, что топливом в ГПА является природный газ, который закупается за валюту в России.

Одновременно, Республиканской программой предусмотрено довести потребление местных видов топлива до 25-30%. Возникает вопрос, каким образом возможно выполнить два взаимно противоположные решения. Увеличить генерирующие мощности блок-станций, работающих на природном газе и одновременно увеличить использование местных видов топлива. Ответ напрашивается сам собой. Строительство новых (перевод существующих) паровых котельных в мини-ТЭЦ с противодавленческими паровыми турбинами.

Как уже отмечалось выше, стоимость перевода котельной в мини-ТЭЦ значительно дешевле, чем строительство блок-станций с ГПА. Годовые эксплуатационные издержки паровой турбины значительно меньше годовых издержек ГПА. На наш взгляд строительство мини ТЭЦ, ПГУ-ТЭЦ с паровыми противодавленческими турбинами – вот реальный путь, по которому нужно идти, возобновляя генерирующие мощности энергосистемы и создавая малую энергетику.

www.promprivod.by

Паротурбинные установки тепловых электростанций (ТЭС)

Паровая турбина вместе с относящимися к ней регенеративными подогревателями, конденсатором, насосами, трубопроводами и арматурой образует паротурбинную установку.

Современная паровая турбина состоит из большого числа деталей, тщательно изготовленных и собранных в единый агрегат. Мощности современных энергетических турбоагрегатов постоянно повышаются, и в настоящее время основной прирост мощностей в энергосистемах происходит за счет ввода агрегатов 300, 500, 800 МВт. На Костромской ГРЭС сооружен головной агрегат мощностью 1200 МВт.

Увеличение мощности турбоагрегатов позволяет сооружать ТЭС большой мощности при одновременном удешевлении их строительства и эксплуатации и снижении расходов топлива на выработанный киловатт-час. Наряду с экономичностью современная турбина должна отвечать высоким требованиям безопасности, надежности и маневренности. Требование высокой маневренности предъявляется ко всему энергетическому оборудованию. Турбина должна допускать быстрый пуск, набор и изменение нагрузки и остановку. Эта задача весьма сложна для агрегатов, работающих при высоких начальных параметрах пара (26 МПа, 540-570 °С) и имеющих стенки корпусов и фланцы большой толщины.

При разработке и эксплуатации турбин приходится сталкиваться с весьма сложными проблемами аэродинамики, теории колебаний, теплопередачи, изменения свойств материалов при высоких температурах и вибрации, автоматического регулирования и контроля турбоустановки.

Рис. 1. Схема простейшей турбины

На рис. 1 показана схема простейшей турбины, а на рис. 2 — схема устройства многоступенчатой паровой турбины. Простейшая турбина состоит из соплового аппарата 1, рабочей лопатки 2, вала 3 и диска 4.

Рис. 2. Схема устройства многоступенчатой паровой турбины

1 — вал турбины; 2 — диски; 3 — рабочие решетки; 4 — нижняя половина корпуса; 5 — верхняя половина (крышка) корпуса; 6 — диафрагмы (нижние половины); 7, 8 – сопловые решетки; 9 – уплотнения диафрагмы; 10 – сопловая решетка первой ступени давления; 11 – переднее уплотнение; 12 – заднее уплотнение; 13 – опорные подшипники; 14 – упорный подшипник; 15 — соединительная муфта; 16 — червячная передача; 17 — масляный насос; 18 — фундаментные плиты; 19 — регулятор скорости; 20 — масляный бак; 21 — регулятор безопасности; 22 — камера отбора; 23 — окна для отбора пара; 24, 27 — опорные фланцы корпуса; 25, 26 — фланцы опорных блоков

Турбина состоит из вращающейся части — ротора и неподвижной части — статора. К ротору относятся вал и закрепленные на нем диски с рабочими лопатками. Статор включает в себя паровпускные органы, сопловые решетки, подшипники и др. Корпус турбины делается разъемным в горизонтальной плоскости по центровой линии вала. Нижняя его часть опирается на фундамент, а верхняя часть устанавливается на нижнюю и крепится по фланцам с помощью шпилек и гаек. Через паровпускные органы в сопловую коробку вводится свежий пар. Корпус заканчивается выхлопным патрубком, через который отработавший пар отводится из турбины.

В неподвижных каналах-соплах пар расширяется; при этом его давление и температура снижаются, скорость парового потока возрастает до нескольких сот метров в секунду и соответственно увеличивается его кинетическая энергия.

Она используется в подвижных рабочих лопатках, закрепленных на дисках, насаженных на вал турбины (рис. 2). Между дисками располагаются неподвижные перегородки — диафрагмы с закрепленными в них соплами. Диафрагма и диск с рабочими лопатками образуют ступень турбины.

При большом числе ступеней (20 — 30) турбина состоит из нескольких цилиндров. Частота вращения ротора паровых энергетических турбин обычно составляет 3000 об/мин или 50 с-1, что соответствует принятой в СНГ частоте переменного тока 50 Гц.

На каждой ступени турбины лишь часть внутренней энергии пара преобразуется в механическую энергию, передаваемую с вала турбины на вал генератора электрического тока. Увеличение числа ступеней приводит к повышению КПД турбинной установки, так как в этом случае каждая ступень «работает» в более оптимальном режиме. Однако увеличение числа ступеней оправдывает себя лишь до определенного предела, так как с ростом числа ступеней турбина усложняется и становится дороже.

Крупные энергоблоки, работающие при высоком и закритическом давлении пара, выполняются с промежуточным перегревом. Пар высоких параметров, совершая работу в турбине, на последних ее ступенях увлажняется, а это приводит к снижению КПД и эрозионному воздействию капелек влаги на лопатки турбины. При использовании же промежуточного перегрева пара не только понижается его конечная влажность, но и повышаются показатели тепловой экономичности цикла. На рис. 3 дана схема одной из наиболее распространенных в нашей энергетике конденсационных турбин К- 300 — 240 мощностью 300 МВт, работающей при начальном давлении пара 240 атм (23,5 МПа). Температура свежего пара принята 540 — 560 °С, частота вращения 3000 об/мин.

Турбина состоит из трех цилиндров: цилиндра высокого давления (ЦВД), цилиндра среднего давления (ЦСД) и цилиндра низкого давления (ЦНД). В двенадцати ступенях ЦВД пар расширяется от указанных выше начальных параметров до давления 4 МПа, после чего направляется в промежуточный пароперегреватель (ПП), установленный в котле, и далее с давлением 3,5 МПа и температурой 540 — 560 °С поступает в ЦСД. В двенадцати головных ступенях ЦСД пар расширяется до давления 0,2 МПа, затем разделяется на два потока: одна треть проходит пять ступеней низкого давления, расположенных в ЦСД, и поступает в конденсатор, а две трети пара по перепускным трубам подаются в ЦНД, где, разделяясь на два потока, проходят по пяти ступеням низкого давления и направляются также в конденсатор. Давление пара за последними ступенями перед входом в конденсатор равно 0,0035 МПа. Разделение пара в части низкого давления на три потока связано с большими объемами пара в последних ступенях. Выпуск всего объема пара через одну решетку приводил бы к недопустимым по соображениям прочности высотам рабочих лопаток. Даже при разделении пара в последних ступенях на три потока высота лопаток составляет 960 мм, а окружная скорость на их вершинах — 540 м/с. При массе последней лопатки 9,8 кг центробежная сила, действующая на нее, равна ~950 кН.

Еще более сложны турбины большей мощности. Так, у турбин мощностью 500 МВт делается 4 выхлопа в конденсатор, а у турбины К-800-240 мощностью 800 МВт — шесть выхлопов в конденсатор. В турбине К-1200-240 мощностью 1200 МВт, установленной на Костромской ГРЭС, лопатки последних ступеней имеют длину 1200 мм, но для уменьшения центробежных сил они выполнены из более легкого титанового сплава.

Рис. 3. Изменение параметров рабочего тела в активной турбине:

1, 9 — камеры свежего и отработанного пара; 2,4,6 — сопла; 3,5,8 — рабочие лопатки; 7 — диафрагма.

Рис. 4. Схема турбины К-300-240 (z — число ступеней)

Теплофикационные турбины, устанавливаемые на ТЭЦ, могут иметь 1 или 2 регулируемых отбора (например, промышленный и теплофикационный). В теплофикационной турбине Т — 250 — 240 имеются 2 отбора пара для подогрева воды в системе теплоснабжения (из них один регулируемый) и, кроме того, может быть осуществлен предварительный нагрев сетевой воды в специальном подогревателе, встроенном в конденсатор.

Отработавший пар конденсационных турбин и турбин с промышленными и теплофикационными отборами поступает в конденсатор, где поддерживается давление значительно ниже атмосферного. В конденсаторе осуществляется отвод тепла от рабочего тела — пара — при возможно более низкой температуре и давлении с превращением пара в конденсат, идущий вновь на питание котлов. Здесь тепло отдается охлаждающей (циркуляционной) воде. Конденсат не должен смешиваться с охлаждающей водой, имеющей большое количество примесей. Поэтому конденсатор представляет собой теплообменник поверхностного типа.

На рисунке 5 приведена схема конденсатора паровой турбины.

Теплообмен от пара к охлаждающей воде происходит через стенки трубок небольшого диаметра, чаще всего латунных, внутри которых движется охлаждающая вода. В конденсатор поступает влажный пар; температура насыщения конденсирующегося пара tк тем ниже, чем ниже температура циркуляционной воды. При прямоточном водоснабжении, когда вода в конденсатор забирается из реки или пруда, ее температура колеблется от 2 до 20 °С (среднегодовая расчетная температура 10 — 12 °С). Если же водоснабжение является оборотным с охлаждением воды в градирнях, то температура воды меняется в зависимости от времени года от 10 — 12 °С до 35 -40 °С.

Рис.5. Схема конденсатора паровой турбины:1 – патрубок для выхода воды, 2 – крышка водяных камер, 3 — водяные камеры, 4 – трубные решетки, 5 – корпус конденсатора, 6 – пароприемная горловина, 7 — трубки, 8 — сборник конденсата, 9 — патрубок для подвода воды, 10 — патрубок для удаления воздуха.

Обычно циркуляционная вода в конденсаторе нагревается на 8 -10 °С. При поддержании давления в конденсаторе pк = 0,0035 МПа температура конденсации составляет tk = 26,4 °С. В летнее время, когда температура охлаждающей воды выше среднегодовой расчетной, давление в конденсаторе может повышаться до 0,01 МПа, что соответственно снижает экономичность работы турбоустановки. На одну тонну конденсируемого пара расходуется 50 — 60 т охлаждающей воды.

Для поддержания хороших условий теплообмена и постоянного парциального давления воздуха, а вместе с ним и общего давления в конденсаторе просачивающийся в конденсатор воздух необходимо непрерывно удалять. Для этого устанавливаются воздухоотсасывающие устройства — пароструйные или водоструйные эжекторы.

Конденсат из нижней части конденсатора откачивается конденсатными насосами и подается через подогреватели в котел. Конденсатор устанавливается под турбиной и представляет собой горизонтально расположенный сосуд, сваренный из листовой стали. Внутри корпуса конденсатора на некотором расстоянии от его торцов ввариваются специальные пластины с отверстиями, называемые трубными досками, в которые завальцовываются трубки, образующие поверхности теплообмена. Корпус с торцов закрывается крышками так, что между крышками и трубными досками образуются водяные камеры.

Если в одной из камер установить горизонтальную перегородку, то по-лучим двухходовой конденсатор: охлаждающая вода поступает в нижний (подводящий) патрубок передней камеры, проходит по нижним рядам труб и через заднюю камеру поступает в верхние ряды труб, после чего удаляется из конденсатора.

Для рассмотренной выше турбины К-300-240 Ленинградского металлического завода конденсатор имеет следующие характеристики:

Количество трубок, шт.	19600
Длина трубок, м	8,9
Диаметр dн, мм	28
Диаметр dвн, мм	26
Расход пара при номинальной нагрузке турбины, т/ч	570
Номинальный расход охлаждающей жидкости, т/ч	36000

Источник: Полещук И.З., Цирельман Н.М. Введение в теплоэнергетику: Учебное пособие пособие / Уфимский государственный авиационный технический университет. – Уфа, 2003.

energoworld.ru

Турбины. Паровые турбины

Изготовление, сборка, тестирование и испытание конденсационных паровых турбин производится на заводах в Японии

Производитель Shin Nippon Machinery (SNM), Япония

О производителе турбин. Производственные мощности завода

Компания Shin Nippon Machinery основана в 1951 году, является широко известным производителем турбин. Разработка, проектирование и изготовление паровых турбин происходит на заводах в Японии.

Название производителя турбин	Shin Nippon Machinery Co., Ltd
Президент	Masami Deguchi
Генеральный директор	Kiyoshi Boda
Штаб-квартира	ThinkPark Tower 1-1, Osaki 2-Chome, Shinagawa-ku Tokyo 141-6025
Дата основания	7 декабря 1951 г.
Капитал	2 408,05 млн. иен (по состоянию на 31 марта 2014 г.)
Штат	355 сотрудник (по состоянию на 31 марта 2014 г.)
Объемы продаж	18 252 млн. иен (по состоянию на март 2014 г. за фискальный 2013 год)
Отделы сбыта	Токио
Производственные мощности	Амагасаки, Куре, Ниигата
Профиль	Производство и продажа паровых турбин и насосов
Разрешение на строительство	Разрешение губернатора (образец 21) № 132376 на установку механизмов и оборудования

Головной офис компании Shin Nippon Machinery (SNM)

Адрес

ThinkPark Tower 1-1, Osaki 2-Chome Shinagawa-ku, Tokyo, Japan

Представители в странах СНГ компания ENCE GmbH и Интех ГмбХ:

Россия, Казахстан, Украина, Узбекистан, Латвия, Литва, Туркменистан

Производственные мощности производителя Shin Nippon Machinery (SNM)

Завод Амагасаки

Почтовый индекс	660-0857
Адрес	93-3 NishiMukojima-cho, Amagasaki-shiHyogo, Japan

Завод Куре

Почтовый индекс	737-0133
Адрес	1-2-10 Hiro Suehiro, Kure-shi Hiroshima, Japan

Завод Ниигата

Почтовый индекс	737-0154
Адрес	1493-210 Sanbashi Dori, Nigata, Kure-shi Hiroshima, Japan

Цех производства турбин

Общая информация о турбинах

Турбина – разновидность двигателя, рабочим органом которого является ротор с закрепленными на нем лопатками, на которые оказывает давление скоростной поток рабочей среды. На лопатках происходит переход кинетической энергии движущегося потока в механическую энергию вращения вала, на котором установлен ротор. Полученная механическая энергия впоследствии может быть использована в качестве энергии привода других машин или для выработки электроэнергии в электрическом генераторе.

В зависимости от типа рабочего вещества, которое создает направленный поток, турбины делятся на: гидравлические, паровые и газовые. Что следует из названий, эти турбины используют, соответственно, жидкость, пар и газ. Паровые и газовые турбины во многом схожи по своему строению, они имеют сопловой аппарат, в котором происходит расширение газа или пара, сопровождающееся падением давления и увеличением его скорости. Другими словами происходит частичный переход потенциальной энергии в кинетическую.

Принцип работы (действия)

В основе работы паровой турбины лежит процесс перехода кинетической энергии струи пара (активные турбины) или потенциальной энергии расширяющегося пара (реактивные турбины) в механическую энергию вращения ротора путем взаимодействия струи пара и лопаток ротора. Поскольку паровые турбины часто применяются на электростанциях и силовых установках, то получаемая механическая энергия в таких случаях далее переходит в электрическую благодаря подключенной к валу динамо-машине. Предварительные манипуляции происходят и с энергией пара. Поскольку парогенераторы выдают пар с высокой потенциальной энергией, а не кинетической, то в турбинах используются сопла, проходя через которые пар расширяется, вследствие чего его скорость возрастает, то есть происходит переход части потенциальной энергии в кинетическую.

Активный принцип действия	Реактивный принцип действия

Основное превращение энергии происходит при взаимодействии пара и лопаток ротора. Создавая давление на лопатки, пар заставляет ротор вращаться и теряет часть своей энергии, что выражается в падении давления. Практика показала, что одной ступени часто недостаточно, чтобы в достаточной мере осуществить передачу энергии от пара к ротору турбины. Для решения этой проблемы турбины изготавливают многоступенчатыми, благодаря чему съем лопатками энергии пара происходит в более полном объеме. Работает такой принцип, что чем меньше скорость пара, тем длиннее должны быть лопатки ротора. По этой причине корпуса цилиндров турбин часто имеют форму конуса из-за расположенного в них набора венцов лопаток возрастающей длины.

Общая величина переданной энергии может быть оценена по перепаду давления пара на входе и выходе из турбины. Этот способ применим и для оценки отдельной ступени или цилиндра. Однако необходимо учитывать неизбежно возникающие потери энергии, приводящие к неполному переходу кинетической энергии в механическую. Эффективность турбины характеризуется ее коэффициентом полезного действия. КПД различных типов турбин отличаются при работе с паром различного давления, поэтому для увеличения общей эффективности в одной турбине комбинируют активные и реактивные ступени, чем достигается максимизация КПД каждой ступени или цилиндра, а следовательно, и турбины в целом.

Конструкция и чертеж паровой турбины

Несмотря на большое разнообразие существующих паровых турбин, конструктивно они довольно схожи, а большая вариативность достигается за счет изменения основных конструктивных элементов. Рабочим органом паровой турбины является ротор, представляющий собой закрепленный в подшипниках вал с венцами лопаток. Именно через лопатки турбины происходит перевод кинетической энергии струи пара в механическую энергию вращения за счет восприятия лопатками давления движущегося потока. Обычно лопатки имеют изогнутую или наклонную форму, чтобы они могли воспринимать поток пара с осевым направлением (осевые турбины), однако существуют и радиальные турбины, в которых лопатки не имеют наклона и способны воспринимать поток пара, направленный перпендикулярно оси вала.

Ротор турбины	Лопатки турбины

Ротор турбины заключен в статор - неподвижный корпус, который обычно изготавливают разъемным, а его крепление осуществляется к фундаменту или полу. Если на роторе происходит переход кинетической энергии в механическую, то на статоре осуществляется предшествующий ему процесс перехода потенциальной энергии пара в кинетическую энергию паровой струи. С этой целью на статоре устанавливаются сопла. Их также называют соплами первой ступени в случае, когда турбина имеет несколько ступеней. Последующие ступени также могут иметь свой набор сопел, обеспечивающих их работу. Роль сопел могут выполнять жестко закрепленные на корпусе венцы несимметричных лопаток, проходя через которые пар также подвергается расширению.

Нижняя часть корпуса паровой турбины

Ротор паровой турбины в процессе изготовления	Турбина в сборе с редуктором и клапанами

Чертеж паровой турбины (3 вида)

Основные детали/узлы

Паровая турбина. Сборочный чертеж № Обозначение детали № Обозначение детали

1	Ротор	21	Крышка радиального подшипника (сторона низкого давления)
2	Лабиринтное уплотнение	22	Радиальный подшипник (сторона низкого давления)
3	Набивной сальник	23	Маслобарьерная изоляция (сторона высокого давления)
4	Лабиринтное уплотнение	24	Радиальный подшипник (сторона высокого давления)
5	Набивной сальник	25	Крышка подшипника (сторона высокого давления)
6	Лабиринтное уплотнение	26	Упорный подшипник
7	Набивной сальник	27	Крышка подшипника (сторона высокого давления)
8	Лабиринтное уплотнение	28	Редуктор датчика оборотов
9	Патрубок 2-ой ступени	29	Передняя крышка
10	Патрубок 3-й ступени	30	Корпус подшипника (сторона высокого давления)
11	Патрубок 4-ой ступени	31	Патрубок 1-ой ступени
12	Патрубок 5-ой ступени	32	Поворотная лопасть 1-ой ступени 1 ряда
13	Корпус (верхний)	33	Неподвижная лопасть 1 ступени
14	Набивной сальник	34	Поворотная лопасть 1-ой ступени 2 ряда
15	Лабиринтное уплотнение	35	Поворотная лопасть 2-ой ступени
16	Набивной сальник	36	Поворотная лопасть 3-й ступени
17	Набивной сальник	37	Поворотная лопасть 4-ой ступени
18	Лабиринтное уплотнение	38	Поворотная лопасть 5-ой ступени
19	Маслобарьерная изоляция (сторона низкого давления)	39	Корпус (нижний)
20	Крышка подшипника (сторона низкого давления)	40	Корпус подшипника (сторона низкого давления)

Являются стандартными одноступенчатыми, горизонтальными, малыми паровыми турбинами общего назначения. Существует 5 типоразмеров, подходящих к любым конкретным условиям пара и выходной мощности. Данный ряд, от малых консольных типов, с диском и лопатками ротора, находящимися снаружи подшипников, до наибольших размеров с ротором P.C.D. 800 мм. Данные турбины подходят для всех типов применения.

Применение

Турбины серии Н в основном используются для привода насосов широкого диапазона применения в нефтехимической, химической, сахарной, лесной, пищевой промышленности, и в производстве удобрений. Турбины серии Н также используются для привода вентиляторов, компрессоров и генераторов.

Типы турбин и их характеристики

Тип Н-124 – малый консольный роторный тип, используется в основном для насосов смазочного масла и насосов уплотняющего масла.

Тип Н-133, 142 и 163 - обработанные лопасти ротора установлены на диске ротора, который располагается между подшипниками.

Тип Н-183 - самый большой из Н серии, с максимальной выработкой 1500 кВт. Это эффективный, прочный и долговечный механизм. Обработанные лопатки установлены отдельно от диска ротора.

За исключением Н-124, существует высокая степень взаимозаменяемости компонентов между различными моделями данной серии, что ведет к снижению уровня запасов заказчика. Период поставки короток, главным образом вследствие достаточного уровня взаимозаменяемых деталей содержащихся на складе. Взаимозаменяемость деталей, надежность и эффективность данных турбин делает выбор наиболее экономически оправданным.

Модель H-124 H-134 H-142 H-163 H-183

Частота вращения (об/мин)	4200	4200	4200	4200	4200
Максимальная мощность на выходе (кВт)	50	300	600	1000	1500
Максимальное давление на входе (кгс/см²)	45	45	45	45	45
Максимальная температура на входе (°C)	450	450	450	450	450
Максимальное давление выхлопа (кгс/см²)	5	7	7	7	7
Номин. диаметр ротора (мм)	300	300	400	600	800
Диаметр ввода (мин/макс) (мм)	50	80	80/150	20/200	80/250
Диаметр выхлопа (мм)	100	150	200	250	300
Ручной игольчатый клапан (макс.)	0	1	2	2	2
Масса (max) (кг)	250	450	750	1200	1500

Турбины серии V

Отличаются от серии Н тем, что они имеют вертикальную конструкцию.

Эта серия в основном применяется для привода вертикальных насосов, но также отлично подходит для глубоких скважин, насосов для перекачки сжиженного нефтяного и сжиженного природного газа. Многие детали взаимозаменяемы со стандартной серией H

Модель V-136 V-145 V-156

Частота вращения (об/мин)	4200	4200	4200
Максимальная мощность на выходе (кВт)	300	500	600
Максимальное давление на входе(кгс/см²)	45	45	45
Максимальная температура на входе (°C)	450	450	450
Максимальное давление выхлопа (от вакуума до максимума) (кгс/см2)	7	7	7
Номин. Диаметр ротора (мм)	300	400	500
Диаметр ввода (min./max.)(мм)	80	80/150	80/150
Диаметр выхлопа (мм)	150	200	200
Ручной игольчатый клапан (макс.)	1	1	1
Масса (max.) (кг)	480	750	1000

Турбины серии НО были разработаны на базе серии Н и имеют большую выходную мощность и более высокую частоту вращения. Как и все типы турбин SNM устройства этой серии легки в установке и имеют долгий срок службы. Эта серия применяется для комплектации оборудования на заводах, использующих малые турбогенераторы. Серия НО идеальна для привода генераторов.

Как и серия Н, эта серия также применяется для привода насосов на различных производствах, таких как аммиачное, этиленовое, производство минеральных удобрений, так же, турбины этого типа могут быть использованы для привода дутьевых вентиляторов и дымососов котельных установок в нефтепереработке и химической отрасли. Широкое применение этот тип турбин находит в сахарной промышленности. Это одноступенчатая турбина с аксиальным входом пара. Также все главные детали взаимозаменяемы с серией Н.

Серия турбин НО имеет большие возможности и отвечает требованиям API-611

Модель V-136 V-145 V-156

Частота вращения (об/мин)	9000	9000	9000
Максимальная мощность на выходе (кВт)	600	1500	2500
Максимальное давление на входе (кгс/см²)	67	67	67
Максимальная температура на входе (°C)	500	500	500
Максимальное давление выхлопа (от вакуума до максимума) (кгс/см²)	15	15	15
Номин. диаметр ротора (мм)	400	600	800
Диаметр ввода (мин/макс) (мм)	80/150	80/200	80/250
Диаметр выхлопа (мм)	200	250	300
Ручной игольчатый клапан (макс.)	2	2	2
Масса (макс.) (кг)	800	1300	1700

Турбины серии СС

Описание Частота вращения центробежных компрессоров повышается на различных аммиачных, этиленовых и нефтеперерабатывающих заводах, где они эксплуатируются.

Турбины серии СС высокоскоростной тип турбин – специально разработан для применения на таких компрессорах. Повышающий редуктор, который нужен, когда используется электропривод или привод двигателем внутреннего сгорания, для обеспечения требуемых 10000 об/мин и более, не требуется, при использовании турбины типа СС, которая может работать на скоростях до 15000 об/мин с максимальной выходной мощностью до 30000 кВт.

Применение:

Серия СС идеальна для высокоскоростных компрессоров, питательных насосов котельных агрегатов, дутьевых вентиляторов, высокоскоростных насосов, применяемых в технологических линиях нефтехимических и нефтеперерабатывающих предприятий, для питательных насосов котельных агрегатов высокого давления. Турбины типа СС широко применяются для различных производств по всему миру.

Различные типы и их характеристики

Тип СС предназначен для прямого соединения, а тип CCR для соединения через редуктор. Одноступенчатые Rateau и двухрядные Curtis импульсные роторы используются с высокоэффективными соплами, лопатками и стационарными лопатками для обеспечения восстановления давления и минимизации потерь. Большое количество вариантов позволяет нам предложить широкий выбор турбин для самых разных требований

Модель CC-400 CC-401 CC-600 CC-601 CC-800 CC-802

Частота вращения (об/мин)	13000	15000	7500	7700	6200	4200
Максимальная мощность на выходе (кВт)	2000	1500	3000	2000	3000	3000
Максимальное давление на входе (кгс/см²)	67	67	67	67	67	67
Максимальная температура на входе (°C)	500	500	500	500	500	500
Максимальное давление выхлопа (от вакуума до максимума) (кгс/см²)	15	15	15	15	12	12
Номин. диаметр ротора (мм)	400	400	600	600	800	800
Диаметр ввода (min./max.) (мм)	100/200	100/200	100/250	100/250	100/250	100/250
Диаметр выхлопа (мм)	250	250	300	300	350	350
Ручной игольчатый клапан (макс.)	2	2	2	2	2	2
Масса (max.) (кг)	1900	1900	2100	2100	2400	2400

Модель HO-142 R Мощность 250 кВт Скорость 4005/490 об/мин Давление входящего пара 42 кгс/см² Температура 400 °С Давление на выходе 13 кгс/см²		Модель HO -163 R Мощность 535 кВт Скорость 4005/490 об/мин Давление входящего пара 42 кгс/см² Температура 400 °С Давление на выходе 13 кгс/см²
Модель B4-R4-R Мощность 1800 кВт Скорость 9889/1500 об/мин Давление входящего пара 17 кгс/см² Температура 265 °С Давление на выходе 0,3 кгс/см²		Модель B6-R4 Мощность 7490 кВт Скорость 6550 об/мин Давление входящего пара 47 кгс/см² Температура 420 °С Давление на выходе 5 кгс/см²
Модель B10-R4-R Мощность 20000 кВт Скорость 4400/1500 об/мин Давление входящего пара 20 кгс/см² Температура 350 °С Давление на выходе 2 кгс/см²		Модель C2C Мощность 1479 кВт Скорость 3650 об/мин Давление входящего пара 38 кгс/см² Температура 323 °С Давление на выходе 0,74 кгс/см²
Модель С4-R4 Мощность 2620 кВт Скорость 12090 об/мин Давление входящего пара 17 кгс/см² Температура 330 °С Давление на выходе 0,82 кгс/см²		Модель С6-СR6 Мощность 1790 кВт Скорость 5719 об/мин Давление входящего пара 44 кгс/см² Температура 399 °С Давление на выходе 0,9 кгс/см²
Модель С7-R8 Мощность 10500 кВт Скорость 5800 об/мин Давление входящего пара 42,2 кгс/см² Температура 400 °С Давление на выходе 0,8 кгс/см²		Модель С8-R8-ЕR Мощность 16280 кВт Скорость 5000/1800 об/мин Давление входящего пара 42,2 кгс/см² Температура 371 °С Давление на выходе 0,97 кгс/см²
Модель С8-R12-R Мощность 10000 кВт Скорость 5000/1500 об/мин Давление входящего пара 60 кгс/см² Температура 435 °С Давление на выходе 0,92 кгс/см²		Модель C8-CR15-ER Мощность 10800 кВт Скорость 5000/1800 об/мин Давление входящего пара 90,6 кгс/см² Температура 516 °С Давление на выходе 0,97 кгс/см²
Модель С10-R8 Мощность 13500 кВт Скорость 3600 об/мин Давление входящего пара 22 кгс/см² Температура 270 °С Давление на выходе 0,79 кгс/см²		Модель С10-R9 Мощность 7500 кВт Скорость 3600 об/мин Давление входящего пара 16,9 кгс/см² Температура 307 °С Давление на выходе 0,97 кгс/см²

Высокотехнологичные турбины производителя Shin Nippon Machinnery применяемые для комплектации инсинераторов

Промышленная паровая турбина С5

Многоступенчатая конденсационная турбина, с давлением вакуума на выхлопе турбины, является высокоэффективной, высокопроизводительной моделью, способной обеспечить полное преобразование тепловой энергии пара в скорость без каких-либо потерь. В зависимости от выбранного количества ступеней, сопло, лопатки, диски ротора, вал и корпус могут варьироваться, но все остальные основополагающие компоненты являются полностью унифицированными, и были разработаны с целью легкой установки и соответствия модели.

Модель:	C5
Мощность на выходе:	до 20 МВт
Частота вращения турбины:	до 9800 об/мин
Давление на входе:	до 13 МПа изб.
Температура на входе:	до 550°C
Давление на выходе:	конденсации
Выхлопное сопло:	Нижний или верхний выхлоп
Многоступенчатый вывод/подвод
Управляемый вывод:	до 2
Редукторный привод для генератора 1500 или 1800 об/мин
Опорное основание под турбиной для удобства установки

Промышленная паровая турбина С6

Модель:	C6
Мощность на выходе:	до 30 МВт
Частота вращения турбины:	до 7800 об/мин
Давление на входе:	до 13 МПа изб.
Температура на входе:	до 550°C
Давление на выходе:	конденсации
Выхлопное сопло:	Нижний или верхний выхлоп
Многоступенчатый вывод/подвод
Управляемый вывод:	до 2
Редукторный привод для генератора 1500 или 1800 об/мин
Опорное основание под турбиной для удобства установки

Промышленная паровая турбина С8

В зависимости от выбранного количества ступеней, сопло, лопатки, диски ротора, вал и корпус могут варьироваться, но все остальные основополагающие компоненты являются полностью унифицированными, и были разработаны с целью легкой установки и соответствия модели.

Модель:	C8
Мощность на выходе:	до 40 МВт
Частота вращения турбины:	до 6200 об/мин
Давление на входе:	до 13 МПа изб.
Температура на входе:	до 550°C
Давление на выходе:	конденсации
Выхлопное сопло:	Нижний или верхний выхлоп
Многоступенчатый вывод/подвод
Управляемый вывод:	до 2
Редукторный привод для генератора 1500 или 1800 об/мин
Опорное основание под турбиной для удобства установки

Промышленная паровая турбина С9

Модель:	C9
Мощность на выходе:	до 50 МВт
Частота вращения турбины:	до 4900 об/мин
Давление на входе:	до 13 МПа изб.
Температура на входе:	до 550°C
Давление на выходе:	конденсации
Выхлопное сопло:	Нижний или верхний выхлоп
Многоступенчатый вывод/подвод
Управляемый вывод:	до 2
Редукторный привод для генератора 1500 или 1800 об/мин
Опорное основание под турбиной для удобства установки

Промышленная паровая турбина С10

Модель:	C10
Мощность на выходе:	до 70 МВт
Частота вращения турбины:	до 3900 об/мин
Давление на входе:	до 13 МПа изб.
Температура на входе:	до 550°C
Давление на выходе:	конденсации
Выхлопное сопло:	Нижний или верхний выхлоп
Многоступенчатый вывод/подвод
Управляемый вывод:	до 2
Редукторный или прямой привод для генератора

Промышленная паровая турбина С6Х

Турбина с осевым выхлопом была разработана как усовершенствованная модель конденсационной паровой турбины. Для того чтобы вернуть выхлоп в конденсатор, стандартная конденсационная паровая турбина обычно выбрасывает выхлоп вверх или вниз, под прямым углом к валу. Однако это означает, что при расположении узлов необходимо обеспечить достаточно пространства в верхнем или нижнем направлении. Турбина с осевым выхлопом была разработана компанией SNM для удаления выхлопа в направлении вала, к которому конденсатор может быть подсоединен напрямую. Простая схема расположения значительно уменьшила конструкционные затраты и в значительной мере способствовала сокращению времени и расходов на проверку и техническое обслуживание.

Модель:	C6X
Мощность на выходе:	до 30 МВт
Частота вращения турбины:	до 7800 об/мин
Давление на входе:	до 13 МПа изб.
Температура на входе:	до 550°C
Давление на выходе:	конденсации
Выхлопное сопло:	Осевой выхлоп, диам.>1400 мм
Многоступенчатый вывод/подвод
Управляемый вывод:	до 2
Редукторный привод для генератора 1500 или 1800 об/мин
Опорное основание под турбиной для удобства установки
Низкий уровень установки – снижение затрат на фундамент и здание

Промышленная паровая турбина С8Х

Модель:	C8X
Мощность на выходе:	до 40 МВт
Частота вращения турбины:	до 6200 об/мин
Давление на входе:	до 13 МПа изб.
Температура на входе:	до 550°C
Давление на выходе:	конденсации
Выхлопное сопло:	Осевой выхлоп, диам. более 1800 мм
Многоступенчатый вывод/подвод
Управляемый вывод:	до 2
Редукторный привод для генератора 1500 или 1800 об/мин
Опорное основание под турбиной для удобства установки
Низкий уровень установки – снижение затрат на фундамент и здание

Промышленная паровая турбина С9Х

Турбина с осевым выхлопом была разработана компанией SNM для удаления выхлопа в направлении вала, к которому конденсатор может быть подсоединен напрямую. Простая схема расположения значительно уменьшила конструкционные затраты и в значительной мере способствовала сокращению времени и расходов на проверку и техническое обслуживание.

Модель:	C9X
Мощность на выходе:	до 50 МВт
Частота вращения турбины:	до 4900 об/мин
Давление на входе:	до 13 МПа изб.
Температура на входе:	до 550°C
Давление на выходе:	конденсации
Выхлопное сопло:	Осевой выхлоп, диам. более 2200 мм
Многоступенчатый вывод/подвод
Управляемый вывод:	до 2
Редукторный привод для генератора 1500 или 1800 об/мин
Низкий уровень установки – снижение затрат на фундамент и здание

Промышленная паровая турбина С10Х

Модель:	C10X
Мощность на выходе:	до 70 МВт
Частота вращения турбины:	до 3900 об/мин
Давление на входе:	до 13 МПа изб.
Температура на входе:	до 550°C
Давление на выходе:	конденсации
Выхлопное сопло:	Осевой выхлоп, диам. более 2800 мм
Многоступенчатый вывод/подвод
Управляемый вывод:	до 2
Редукторный или прямой привод для генератора
Низкий уровень установки – снижение затрат на фундамент и здание

Промышленная паровая турбина С11Х

Модель:	C11X
Мощность на выходе:	до 100 МВт
Частота вращения турбины:	до 3600 об/мин
Давление на входе:	до 13 МПа изб.
Температура на входе:	до 550°C
Давление на выходе:	конденсации
Выхлопное сопло:	Осевой выхлоп, диам. 3200 мм
Многоступенчатый вывод/подвод
Управляемый вывод:	до 2
Прямой привод для генератора 3000 или 3600 об/мин
Низкий уровень установки – снижение затрат на фундамент и здание

Ступени скорости и давления в паровых турбинах

Как следует из названий, на каждой из ступеней своего типа происходит либо изменение скорости, либо давления. Активные турбины со ступенями давления представляют собой, фактически, несколько одноступенчатых турбин, расположенных последовательно на общем валу и заключенных в единый корпус. Каждая ступень отделяется от остальных разделительными диафрагмами, оснащенными соплами, обеспечивающими работу соответствующей ступени. Тем самым достигается большая мощность и эффективность всей активной турбины, но ее конструкция усложняется и как следствие удорожается.

Активная турбина со ступенями давления

Ступени давления в реактивных турбинах создаются тем же способом, что и в активных турбинах. Отличительной же особенностью является то, что пар претерпевает расширение, как рабочих лопатках, так и на сопловых.

Реактивная турбина со ступенями давления

Турбины со ступенями по скорости сегментируются за счет установки между венцами рабочих лопаток венцами неподвижных направляющих лопаток, закрепленных на корпусе. Неподвижные лопатки имеют симметричную форму, вследствие чего падения давления с последующим возрастанием скорости на них не происходит, то есть на направляющих лопатках не совершается работа. Для уточнения стоит заметить, что незначительное изменение скорости потока пара на направляющих лопатках все же происходит, но это связано с сопутствующими потерями на трение о лопатки и потерями, вызванными изменением направления потока. В итоге получается, что падение скорости потока пара, а значит и переход кинетической энергии в механическую, происходит в несколько этапов, благодаря чему возможно снижение частоты вращения вала и увеличение мощности, но это приводит к определенному снижению эффективности турбины.

Активная турбина со ступенями скорости

Классификация

Классификация паровых турбин может быть проведена по разным признакам, но наиболее общая классификация идет по принципу действия и по характеру теплового процесса. Рассмотрим их более подробно.

По принципу действия:

активные
реактивные
смешанные

Активными называют турбины, в которых лопаткам ротора передается только кинетическая энергия потока пара, попадающего на них. Изначальный переход потенциальной энергии пара в кинетическую происходит во входных неподвижных соплах, и далее поток движется без расширения. После взаимодействия пара с лопатками, при котором доля кинетической энергии переходит в механическую, поток теряет часть скорости и продолжает движение по ходу турбины.

Схема активной турбины (со ступенями скорости)

В случае реактивных турбин передача энергии от пара к лопаткам турбины происходит не только за счет передачи кинетической энергии потока (активная сила), но и за счет энергии давления расширяющегося пара (реактивная сила). Такие турбины часто изготавливаются многоступенчатыми, причем неподвижные направляющие лопатки каждой ступени, в отличие от активных турбин, имеют сложную форму. Каналы между направляющими лопатками постепенно сужаются по ходу движения, благодаря чему на выходе также происходит расширение пара, как и на входных соплах. Реактивные турбины работают с относительно малыми скоростями пара, что позволяет снизить потери и достичь большей эффективности. Минусом реактивных турбин являются возникающие в работе утечки пара сквозь радиальные зазоры лопаток, что может привести к значительному снижению КПД при больших рабочих давлениях пара.

Схема реактивной турбины (со ступенями давления)

Объединение в одной турбине цилиндров с разным принципом действия позволяет более эффективно организовать процесс работы турбины, которая будет называться смешанной. Первыми располагают блоки активного действия, а далее – реактивного. Благодаря этому пар поступает на реактивные ступени с меньшим давлением, что позволяет увеличить КПД всей установки.

По характеру теплового процесса:

конденсационные
теплофикационные
специального назначения

Данный вид классификации основывается на входных и выходных параметрах используемого турбиной пара. Турбины каждой из групп конструируются и рассчитываются таким образом, чтобы наиболее эффективно работать с тем или иным типом пара, а также давать на выходе тепловую и механическую энергии в нужных пропорциях. Такой вариант классификации позволяет оптимально подобрать оборудование под выполнение конкретной задачи, характерной для какой-либо отрасли.

Задача конденсационных турбин – использование максимально возможной энергии пара для превращения ее в механическую энергию вращения вала, которая в большинстве случаев далее используется для выработки электроэнергии. Отработанный пар конденсационных турбин уже не обладает достаточной энергией для дальнейшего эффективного использования, а давление его ниже атмосферного, поэтому он направляется в конденсационную установку, где происходит снятие оставшегося тепла и переход в жидкую фазу. Поскольку отработанный пар, проходя через турбину, расширяется до давления меньше атмосферного, в конденсаторе поддерживается вакуум для поддержания тока пара и выведения его из турбины. Конденсационные турбины чаще всего применяют для выработки электроэнергии, поэтому в них и стараются добиться максимальной возможной конвертации энергии пара в кинетическую энергию вала.

Схема работы конденсационной турбины

Простейшая схема конденсационной турбины работает следующим образом. Образующийся в котельной установке перегретый пар по паропроводу подается на турбину, где происходит его расширение, сопровождаемое переходом части потенциальной энергии пара в кинетическую. Дальнейшее превращение кинетической энергии парового потока в механическую энергию вращения вала ротора протекает на лопатках. Вал турбины соединен с валом генератора электрического тока, что позволяет вырабатывать электроэнергию, используя полученную в турбине механическую энергию вращения ротора. Отработанный пар с давлением ниже атмосферного выходит из турбины и направляется в конденсатор, где при помощи охлаждающей воды пар конденсируется и переходит в жидкую фазу. После этого конденсат с помощью насоса вновь подается на котельную установку. Для восполнения потерь циркулирующей воды ее необходимое количество восстанавливают путем добавления свежей, предварительно прошедшей блок водоподготовки, в котором удаляются растворенные соли и газы. Дегазации также может подвергаться и циркулирующая вода, при этом из нее удаляют растворенные кислород и углекислый газ, что снижает коррозионное воздействие на оборудование.

В свою очередь теплофикационные паровые турбины направлены как на выработку тепла, так и на получение электроэнергии, причем соотношение отбираемого пара к общей величине может быть как фиксированным, так и изменяемым. Станции, оснащенные теплофикационными турбинами, называют теплоэлектроцентралями (ТЭЦ). Необходимость отбора пара обусловлена различными условиями, предъявляемыми к пару разными потребителями. Так для промышленных нужд требуется пар с давлением порядка 1,3 - 1,5 МПа, тогда как отопительные сети должны снабжаться паром с давлением гораздо ниже 0,05 – 0,25 МПа. В первом случае отбор называют промышленным, а во втором – теплофикационным. В большинстве случаев выходной пар теплофикационных турбин имеет давление выше атмосферного, поэтому их также называют турбинами с противодавлением.

Схема работы теплофикационной турбины (с промежуточным отбором)

Принципиальная схема работы теплофикационной турбины несколько отличается от конденсационной. В данном случае представлена турбина и одним промежуточным отбором пара для сторонних нужд. Отобранный пар направляется в тепловой узел. Под тепловым узлом понимается некий потребитель пара, будь то бойлер для подогрева сетевой воды отопительной системы или химический реактор. Отработанный пар после теплового узла при необходимости так же подвергается конденсации и сливается с потоком, выходящим из конденсатора теплофикационной турбины. Объединенный поток воды затем направляется в котельную установку для последующего перехода в фазу перегретого пара и повторной подачи на лопатки турбины.

Турбины специального назначения, как правило, имеют каждая свою узкую сферу применения и изготовляются специально под конкретный случай. Обычно такие турбины работают на пару, образующемся в процессе работы технологического процесса на предприятии. Его параметры являются отправной точкой для подбора и расчета турбины.

Выделяют следующие подвиды специальных турбин:

Турбины мятого пара Работают на отработанном пару паровых прессов или молотов, а также поршневых машин. Пар имеет давление ниже атмосферного, что является отличительной чертой этих турбин.
Турбины двух давлений Работают на нескольких потоках пара: свежем и отработанном с паровых механизмов. Отработанный пар подводится к турбине в одну из промежуточных ступеней.
Предвключенные турбины Работают с паром высокого давления, который на выходе с уже меньшим давлением подается на другие турбины. Применяются в случае, когда возникает необходимость использовать пар с давлением выше, чем рабочее давление у уже имеющихся турбин.
Приводные турбины Работают в качестве привода насосов и компрессоров. Способны развивать значительную мощность.
Пар для потребителей может отбираться из теплофикационных турбин различными способами, в зависимости от чего выделяют следующие виды турбин:
- с противодавлением
- с нерегулируемым отбором пара
- с регулируемым отбором пара

Схема работы турбины с противодавлением

Турбины с противодавлением выдают на выходе пар, давление которого выше атмосферного. Полученный пар поступает не в конденсатор (как в конденсационных турбинах), а в полном объеме направляется на технологические нужды. Паровые турбины с противодавлением получили распространение в различных областях промышленности, где требуется получение технологического пара для различных нужд. Количество электроэнергии, вырабатываемое такой турбиной, напрямую зависит от текущего потребления пара. По этой причине часто паровая турбина с противодавлением работает параллельно с конденсационной турбиной, за счет которой покрывается недостаток электроэнергии в случае повышенного потребления пара от турбины с противодавлением.

Схема работы турбины с нерегулируемым отбором пара

Нерегулируемый отбор, как следует из названия, производится не по предварительно установленным показателям, а по мере необходимости, и величина отбора может меняться. Обычно нерегулируемый отбор используется на конденсационных турбинах, где отводимый на промежуточных ступенях пар направляется на предварительный подогрев воды перед парогенератором.

Схема работы турбины с регулируемым отбором пара

Если отбор пара регулируемый, то его величина и давление поддерживаются постоянными. Это необходимо в случае, когда для конечного потребителя важно получать пар с заданными параметрами. На приведенной выше схеме показан распространенный случай, при котором из турбины производится промышленный (давление пара 1,3 - 1,5 МПа) и теплофикацонный (давление пара 0,05 – 0,25 МПа) отборы.

По числу корпусов (цилиндров):

одноцилиндровые
двухцилиндровые
многоцилиндровые

Каждый цилиндр представляет собой отдельную турбину активного или реактивного действия, соединенную с остальными цилиндрами (в случае многокорпусной турбины) паропроводом. Причем роторы отдельных цилиндров могут иметь как общий вал, так и отдельный вал на каждый из цилиндров. В первом случае многоцилиндровые турбины называют одновальными, а во втором случае – многовальными.

Примеры одновальных и двухвальной турбин

Одновальная сдвоенная турбина параллельного действия	Двухвальная турбина с одним потоком	Одновальная сдвоенная турбина с противоположным направлением потоков

Однокорпусные турбины, как правило, маломощны, в то время как многокорпусные позволяют развивать значительно большую мощность, за счет чего происходит удешевление турбины, а, следовательно, и всей установки (к примеру, электростанции), на которой эта турбина используется. Большинство современных турбин стараются делать многокорпусными.

Пример многоцилиндровой одновальной турбины

Преимущества и недостатки паровых турбин

Паровые турбины по праву заслужили свое место в современной промышленности. Их высокая эффективность определяется рядом существенных преимуществ, благодаря которым паровые турбины остаются конкурентоспособными по сей день.

К таким преимуществам относят:

возможность использования различных видов топлив
доступность теплоносителя
высокий ресурс работы
быстроходность и способность развивать большие мощности
экономичность и высокая эффективность
компактность

Как уже говорилось, “всеядность” паровых турбин в отношении используемых топлив является одним из определяющих преимуществ. Они не зависят от поставок конкретного вида топлива и не требуют конструктивных или технологических изменений при переходе с одного вида топлива на другой. Главное – бесперебойная подача пара с заданными параметрами. Точнее, для перехода на новый вид первичного топлива изменений требует только парогенератор, если рассматривать его как составную часть агрегата. Такая гибкость позволила паровым турбинам получить широкое распространение, как в отраслевом, так и географическом смыслах.

Использование водяного пара в качестве рабочего тела также имеет ряд преимуществ, сказывающихся на эксплуатационных качествах турбин. Перегретый водяной пар, использующийся в качестве рабочего тела, не несет с собой твердых частиц, которые могут стать причиной сильного абразивного износа лопаток. Кроме того, в отличие от паровых машин, отсутствие возвратно-поступательных движений в механизме турбины также положительно сказывается на сроке службы, потому как постоянно меняющиеся с высокой периодичностью нагрузки способствуют быстрому износу подвижных деталей и могут вызвать из повреждения и разрушение.

Паровые турбины снискали большую популярность в энергетике не в малой степени из-за своей высокой эффективности, особенно развитой в многоцилиндровых турбинах, а также возможностью создавать значительные мощности и скорости вращения. При всем этом, несмотря на огромные размеры промышленных паровых турбин, они достаточно компактны. Близкое расположение лопаток, занимающих собой большую долю проточной части, позволяет рационально использовать занимаемое турбиной пространство. Эта отличительная особенность становится особенно востребованной как раз при создании паровых турбин большой мощности, которые могут достигать в длину более 50 м.

Помимо неоспоримых достоинств, паровые турбины наделены также и рядом недостатков, учет которых необходим при подборе и проектировании турбины.

Инертность установки
Высокие требования к условиям эксплуатации и уровню обслуживания
Относительно малая доля производимой электрической энергии в сравнении с тепловой энергией

Пуск в работу паровой турбины – ответственный и не быстрый процесс, так как предварительно требуется запуск в работу котельной установки для создания потока перегретого пара и приведение в работу циркуляционного контура теплоносителя (воды, переходящей в паровую фазу и далее вновь конденсирующейся). Это не позволяет в короткие сроки запускать и останавливать турбину. Кроме того, сложность конструкции требует особо тщательного подхода к вопросам выбора и проектирования. В противном случае эксплуатация паровой турбины в ненадлежащих условиях может повлечь за собой значительное сокращение срока службы, что перечеркнет одно из важных преимуществ этого типа двигателей – высокий ресурс работы.

Антикоррозионная защита паровой турбины

Далее описаны методы окраски и антикоррозионной защиты во время транспортировки и хранения паровой турбины, включая вспомогательное оборудование, в течение 6 месяцев с момента отгрузки.

Работы по антикоррозионной защите

Предотвращение коррозии внутренних поверхностей и наружных обработанных поверхностей, которые не будут окрашены, осуществляется при помощи следующей антикоррозионной защиты:

Работы по антикоррозионной защите будут проводиться после того, как все испытания и инспекция оборудования будут удовлетворительно завершены.
Инородные материалы, такие как ржавчина, окалина и брызги металла удаляются механическими или химическими способами.
Масло, консистентная смазка, маркировочная краска и другие инородные материалы удаляются путем погружения в растворитель или нанесения растворителя, и производится сушка очищенных поверхностей с использованием сжатого воздуха или горячего воздуха.
После завершения подготовки поверхностей должна быть произведена антикоррозионная обработка
После завершения антикоррозионной обработки оборудования должна быть обеспечена следующая защита:
1. Все фланцевые отверстия должны быть снабжены металлическими крышками толщиной мин. 1,6 мм с бесасбестовыми или резиновыми листовыми набивками и по меньшей мере четырьмя болтами полного диаметра.
2. Все резьбовые отверстия должны быть снабжены стальными заглушками или стальными крышками.

Nox-rust 366	Антикоррозионное ингибиторное масло, разбавленный растворителем тип
Rust Veto Midium	Антикоррозионное ингибиторное масло, разбавленный растворителем тип
DIANA	Летучий антикоррозионный ингибитор

Эквивалентными антикоррозионными материалами для Rust Veto Mеdium являются следующие: SHELL: Shell Ensis Engin Oil 30 MOBIL: Mobil Coat 503
ESSO: Esso Anti-Rust P1030
У SHELL, MOBIL и ESSO может не быть антикоррозионных материалов, эквивалентных Nox-rust 366 и DIANA.

Перечень по антикоррозионной защите

№ Местонахождение Наименование антикоррозионного средства Удаление на месте

1	Внутренние поверхности корпуса турбины, трубная обвязка для пара и другие поверхности, контактирующие с паром	Антикоррозионное ингибиторное масло, разбавленный растворителем тип	Продувка паром (рекомендуется)
2	Внутренние поверхности корпуса подшипника, подшипников, корпуса редуктора и другие поверхности, контактирующие с маслом	Необязательно удалять антикоррозионное средство перед эксплуатацией.
3	Узел смазки, включающий маслобак, маслонасосы, охладитель масла, масляный фильтр и т.д.	Летучий антикоррозионный ингибитор
4	Сальниковый конденсатор
5	Неокрашенные наружные обработанные поверхности	Антикоррозионное ингибиторное масло, разбавленный растворителем тип
6	Запасные части и особый инструмент	Органический растворитель на основе нефти

Применение паровых турбин

Паровые турбины, обладая рядом исключительных преимуществ, имеют очень широкую область применения. Из возможных вариантов использования паровых турбин можно выделить следующие наиболее значимые случаи:

Турбина в сборе

Механические приводы машин и агрегатов
Приводы гребных винтов
Приводы насосов и компрессоров
Выработка электроэнергии
Утилизация тепловой энергии отработанного пара
Теплоснабжение и использование в отопительных сетях

Получаемая на роторе механическая энергия позволяет использовать турбины в качестве приводов различных механизмов, таких как насосы, компрессоры, центрифуги, вентиляторы и центробежные нагнетатели. Все эти машины, как правило, быстроходны и работают при большом числе оборотов, что делает паровые турбины особо подходящими. В то же время они могут служить приводами и тихоходных механизмов, но для этого между турбиной и механизмом включают понижающий редуктор. Такой вариант реализован в приводах гребных винтов судов, скорость которых обычно составляет величину на порядок меньше. Использование паровых турбин на судах обуславливается рядом уже рассмотренных выше преимуществ, таких как компактность, что особо актуально в ограниченном доступном месте на кораблях, и использование водяного пара в качестве рабочего тела. С помощью установок деминерализации, получение пригодной для использования в парогенераторе воды возможно в любой момент при возникновении в том необходимости.

Выработка электроэнергии – одно из самых важных применений паровых турбин. В этом случае турбина выполняет функции привода генератора переменного электрического тока. Поскольку частота тока в сетях электроснабжения строго определена и равна 50 Гц, то и скорость вращения турбины подстраивают под соответствующий генератор, чтобы на выходе тот выдавал нужное количество оборотов. Так для двухполюсного генератора подбирается скорость 3000 об/мин, а для четырехполюсного генератора – 1500 об/мин. Частота получаемого тока определяет качество работы все установки. Современные технологии позволяют контролировать выдаваемую турбиной скорость вращения вала с точностью до нескольких оборотов в минуту. Несомненным и одним из определяющих преимуществ паровых турбин в процессах получения электроэнергии является почти полная “всеядность” подобной установки в отношении первоначального топлива, расходуемого в парогенераторе. Это может быть уголь, природный газ, биогаз и т.д.

Существует целый ряд паровых турбин, для работы которых используется не специально полученный пар, а пар, образовавшийся вследствие работы других технологических процессов и установок. Такие турбины называют турбинами специального назначения. Так же возможны случаи, когда турбина работает как на свежем, так и на отработанном паре. Подобный вариант применения позволяет увеличить энергоэффективность исходного производства, где применяется турбина специального назначения, за счет рационального использования оставшейся энергии отработанного пара.

Кроме выработки электроэнергии паровые турбины также играют значительную роль в системе теплоснабжения. В этом случае используются теплофикационные турбины с одним или двумя точками отбора пара, которые называют промышленный и теплофикационный отбор. Количество отводимого пара регулируется, а конкретная величина отбора зависит от текущих потребностей теплосетей. Несмотря на то, что пар является основным продуктом теплофикационных турбин, она также вырабатывают и электроэнергию, которая может расходоваться на нужды самой теплоэлектростанции.

Основы расчета и подбора паровых турбин. Примеры решения

Полный расчет турбины – сложная и кропотливая работа, требующая как больших объемов вычисления, так и, зачастую, данных, полученных в ходе лабораторных испытаний. Для понимания принципов расчетов паровых турбин ниже будут приведены основные расчетные зависимости для наиболее простого варианта турбины – одноступенчатой активного действия.

В подобной турбине пар единожды будет подвержен адиабатическому расширению. Зная теплосодержание (энтальпию) пара на входе в турбину и теплосодержание пара после прохождения сопел, найдем общий теплоперепад:

Hоб = i0 - iр

где:

Hоб – общий теплоперепад, кДж/кг i0 – энтальпия пара на входе в турбину, кДж/кг iр – энтальпия пара посте адиабатического расширения в соплах, кДж/кг

Далее, если известен расход этого пара, то становится возможным нахождение мощности турбины. Однако важно отметить, что это полная мощность, в которой не учитываются потери:

Nт = (G·Hоб)/3600

где:

Nт – общая мощность турбины, кВт Hоб – общий теплоперепад, кДж/кг G – расход пара, кг/час

Поскольку процесс совершения работы на лопатках совершается не в полном объеме, как и не происходит полной передачи энергии к вращающемуся валу, то эффективная мощность турбины оказывается меньше её полного значения:

Nэф = (G·Hоб)/3600·ηот

где:

Nэф – эффективная мощность турбины, кВт Hоб – общий теплоперепад, кДж/кг G – расход пара, кг/час

ηот – относительный эффективный КПД турбины

Если паровая турбина используется для выработки электрической энергии, то вводится характеристика – электрическая мощность, отражающая количество работы, идущей непосредственно на выработку электроэнергии. Она связана с эффективной мощностью через следующее уравнение:

Nэл = Nэф·ηэг·ηр

Где:

Nэл – электрическая мощность на клеммах генератора, кВт Nэф – эффективная мощность турбины, кВт ηэг –КПД электрогенератора ηр –КПД понижающего редуктора (ηрберется равным 1 если вал турбины напрямую соединен с валом генератора)

Если из уравнения для эффективной мощности турбины Nэф выразить переменную расхода пара G, то получится расчетная формула для рассмотренной величины. С помощью данной формулы можно оценивать необходимый расчет пара для обеспечения выработки предварительно заданной мощности.

G = (Nэф·3600)/(ηт·Hоб)

Если проделать операцию, аналогичную описанной выше, то получится уравнение, с помощью которого становится возможной оценка необходимого количества пара уже для создания предварительно заданной мощности на клеммах электрогенератора:

G = (Nэф·3600)/(Hоб·ηот·ηэг·ηр)

Важным параметром в турбине является угол наклона лопатки к плоскости вращения диска, несущего эти лопатки. Эта величина находится в зависимости от окружной скорости лопаток и скорости потока пара, падающего на лопатки, и выражается следующим уравнением:

u/c = cos(⁡α)/2

где:

u – окружная скорость лопаток, м/с c – скорость потока пара, м/с

α – угол наклона лопаток а оси несущего их диска

Максимальное использование энергии пара было бы при угле α=0, но добиться такого значения практически невозможно, поэтому данный параметр обычно берут из промежутка от 12 до 220, что соответствует значениям скоростей u/c из промежутка от 0,465 до 0,49.

В одноступенчатой турбине скорость потока пара, падающего на лопатки, совпадает со скоростью истечения пара из входных сопел, которая может быть рассчитана по формуле:

Сис = 44,75·φ·√[(H0 + (с²вх)/2003)]

где:

Cис – скорость истечения пара из сопла, м/с φ – скоростной коэффициент, учитывающий потери (берется из промежутка от 0,93 до 0,98 в зависимости от степени обработки сопел)

H0 – адиабатический теплоперепад на сопле, кДж/кг

Свх – скорость входа пара в сопло, м/с

Зная окружную скорость лопаток, можно определить число оборотов ротора турбины:

n = (60·u) / (π·d)

где:

n – скорость вращения ротора, об/мин u – окружная скорость лопаток, м/с

d – средний диаметр венца лопаток, м

Для наглядности приведем решение несложной задачи:

Пример №1:

Одноступенчатая турбина активного действия соединена с электрогенератором через понижающий редуктор. В турбину продается пар с температурой t0=280°C под давлением P0=1,6 МПа. Противодавление турбины составляет Pпр=0,12 МПа. Электрогенератор развивает на клеммах мощность Nэ=90 кВт. Необходимо рассчитать требуемый расход пара. КПД турбины принять равным ηт=0,7, КПД редуктора - ηр=0,95, КПД генератора - ηг=0,94.

Решение:

Воспользуемся диаграммой состояния воды и водяного пара и определим энтальпию пара на входе в турбину. Энтальпия пара при t0=280°C0 и P0=1,6 МПа приблизительно равна:

i0 = 2990 кДж/кг

Поскольку пар подвергается адиабатическому расширению только в сопле, а на лопатках активной турбины изменения давления не происходит, то противодавление турбины можно принять равным давлению пара после прохождения сопел. Исходя из этого, вновь воспользуемся диаграммой состояния воды и водяного пара и определим его теплосодержание после адиабатического расширения:

i1 = 2420 кДж/кг

Далее мы можем найти общий теплоперепад на турбине:

H0 = i0 - i1 = 2990 - 2420 = 570 кДж/кг

Теперь можно воспользоваться формулой связи расхода пара и мощности на клеммах электрогенератора и найти искомую величину:

G = (Nэ·3600) / (H0·ηт·ηр·ηг) = (90·3600) / (570·0,7·0,95·0,94) = 909,33 кг/час

Также можно определить удельный расход пара на выработку одного кВт мощности:

Gу = G / Nэ = 909,33 / 90 = 10,1 кг/(кВт·час)

Пример №2:

Основываясь на данных предыдущей задачи, определить скорость вращения вала турбины и необходимое передаточное отношение редуктора, связывающего турбину и двухполюсной электрогенератор. Средний диаметр венца лопаток составляет d=0,7 м. Угол наклона сопла α=200. Скоростной коэффициент принять равным φ=0,96.

Решение:

Определим оптимальное соотношение окружной скорости лопаток и скорости потока пара по формуле:

u/c = cos(⁡α)/2 = cos(⁡20)/2 = 0,47

Перед тем как найти окружную скорость лопаток, необходимо рассчитать действительную скорость пара на выходе из сопел. Для этого воспользуемся формулой (входной скоростью пара на сопла пренебрегаем и полагаем ее равной 0), взяв из прошлой задачи значение H0=570 кДж/кг:

с = 44,75·φ·√(H0) = 44,75·0,96·√570 = 1025,66 м/сек

Теперь, используя полученное значение скорости потока пара, определим окружную скорость лопаток турбины:

u = [(cos⁡(α))/2]*c = 0,47*1025,66 = 482,06 м/сек

Далее становится возможным определение числа оборотов вала турбины:

n = (60*u)/(π*d) = (60*482,06)/(3,14*0,7) = 13159 об/мин

В нашем случае электрогенератор двухполюсной, поэтому его число оборотов ротора должно равняться 3000 в минуту. Исходя из этого, найдем необходимое передаточное число редуктора:

i = 3000/13159 ≈ 1/4,4

Данные о нагрузке паровой турбины

Положение нагрузки Название оборудования Статическая нагрузка (кг) Динамическая нагрузка (кг) Верикальная (±) Горизонтальная (±) Осевая (±) Другие Сила вакуума (±)

А1	Паровая турбина с плитой основания	750	1125	187	75	265
А2	750	1125	187	75	265
А3	750	1125	187	75	265
А4	750	1125	187	75	265
А5	750	1125	187	75	265
А6	750	1125	187	75	265
А7	750	1125	187	75	265
А8	750	1125	187	75	265
А9	750	1125	187	75	265
А10	750	1125	187	75	265
А11	750	1125	187	75	265
А12	750	1125	187	75	265
А13	750	1125	187	75	265
А14	750	1125	187	75	265
Итого	10500				3710

Примечание: 1. Вертикальная динамическая нагрузка включает статическую нагрузку

Примеры конденсационных паровых турбин

Конденсационные паровые турбины

Вариант-1

Тип	паровая
Теплопроизводительность на выходе	32 300 кВт
Мощность на низкоскоростной муфте	13 200 кВт
Давление перед быстродействующим клапаном	42 бар (абс.)
Температура перед быстродействующим клапаном	435°С
Расход пара Давление на выходе Температура на выходе	53,1 т /ч 9,8 кПа (абс.) 45,4°С

Редуктор

Число оборотов

3000 об/мин

Вариант-2

Тип	паровая
Теплопроизводительность на выходе	15 750 кВт
Мощность на низкоскоростной муфте	6 000 кВт
Давление перед быстродействующим клапаном	34 бар (абс.)
Температура перед быстродействующим клапаном	435°С
Расход пара	25,4 т /ч
Давление на выходе	9,9 кПа (абс.)
Температура на выходе	45,6°С

Редуктор

Число оборотов

3000 об/мин

Объем поставки для каждой турбины:

турбина
редуктор
система контроля
рама основания с масляной системой
система измерения и регулировки
оборудование контроля (предохранительный и регулирующий клапаны)
регулируемая система смазки
изоляция
трубная обвязка

Опция:

конденсатор
всасывающая труба
строительные работы
шеф-монтаж и сборка

Вариант-3. Конденсационная турбина с генератором мощностью 12 МВт, охлаждающаяся пресной водой

Техническое описание

Турбина

Номинальная мощность турбины Максимальная мощность	12000 кВт 13200 кВт
Частота вращения турбины Давление пара на входе	3000 об/мин 42 бар (абс)
Температура пара на входе Расход пара на входе	435°С ≈ 53 тонны / час
Давление пара на выходе Требуемое кол-во охлаждающей воды	0.098 бар (абс) ≈3200 тонн / чаc

Температура охлаждающей воды

нормальная	32°С
максимальная	33°С
Температура питательной воды парового котла	143°С
Расход пара при номинальной мощности	4,42 кг/кВт*час

Система нагрева:

Нагреватель низкого давления	1 шт.
Нагреватель высокого давления	1 шт.

Генератор

Номинальная мощность Коэффициент мощности	12 МВт 0.8
Номинальное напряжение Частота тока	6,6 кВ или 11 кВ 50 Гц
Частота вращения вала генератора	3000 об/мин
Класс изоляция Тип возбуждения	F статическое

Шкаф управления турбины перед отгрузкой

Объем поставки турбины

От главной паровой задвижки с фильтром (включая фланцы и соединительные болты) до выпускного фланца паровой турбины.
Муфта между турбиной и генератором
Регулирующая система, гидравлический электронный регулятор оборотов.
Конденсационная система: конденсатор, пароструйный питательный насос, перепускной клапан цилиндра, конденсационный насос.
Вытяжная труба между турбиной и конденсатором, включая, компенсационный шов.
Система подачи масла, включающая резервуар для масла, выполненный из материала Duplex маслоохладитель, выполненный из материала Duplex масляный фильтр смазочного масла и масла контура управления, вспомогательный смазочный насос с мотором, аварийный смазочный насос с мотором.
Местный датчик, местная панель приборов, управляющее устройство.
Впускной и сливной трубопровод для турбины.
Обшивка турбины
Анкерные болты и опорная плита
Необходимые запчасти на два года эксплуатации
Специальные инструменты

Объем поставки генератора:

Генератор в сборе
Воздухоохладитель генератора
Возбудитель генератора
Необходимые запчасти на два года эксплуатации

Вариант-4 Конденсационная турбина с генератором мощностью 6 МВт, охлаждающаяся пресной водой

Техническое описание.

Турбина

Номинальная мощность турбины Максимальная производительность	6000 кВт 6600 кВт
Частота вращения турбины Давление пара на входе	3000 об/мин 34 бар (абс)
Температура пара на входе Расход пара на входе	435°С ≈ 28,8 тонны / час
Давление пара на выходе Требуемое кол-во охлаждающей воды	0.099 бар (абс) ≈1850 тонн / чаc

Температура охлаждающей воды

нормальная	32°С
максимальная	33°С
Температура питательной воды парового котла	105°С
Расход пара при номинальной мощности	4,8 кг/кВт*час

Система нагрева:

Нагреватель низкого давления

1 шт.

Генератор

Номинальная мощность Коэффициент мощности	6 МВт 0.8
Номинальное напряжение Частота тока	6,6 кВ или 11 кВ 50 Гц
Частота вращения генератора	3000 об/мин
Класс изоляция Тип возбуждения	F статическое

Объем поставки турбины

От главной паровой задвижки с фильтром (включая фланцы и соединительные болты) до выпускного фланца паровой турбины.
Муфта между турбиной и генератором
Регулирующая система, гидравлический электронный регулятор оборотов.
Конденсационная система: конденсатор, пароструйный питательный насос, перепускной клапан цилиндра, конденсационный насос.
Вытяжная труба между турбиной и конденсатором, включая, компенсационный шов.
Система подачи масла, включающая резервуар для масла, выполненный из материала Duplex маслоохладитель, выполненный из материала Duplex масляный фильтр для смазочного масла и для масла контура управления, вспомогательный смазочный насос с мотором, аварийный смазочный насос с мотором.
Местный датчик, местная панель приборов, управляющее устройство.
Впускной и сливной трубопровод для турбины.
Обшивка турбины
Анкерные болты и опорная плита
Необходимые запчасти на два года эксплуатации
Специальные инструменты

Объем поставки генератора:

Генератор в сборе
Воздухоохладитель генератора
Возбудитель генератора
Необходимые запчасти на два года эксплуатации

История развития паровых турбин

Со времени, когда ручной труд перестал удовлетворять возрастающим потребностям человека, начался активный поиск альтернативных источников механической силы, которую можно было бы использовать. Было создано ветряное и водяное колесо, которое позволило использовать энергию ветра и воды. Уже это позволило автоматизировать некоторые виды работ, ранее выполняемых вручную. Но все эти изобретения не позволяли развивать больших механических усилий.

Эпоха индустриализации поставила перед человечеством ультиматум: новый источник энергии или стагнация. Настоящим прорывом стала возможность использовать энергию водяного пара. Потенциал пара был очевиден, ведь его легко получить, используя лишь воду и огонь, с ним легко работать, в отличие от той же молнии, а сокрытая в нем энергия явно превышает энергию той же текущей воды. Для подчинения силы пара необходимо было только придумать способ, как перевести заключенную в нем потенциальную энергию в полезную механическую работу. Два изобретения определили вектор развития науки и техники того времени на несколько десятилетий вперед. Это были паровая машина и паровая турбина.

Первой была создана паровая машина, которая во второй половине 18 века стала основным двигателем промышленности, как в прямом, так и в переносном смысле. Но новые возможности породили новые желания, удовлетворить которые паровым машинам стало не под силу уже к концу 19 века. Требовались большие мощности и большие скорости. Паровые машины нашли свою нишу применения, а в авангарде двигателей больших мощностей их заменили паровые турбины.

Шар Герона

Сам принцип, по которому осуществляется работа паровой турбины, был известен еще как минимум 2000 лет назад, когда на примере того же шара Герона (полый металлический шар, внутрь которого подается пар, который далее истекает наружу через изогнутые трубки, чем приводит шар во вращательное движение) была показана принципиальная возможность получения механического движения с использованием энергии пара. Создание даже простейшей рабочей паровой турбины потребовало от человечества обширных знаний, как и передовых технологий. Без продвинутой металлургии невозможно создать вращающуюся с огромной скоростью (более 4000 об/мин) конструкцию, на которой должны быть установлены в строго определенном положении тонкие лопатки одинаковой формы. Также требуются глубокие знания по теории течения газов и жидкостей и так далее. Но, несмотря на все трудности, технология паровых турбин была разработана и позволила значительно продвинуть многие другие области науки и техники.

В первую очередь паровые турбины применялись в тех случаях, где не справлялись паровые машины, а также заменяли их в случаях, когда паровые машины оказывались слишком неэффективными. Можно было бы предположить, что наступит закат и эры паровых турбин, однако открытие и начало использования другого, гораздо более перспективного источника энергии - электрического тока – дало перовым турбинам второе дыхание. Для выработки электроэнергии в больших масштабах паровые турбины подходят как нельзя кстати. С их помощью возможно превращение энергии, выделяющейся при сгорании простых и доступных видов топлив, сперва в потенциальную энергию пара, затем в механическую энергию вращения вала турбины, а под конец уже в энергию электрического тока путем подсоединения вала турбины к динамо-машине.

Но, несмотря на все преимущества от использования пара, со времен шара Герона и до 19 века все изобретения, использующие кинетическую и потенциальную энергию пара, воспринимались не более как забавные технические игрушки, непригодные для использования в промышленности. Одной из первых ласточек новой эры стали простейшие паровые турбины, применявшиеся на лесопилках в США в 1883-1885 годах. Они служили в качестве приводов дисковых пил. Пар подавался к турбине через ось, после чего расширялся и поступал в радиально расположенные трубы, заканчивающиеся изогнутым наконечником. Эффективность таких машин была невысокой, но, что примечательно, для их работы использовались отходы лесопильного производства, которых было в достатке, что позволяло экономить на топливе, пуская в работу малопригодный материал. Тем не менее, эти турбины не получили широкого распространения в силу ряда недостатков, что не позволило им значительно повлиять на развитие паровых турбин в целом.

Сдвиг с мертвой точки же во многом произошел благодаря шведскому инженеру Карлу Густаву Патрику де Лавалю. Он вложил немалые средства в разработку турбин активного типа и уже в 1893 году на выставке в Чикаго представил рабочую турбину мощностью в 5 л.с. со скоростью вращения 30000 об./мин. С приемлемыми рабочими параметрами, эта турбина являлась наглядным примером того, что подобный вид паровых машин может и должен быть использован в промышленности. Однако нашелся один недостаток, серьезно ограничивший ее распространение. Такая турбина подразумевала использование понижающего редуктора из-за огромной рабочей скорости вращения, но на тот момент как раз ввиду отсутствия машин с подобными скоростями, редукторы выпускались в основном одноступенчатыми, не рассчитанными на подобные входные скорости. Не редко выходило так, что диаметр шестерни редуктора значительно превышал размеры самой турбины. Пусть детище де Лаваля и не смогло стать флагманом нового турбинного оборудования, но в ходе его разработки шведским инженером были выявлены и устранены многие технические проблемы, был заложен фундамент для дальнейшего совершенствования.

Другим человеком, внесшим весомый вклад, был англичанин Чарльз Алджерон Парсонс. Будучи талантливым инженером и изобретателем, а также сыном лорда по совместительству, Чарльз имел все возможности, как для изобретательской деятельности, так и для создания реальных машин по своим проектам. В 1884 году создается первая многоступенчатая реактивная турбина, предназначающаяся для совместной работы с электрическим генератором. Несмотря на небольшую мощность всего в 6 л.с., она показала всю перспективность использования паровых турбин для получения электрического тока. Парсонс продолжил работать над улучшениями, и уже к 1889 году общее число произведенных турбин достигло 300 штук при мощности до 100 л.с.

К началу двадцатого века Англия, не в последнюю очередь благодаря Чарльзу Парсонсу, занимала первое место в мире по производству и применению паровых турбин. В то же время передовые инженеры других стран осознали всю важность и необходимость этого изобретения для стремительно развивающейся энергетики. В дальнейшем внедрение и развитие паровых турбин только ширилось и ускорялось, но основа концепции практического получения механической энергии при помощи паровой турбины была заложена именно на рубеже девятнадцатого и двадцатого веков.

Примеры наших паровых турбин

Паровая турбина

Технические характеристики

Рабочие условия Расчетный Конструктивные параметры Параметры пара Расч. Норм. Материалы: Доп. оборудование: Фланцевое соединение Размер Класс Исп Специальные инструменты:

Выходная мощность (кВт)	350	Тип турбины: Горизонтальная Кол-во ступеней: Одна ступень Диаметр колеса: 600 мм Сальниковое уплотнение: Карбон Тип подшипников: Радиальный: скольжение Упорный: шариковый
Скорость турбины (об/мин)	3000
Скорость привода (об/мин)	3000
Потребление пара (т/ч)	6.5
Расход пара (кг/ч/кВт)	18.57
Ручной клапан (открыт/закрыт)	0/1
Давление на входе (МПа изб.)	3.7	3.3	Клапан экстренного торможения SCPh3 Паровая коробка SCPh3 Выпускная камера SCPh3 Вал турбины SCM440 Диск турбины SF590B Рабочая лопатка SUS410J1 Патрубок SUS403 Радиальный подшипник S25C, WJ1 Упорный шариковый подшипник #6309 Сальниковое уплотнение Карбон Корпус подшипника FC200
Температура на входе (°C)	400	390
Давление на выходе (МПа изб.)	0.3	0.1
Температура на выходе (°C)	370	268
Давление охлажд. воды (МПа изб.)	менее 1.0
Температура охлажд. воды (°C)	60	32
Количество охлажд. воды (т/ч)		1.5
Модель управляющего устройства	PG-D
Диапазон регулировки скорости	85%-105%
Переключатель скоростей	Ручной
Удаленное отключение	Нет
Система смазки Турбинное масло Объем масла	Маслоразбрызгивающее кольцо ISO VG46 10 л	Ручной регулирующий клапан 1 комп. Масленка постоянного уровня 2 комп. Паропровод (внутри турбины) 1 комп. Трубопровод охл. воды (внутри турбины) 1 комп. Дренажный клапан: для аварийного клапана 1 комп. для выпускной камеры 1 комп. Охлаждающая вода: клапан на входе 1 комп. Смотровое окно 1 комп. Температурный датчик: Подшипник биметалл ∅100 2 комп. Тахометр механического типа 1 комп.
Пар на входе	80 мм	ANSI 300 LB	RF
Пар на выходе	250 мм	ANSI 150 LB	RF
Дренаж (вход)	20 мм	ANSI 300 LB	RF
Дренаж (выход)	20 мм	ANSI 150 LB	RF
Охлаждающая вода (вход/выход)	20 мм	ANSI 150 LB	RF
Размещение	В помещении
Температура окр. среды	Макс. 40 °C
Класс опасности	нет
Вес турбины	1300 кг
Автоматический запуск без участия оператора	нет	Привод для устройства отключения превышения скорости 1 комп.

Персонал компании Интех ГмбХ (Intech GmbH) всегда готов предоставить дополнительную техническую информацию по предлагаемым паровым турбинам.

Турбины

Анализ риска на стадии проектирования паровых турбин Меры и рекомендации по снижению уровня риска и обеспечению безопасности Мобильные газотурбинные станции (установки), система удаленного мониторинга газотурбинных установок Общие принципы обеспечения безопасности паровых турбин Паровые турбины тип B, производство Shin Nippon Machinery Паровые турбины тип C, производство Shin Nippon Machinery Паровые турбины тип CC, производство Shin Nippon Machinery Паровые турбины тип H, производство Shin Nippon Machinery Паровые турбины тип V, производство Shin Nippon Machinery Производство и восстановление лопастей и лопастных сегментов газовых турбин Производство компонентов и запасных частей для турбин и авиационных двигателей методом точного литья Поверхностный конденсатор паровой турбины Поставка расходных запасных частей и компонентов для газовых турбин GE (General Electric) Поставка расходных запасных частей и компонентов для газовых турбин Siemens Поставка расходных запасных частей для дожимных компрессорных станций ГТУ Поставка расходных запасных частей и компонентов из нержавеющей стали для газовых турбин Ремонт и установка турбин. Инструкция по эксплуатации паровой турбины Требования к оператору и персоналу Требования к управлению безопасностью при вводе в эксплуатацию турбины Требования к управлению качеством для обеспечения безопасности при эксплуатации Требования к управлению охраны окружающей среды при вводе в эксплуатацию, эксплуатации и утилизации Турбины производителя Shin Nippon Machinery

Турбогенератор. Турбогенераторная установка Турбокомпрессоры Промышленные электрогенераторы и газогенераторы Паровые котлы

Центробежные насосы компании Shin Nippon Machinery Центробежные насосы компании Shin Nippon Machinery

www.intech-gmbh.ru

Паровые турбины

Паровые турбины применяются преимущественно на крупных судах при необходимости иметь мощную энергетическую установку. Заметными преимуществами паровых турбин являются малая вибрация или полное ее отсутствие при работе турбин, малая масса, минимальные габаритные размеры и низкие эксплуатационные расходы. Более того, паровая турбина может применяться практически при любой требуемой мощности судовой установки. Но высокий удельный расход топлива по сравнению с дизельной установкой сводит на нет эти преимущества, хотя применение различных усовершенствований в турбине (промежуточный подогрев пара и т. п.) компенсирует в некоторой степени этот недостаток.

Паровая турбина это механизм, в котором энергия пара превращается в механическую работу. Пар входит в турбину с высоким содержанием энергии и теряет ее значительную часть при выходе: из турбины. Сопла служат для преобразования тепловой энергии пара в кинетическую. Струя пара направляется на лопатки, расположенные по периферии рабочего колеса или диска (рис. 3. 1). Пар не просто «давит» на колесо, заставляя его вращаться. Форма лопаток такова, что изменяется как направление движения пара, так и его скорость. Изменение скорости определенной массы парового потока приводит к появлению определенной силы, которая и воздействует на колесо турбины, заставляя его вращаться, т. е. массовый расход пара (кг/с), умноженный на изменение скорости (м/с), равен силе (кг*м*с-2) в ньютонах.

Таков основной принцип работы всех паровых турбин, хотя осуществление этого принципа может быть довольно различным. Пар от лопаток первого колеса проходит к ряду сопел и лопаток второго колеса, затем к следующему колесу и т. д. вдоль вала турбины, пока не израсходуется энергия пара. Комплект совместно работающих сопел и лопаток носит название ступени.

Существует два основных типа турбин: активные и реактивные. Эти термины объясняют, какие силы действуют на колесо, чтобы привести его во вращение.

Активные турбины

В активной турбине имеется сопловое колесо, за которым помещаются лопатки. Пар, обладающий высокой энергией и большим давлением, в сопле расширяется, его давление падает, а скорость увеличивается. Струя пара из сопла подается на активные лопатки под определенным углом, а выходит из них под другим углом (рис. 3.2). Благодаря изменению направления движения и скорости пара возникает активная сила, направление действия которой в основном совпадает с направлением движения лопаток при вращении колеса. На валу турбины возникает лишь небольшое осевое усилие.

Реактивные турбины

В корпусе реактивной турбины имеется кольцо с вмонтированными в него неподвижными лопатками, а также закрепленное на роторе колесо с движущимися лопатками примерно одинакового профиля (рис. 3.3). Движущиеся лопатки имеют такой профиль и установлены так, чтобы образовать суживающийся канал, в котором, как в сопле, скорость пара будет возрастать. Увеличение скорости пара в лопатках приводит к появлению реактивной силы, вектор которой имеет одну составляющую по направлению вращения лопаток, а другую — по направлению оси ротора. В лопатках происходит изменение направления движения пара и соответствующее изменение его скорости. В результате в реактивных лопатках тоже возникает активная сила. Более правильно было бы этот тип турбины называть активно-реактивиым,

Рис. 3.1. Преобразование энергии в паровой турбине:

1- канал для преобразования энергии давления пара в кинетическую энергию в сопле; 2 — сопловое кольцо; 3 — сила, вращающая колесо; 4 — угол изменения направления движения (скорости) пара; 5 — лопатки, закрепленные на колесе; I — вход пара; II — выход пара

Рис. 3.2. Активные лопатки:

I—направление потока пара; II — направление вращения вала; III — канал с постоянной

площадью сечения

Рис. 3.3. Реактивные лопатки:

I - направление вращения; II— направление потока пара; III — канал с уменьшающейс площадью сечения

Расширение пара в турбине может происходить в двух и более ступенях по мере изменения давления и скорости истечения пара.

Так, в активной турбине подобное разделение осуществляется посредством применения ряда ступеней, в которых давление пара последовательно падает. В результате можно получить более или менее приемлемые скорости потока и лучший к. п. д. турбины.

В активной турбине на один ряд сопел приходится несколько рядов движущихся лопаток, сидящих на одном диске. Между рядами движущихся лопаток устанавливают направляющие лопатки, закрепленные в корпусе турбины. При таком устройстве ступеней турбина получается короткой и легкой, но с меньшим к. п. д., что вполне приемлемо, например, для турбины заднего хода.

Если в турбине сочетаются оба принципа работы, то такая турбина называется турбиной со ступенями давления и скорости.

В реактивной турбине как неподвижные, так и движущиеся лопатки устроены так, что на каждой ступени последовательно уменьшаются и скорость пара и его давление. Таким образом, разделение процесса осуществляется благодаря самой конструкции турбины.

Агрегат, состоящий из турбины высокого давления и турбины низкого давления, называют двухкорпусным ( рис. 3.4). Главные судовые турбины обычно имеют такую конструкцию. В ряде случаев могут встречаться однокорпусные установки, чаще в качестве привода в турбогенераторной установке, а иногда и в качестве главного двигателя.

Промежуточный подогрев пара. Этот подогрев пара применяется для повышения к. п. д. установки. Пар после расширения в какой-то части турбины высокого давления возвращается в паровой котел, где снова подогревается до первоначальной температуры перегретого пара. Затем пар подается на оставшиеся ступени турбины высокого давления, а затем в турбину низкого давления.

Разновидности турбин, связанные с названиями фирм или с именами изобретателей. Турбина Парсонса это реактивная турбина, в которой расширение пара происходит на неподвижных и движущихся лопатках. В каждой ступени половина перепада теплоты приходится на сопловые лопатки, а другая половина — на рабочие лопатки, поэтому каждая ступень обладает 50%-ной реактивностью.

Турбина Кертиса это активная турбина, в которой на ряд сопел приходится несколько рядов лопаток, т. е. ступеней скорости.

Турбина Лаваля это одноступенчатая активная турбина, т. е. с одним рядом сопел и одним рядом лопаток; турбина работает с очень высокой частотой вращения.

Турбина Рато это активная многоступенчатая турбина со ступенями давления.

Турбины заднего хода. Главные судовые паровые турбины должны быть реверсивными. Обычно реверсирование достигается тем, что на валах турбин высокого и низкого давления устанавливают несколько рядов лопаток заднего хода. Мощность турбины заднего хода составляет около 50% мощности турбины переднего хода. При работе турбины на передний ход лопатки турбины заднего хода действуют как воздушный компрессор, что вызывает дополнительные потери.

Рис. 3.4. Устройство двухкорпусной турбины:

— зубчатый редуктор; 2 — валоповоротное устройство; 3 — турбина низкого давления; 4 — конденсатор; 5 — турбина высокого давления

На рис. 3.5 показано устройство активной турбины. На валу ротора имеется ряд колес, на которых закреплены рабочие лопатки. По мере движения пара вдоль вала давление пара падает, а объем увеличивается, поэтому и лопатки делаются все большей длины. Турбина заднего хода смонтирована на другом конце ротора, она короче, чем турбина переднего хода. С обоих концов вал ротора установлен на подшипниках. В одном из подшипников имеется упорный диск, воспринимающий осевые усилия.

Корпус турбины полностью закрывает ротор. В корпусе турбины имеются патрубки для впуска и выпуска пара. На входе пара устанавливается сопловая коробка. При помощи сопловых клапанов можно изменять количество подаваемого в турбину пара и тем самым регулировать мощность турбины. Первый комплект сопел смонтирован в сопловом кольце, крепящемся в корпусе. В корпусе между рабочими колесами также установлены кольцевые диски — диафрагмы. Внутри центральных отверстий дисков проходит вал ротора. В диафрагме имеются сопла для расширения пара, а между диафрагмой и валом ротора — уплотнения.

Турбина заднего хода отличается тем, что в ней нет диафрагм, а между рабочими лопатками установлены неподвижные лопатки.

Ротор

Роль вала турбины по существу выполняет ротор, при помощи которого полученная от пара мощность через зубчатую передачу передается на гребной вал. Ротор может быть цельным, выточенным, заодно с дисками, или, если размеры ротора большие, он состоит из вала и насаженных на него рабочих колес.

На концах вала ротора, там где он выходит из турбины, устанавливаются кольца, составляющие часть лабиринтового уплотнительного устройства, которое будет описано ниже в этой главе. По обеим сторонам ротора установлены подшипники, в которых имеются маслосбрасывающие кольца, предохраняющие от попадания масла из подшипника в паровое пространство вдоль вала. На одном конце ротора расположено, небольшое упорное кольцо для фиксирования ротора по длине. На другом конце ротора устанавливается фланец или другое приспособление для эластичной муфты, при помощи которой вращение с ротора передается на ведущее колесо редуктора. В диски рабочих колес в канавки различного профиля вставляются рабочие лопатки.

Рабочие лопатки

О типах лопаток и их форме было сказано выше. Когда ротор турбины вращается с высокой частотой, на лопатки действует значительная центробежная сила, а изменение скорости пара в лопатках вызывает вибрацию лопаток. При работе турбины также происходит тепловое расширение и сжатие материалов, поэтому крепление лопаток в дисках должно быть надежным. Для крепления лопаток имеются различные способы (рис. 3.6). При установке лопатку хвостовиком вводят в канавку и придвигают ее к соседней лопатке.

Рис. 3.5. Активная турбина:

1 — лабиринтовое уплотнение; 2 — скользящая опора; 3 — упорный подшипник; 4 — сопловое кольцо; 5 — сопловая коробка; 6 — корпус; 7 — лопатка; 8 — колесо; 9 — турбина заднего хода; 10 — подшипник; 11 — уплотнение; 12 — диафрагма; 13 — камера уплотнения; I — вход

пара; II — выход пара

Рис. 3.6. Крепление лопаток: а — вильчатое; 6 — обратное елочное; в — при помощи Т-образного хвостовика

Когда все лопатки последовательно вставлены в свои канавки, со стороны ввода хвостовики закрывают стопорным кольцом, которое в свою очередь крепится на диске. Затем через поводки на верхних концах лопаток пропускается бандажная лента. В некоторых случаях бандажную ленту пропускают через лопатки и припаивают к ним.

Уравновешивание осевого усилия

В реактивной турбине развивается значительное осевое усилие. Ротор турбины имеет высокую частоту вращения, а движущиеся элементы очень близко расположены по отношению к неподвижным, поэтому нельзя допускать осевого смещения ротора и осевое усилие должно быть уравновешено. Одним из способов уравновешивания осевого усилия является, применение уравновешивающего поршня. Пар, который по трубке отводится от одной из ступеней турбины, воздействует на поршень, посаженный на валу ротора (рис. 3.7). В корпусе турбины выполнен цилиндр для этого поршня, и поэтому под давлением пара возникает усилие, направленное вдоль оси вала.

Рис. 3.7. Устройство уравновешивающего поршня:

1 — уравновешивающая сила; 2 — уравновешивающий поршень; 3 — цилиндр уравновешивающего поршня; 4 — уравновешивающая труба; I — вход пара; II — выход пара

Площадь поршня и давление пара выбираются такими, чтобы точно уравновесить осевое усилие, возникающее на лопатках в реактивной турбине. Если в одном корпусе расположены турбины переднего и заднего хода, то уравновешивающие поршни нужно установить для работы в обоих направлениях:

Другим способом уравновешивания, который часто применяется в турбинах низкого давления, является создание двойного потока. При таком устройстве пар входит в среднюю часть турбины и расходится вдоль вала в противоположных направлениях. При равном числе ступеней слева и справа осевые усилия взаимно уравновешивают одно другое.

Уплотнительные устройства и система уплотнения. Уплотнительные устройства служат для предотвращения утечки пара из турбины высокого давления и попадания воздуха в турбину низкого давления. Уплотнительные устройства обычно применяются в совокупности с системой уплотнения.

Механические уплотнительные устройства — это обычно лабиринтовые уплотнения. На валу ротора монтируется ряд колец, а в корпусе закрепляется соответствующий ряд лабиринтов (рис. 3.8). Пар из турбины Должен пройти через эти многочисленные лабиринты, что практически приводит к снижению давления пара до атмосферного.

В дополнение к лабиринтовому механическому уплотнению действует система уплотнения, для которой в корпусе турбины имеется ряд камер. Система действует следующим образом. Во время работы турбины на полной мощности пар проникает в первую камеру, и поэтому в ней появляется какое-то давление выше атмосферного. Пар же, который проникает вдоль вала во вторую камеру, отсасывается воздушным насосом или эжектором в конденсатор сальникового пара. Если во вторую камеру попадает воздух из машинного отделения, он также отсасывается в конденсатор (рис. 3.9).

На самом малом ходу или при пуске турбины пар в первую камеру подается от какого-либо источника пара низкого давления. Вторая камера в этом случае действует, как описано выше.

Система уплотнения используется также для снабжения паром низкого давления различных потребителей и для отсоса пара и воздуха из различных других уплотнительных устройств турбинного агрегата.

Диафрагмы. Они устанавливаются в активных турбинах, имеют кольцевую форму и выполнены из двух полуколец. Через центральное отверстие диафрагмы проходит вал. Диафрагма крепится к корпусу и находится между двумя рядами лопаток. По периферии диафрагмы расположены сопла, в ее центральном отверстии крепятся лабиринты уплотнения.

Сопла

Сопла служат для преобразования статической энергии пара высокого давления в кинетическую энергию струи пара, обладающей высокой скоростью, но уменьшенным по сравнению с исходным давлением. Сопла на входе в турбину разбиты на несколько групп, и все они, за исключением основной, имеют собственные сопловые клапаны (рис. 3.10). Благодаря этому можно регулировать мощность турбины, меняя число включенных групп сопел. Сопловые коробки на входе имеют как активные, так и реактивные турбины.

Рис. 3.8. Лабиринтовое уплотнение:

1—ротор; 2— статор; 3— пластинчатая пружина

Рис. 3.9. Система уплотнения паром:

1 — турбина высокого давления; 2 — турбина низкого давления; 3 — турбина заднего хода; I — подвод пара к системе уплотнения; II — подвод пара к конденсатору системы уплотнения

Рис. 3.10. Управление турбиной при помощи сопловых клапанов:

а — поперечный разрез, вид на сопловое кольцо; б — продольный разрез; 1 — сопловая группа, не имеющая соплового клапана; 2 — управляемая группа сопел; 3 — выступ соплового кольца; I — вход пара в коробку от маневрового клапана; II — вход пара от группового соплового клапана.

Система спуска конденсата

При прогревании турбины или при маневрировании судна пар будет конденсироваться и накапливаться в различных частях турбины. Для того чтобы удалить конденсат и избежать его попадания на рабочие лопатки, что может вызвать Их повреждение, и предназначена система спуска. Спуск конденсата необходим еще и потому, что при накапливании конденсата может возникнуть местное охлаждение и деформация турбины из-за неравномерного нагрева. В современных установках имеются автоматические клапаны спуска, которые открыты во время прогрева или маневрирования турбины и закрыты при работе на нормальных частотах вращения ротора.

Подшипники

Подшипники турбины стальные, помещаются в корпусе, положение которого может регулироваться при центровке валопровода. Упорный подшипник — со сферическими самоустанавливающимися подушками. Этим обеспечивается их равномерная нагрузка и правильное положение подушек по отношению к упорному диску. Элементы обоих типов подшипников показаны на рис. 3.5. Масло для смазывания поступает в подшипник сбоку с обеих сторон. В месте подвода масла к валу отверстие расширено для того, чтобы масло равномерно распределялось по всей поверхности подшипника. В Подшипнике нет никаких масляных канавок. Зазоры в подшипниках турбин больше, чем в подшипниках дизелей. Во время работы турбины вал ее как бы плавает в маслянной ванне. Выходит масло через отверстие в верхней части подшипника и сливается в сточную цистерну.

Смазочная система

В паровых турбинах система смазки выполняет две функции: обеспечивает слой смазки для уменьшения трения между движущимися частями и отводит тепло, образующееся при работе подшипников или передаваемое по валу.

Смазочная система служит для подачи масла к турбине, редуктору, упорному подшипнику и к форсункам редуктора. Для остановки турбины, работающей на высоких частотах вращения, требуется значительное время. Главные масляные насосы, имеющие привод от турбины, в этот период времени, могут не обеспечить смазку в достаточной степени, и поэтому нужно предусмотреть дополнительный вариант подачи масла. Обычно в этом случае подключают напорный масляный бак, а приводные насосы не отключают, и они продолжают прокачивать масло через турбину.

На рис. 3.11 показана смазочная система, в которой применяются напорный масляный бак и приводные масляные насосы. Масло засасывается насосом из сточной цистерны через фильтры и пода-тору, подшипникам турбины и к форсункам редуктора. Часть масла снова очищается в фильтрах, а затем подается к зубчатому редуктору, подшипникам турбины и к форсункам редуктора. Часть масла через дроссельную шайбу попадает в напорный бак, из которого избыток масла постоянно сливается, что можно проконтролировать по смотровому стеклу.

Рис. 3.11. Типовая схема смазочной системы:

1 — подшипники редуктора и главный упорный подшипник; 2 — форсунки редуктора; 3— подшипники турбины; 4 — смотровое стекло; 5 — вентиляционный рожок; 6 — напорная масляная цистерна; 7 — дроссельная шайба; 8 — сдвоенный фильтр; 9 — охладители; 10— запорный вентиль; 11 — невозвратный клапан; 12 — приводной насос; 13 — сточная масляная цистерна; 14 — фильтры; 15 — электрические насосы; 16 — предохранительный клапан

Приводные насосы обеспечивают все режимы смазывания при нормальной работе турбины.

При уменьшении мощности турбины масло к форсункам редуктора продолжает подаваться от приводных насосов. Масло из напорного бака с пониженным давлением подается к подшипникам в течение продолжительного времени, чтобы исключить выход из строя подшипников при остановке турбины.

Тепловое расширение турбин. При работе турбины ее температура значительно повышается по сравнению с температурой неработающей турбины. Поэтому должна быть предусмотрена возможность для теплового расширения ротора и статора.

Корпус турбины обычно жестко крепится в кормовой ее части к опоре или кронштейнам корпуса редуктора. Здесь лапа корпуса турбины закреплена от продольного смещения, но может перемещаться в продольном направлении, так как отверстия для болтов имеют удлиненную форму. Такие же удлиненные отверстия для болтов имеются и в передней лапе корпуса, которая опирается на скользящую опору или на упругую вертикальную листовую опору, изгибающуюся при тепловом расширении корпуса.

Положение передней опоры по отношению к задней или к кронштейнам корпуса редуктора обычно фиксируется. На опорах и на корпусе турбины имеются соответствующие одни другим большие

вертикальные канавки и шпонки, обеспечивающие перемещение корпуса относительно опоры в вертикальном направлении при его центровке с валопроводом.

Ротор турбины обычно фиксируется относительно корпуса в своей передней части при помощи упорного кольца и, следовательно, любое осевое перемещение ротора должно передаваться на другой его конец со стороны редуктора. Между валом турбины и валом редуктора устанавливается эластичная муфта. Эта муфта не только воспринимает осевое удлинение ротора, но и нейтрализует небольшие отклонения в центровке валов. Все подведенные к корпусу турбины трубопроводы для обеспечения свободного теплового расширения корпуса должны иметь петлевые компенсаторы большого радиуса или сильфоны. Кроме того, при перемещении, вызванном тепловым расширением корпуса, эти трубопроводы не должны задевать корпус. Для этого трубопроводы устанавливают на эластичных или пружинных подвесках.

При прогревании турбины необходимо обеспечить ее свободное тепловое расширение. Для контроля за расширением на турбине устанавливают ряд индикаторов. Все направляющие приспособления должны содержаться в чистоте и хорошо смазываться.

Управление турбиной

Клапаны, служащие для впуска пара в турбину переднего или заднего хода, называются маневровыми. Обычно устанавливают три клапана: переднего хода, заднего хода и блокирующий. Блокирующий клапан это разобщительный клапан на турбине заднего хода. Все клапаны имеют гидравлический привод с питанием от автономной гидравлической системы, имеющей свои основные и аварийные насосы. На случай выхода из строя системы дистанционного управления предусматривается система ручного управления.

При открытии маневрового клапана переднего хода пар поступает к главной сопловой коробке. С увеличением мощности при помощи системы дистанционного управления в определенном порядке открываются групповые клапаны. Для поддержания постоянной частоты вращения ротора на маневровом клапане переднего хода установлен регулятор.

При открытии маневрового клапана заднего хода пар подается к блокирующему запорному клапану, который открывается одновременно с маневровым. Затем пар проходит в турбину заднего хода.

Система защиты турбины

Эта система включает в себя устройства для предотвращения повреждения турбины от неисправностей в самой турбине и в связанных с ней системах и устройствах. К этим устройствам относятся соленоидный клапан и элементы систем турбины, обеспечивающие ее аварийную остановку. При срабатывании предохранительных устройств прекращается подача гидравлического масла к маневровому клапану, с помощью которого прерывается подача пара в турбину. Эти устройства срабатывают при наличии одного из следующих аварийных состояний: низкое давление в системе смазки; превышение частоты вращения ротора; низкий вакуум в конденсаторе; аварийная остановка; высокий уровень конденсата в конденсаторе; высокий или низкий уровень воды в Котле.

К другим неисправностям, которые могут быть обнаружены системой защиты и вызвать ее срабатывание, относятся: эксцентриситет ротора в турбине высокого или низкого давления или их вибрация; дифференциальное расширение в турбине высокого и низкого давления, т. е. различная степень расширения ротора и статора; износ упорных подшипников турбин высокого и низкого давления; включенное валоповоротное устройство (в этом случае исключается пуск турбины).

Эта «всевидящая» система защиты, как ее можно назвать, действует двояко. Если обнаруживается опасная тенденция, которая может привести к аварийной ситуации, то дается первичный сигнал тревоги. Это позволяет произвести ряд корректирующих действий, и ротор турбины не останавливается. Если корректирующие действия осуществляются медленно или если они не приносят желаемого результата, а аварийная обстановка резко ухудшается, подается вторичный сигнал тревоги, и тогда срабатывает система защиты и ротор турбины останавливается.

Используемая литература: "Основы судовой техники" Автор: Д.А. Тейлор

Скачать реферат: У вас нет доступа к скачиванию файлов с нашего сервера. КАК ТУТ СКАЧИВАТЬ

Пароль на архив: privetstudent.com

privetstudent.com

Паровые турбины 3МВт, 6МВт с противодавлением, теплофикационные, конденсационные

Главная → Каталог → Производство паровых турбин → Паровые турбины 1000 – 6 000 кВт

Паровые турбины ТУРБОПАР. Изготовлено в России

Наша компания производит паровые турбины мощностью 1000 - 6000кВт следующих типов:

конденсационные(может осуществляться 1 – 2 регулируемых отбора на технологические, либо теплофикационные нужды предприятия) от 1000квт до 6000квт служат для выработки максимально возможного количества электроэнергии. После такой турбины пар поступает в конденсатор (отсюда и возникло название), в котором, охладившись до состояния воды путём теплообмена с циркуляционной водой пруда-охладителя, градирни или водохранилища по трубопроводу направляется обратно в котельный агрегат.
противодавленческие (так же может осуществляться отбор) от 1000квт до 6000квт служат для одновременного получения электрической и тепловой энергии. Но основной конечный продукт таких турбин — тепло. Весь отработавший пар используется для технологических или теплофикационных целей. Электрическая мощность, развиваемая турбоагрегатом с такой паровой турбиной, зависит от потребности производства или отопительной системы в греющем паре и меняется вместе с ней.

В паровой турбине 2000 с регулируемым отбором часть пара отводится из 1 или 2 промежуточных ступеней. Давление отбираемого пара поддерживается в заданных пределах системой регулирования. Место отбора выбирают в зависимости от нужных параметров пара.

Основные технические характеристики паровых турбин TURBOPAR:

Мощность, кВт	1000 – 6000
Частота вращения ротора:-турбины, об/мин -генератора, об/мин	30003000
Давление пара перед стопорным клапаном турбины, МПа	1,3 – 4,9
Температура пара перед стопорным клапаном турбины, °С	192 – 470
Давление пара в отборе, МПа(поставляется с отбором или без отбора на выбор Заказчика)	0,2 – 0,981
Давление пара за турбиной, МПа	0,006 – 1,96
Расход пара, т/ч	11 – 125
Тип генератора	Асинхронный/Синхронный
Напряжение генератора, В	6300/10500 (-5%+10%)
Тип охлаждения генератора	Воздушное, по разомкнутому контуру
Срок службы, не менее лет	25
Гарантийный срок эксплуатации, мес	18

Скачать опросный лист для подбора паровой турбины >>

Отправить ЗАПРОС на ПАРОВУЮ ТУРБИНУ прямо сейчас! (заполните данные формы и мы сделаем подбор подходящего оборудования)

Пришлите заполненный опросный лист на e-mail: Этот адрес электронной почты защищён от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра.

Или подберите паровую турбину по телефону: +7 (495) 518-94-16

Примеры внедрений паровых турбин TURBOPAR

Противодавленческая паровая турбина 4 Мвт Р-3 (TURBOPAR) 4000 кВт на предприятии ОАО "Максам-Чирчик" для питательного насоса Sigma 2,3МВт

Паровая турбина 3.5 (3500) МВт

Паровая противодавленческая турбина TURBOPAR номинальной мощностью 0,7 МВт и паровая турбина 2000 кВт

Паровые турбины от 1000 до 6000 кВт , особенно 3, 3.5 и 4 МВт, могут использоваться на крупных и средних промышленных предприятиях, во всех энергосистемах, имеющих источники пара - это предприятия различных отраслей, таких как:

металлургические производства
сахарные заводы
заводы пищевой промышленности
деревообрабатывающие заводы
химические и фармацевтические заводы, использующие систему выпаривания,
мини-ТЭЦ, котельные и т.д.

ООО "Ютрон производство" позволяет более эффективно использовать энергоресурсы, экономить или вырабатывать самостоятельно электрическую энергию, повышает надежность работы предприятия и его энергообеспечение.

При применении от паровой турбины 2000 до 6000 кВт наиболее выгодной является энергосберегающая технология комбинированного производства электроэнергии и тепла с использованием паровых турбин типа ПТ (с промышленным и теплофикационным отбором), т.к. в этом случае достигается наибольший экономический эффект.При использовании паровых турбин вы получаете:1. Электрическую энергию2. Пар на технологические нужды3. А также пар, на нужды отопления и горячего водоснабжения.

Высокая надежность и простота в эксплуатации в сочетании с современным уровнем развития информационных технологий позволяют создать на базе паровых турбин автоматизированные энергетические установки. В работе таких комплексов практически не принимает участие человек, тем самым повышается надежность работы, т.к. исключается фактор возможности совершения ошибки и сводятся к минимуму эксплуатационные затраты. Особенно это касается паровая турбина 6 Мвт.

www.Turbopar.ru

Энергетика для начинающих.

Электрическая энергия давно вошла в нашу жизнь. Еще греческий философ Фалес в 7 веке до нашей эры обнаружил, что янтарь, потертый о шерсть начинает притягивать предметы. Но долгое время на этот факт никто не обращал внимание. Лишь в 1600 году впервые появился термин «Электричество», а в 1650 году Отто фон Герике создал электростатическую машину в виде насаженного на металлический стержень серного шара, которая позволила наблюдать не только эффект притягивания, но и эффект отталкивания. Это была первая простейшая электростатическая машина.

Прошло много лет с тех пор, но даже сегодня, в мире, заполненном терабайтами информации, когда можно самому узнать все, что тебя интересует, для многих остается загадкой как производится электричество, как его доставляют к нам в дом, офис, на предприятие…

В несколько частей рассмотрим эти процессы.

Часть I. Генерация электрической энергии.

Откуда же берется электрическая энергия? Появляется эта энергия из других видов энергии – тепловой, механической, ядерной, химической и многих других. В промышленных масштабах электрическую энергию получают на электростанциях. Рассмотрим только самые распространенные виды электростанций.

1) Тепловые электростанции. Сегодня из можно объединить одним термином – ГРЭС (Государственная Районная Электростанция). Конечно, сегодня этот термин потерял первоначальный смысл, но он не ушел в вечность, а остался с нами.

Тепловые электростанции делятся на несколько подтипов:

А) Конденсационная электростанция (КЭС) — тепловая электростанция, производящая только электрическую энергию, своим названием этот тип электростанций обязан особенностям принципа работы.

Рис.1

Принцип работы: В котел при помощи насосов подается воздух и топливо (газообразное, жидкое или твердое). Получается топливо-воздушная смесь, которая горит в топке котла, выделяя огромное количество теплоты. При этом вода проходит по трубной системе, которая располагается внутри котла. Выделяющаяся теплота передается этой воде, при этом ее температура повышается и доводится до кипения. Пар, который был получен в котле снова идет в котел для перегревания его выше температуры кипения воды (при данном давлении), затем по паропроводам он поступает на паровую турбину, в которой пар совершает работу. При этом он расширяется, уменьшается его температура и давление. Таким образом, потенциальная энергия пара передается турбине, а значит, превращается в кинетическую. Турбина же в свою очередь приводит в движение ротор трехфазного генератора переменного тока, который находится на одном валу с турбиной и производит энергию.

Рассмотрим некоторые элементы КЭС поближе.

Паровая турбина.

Рис.2

Поток водяного пара поступает через направляющие аппараты на криволинейные лопатки, закрепленные по окружности ротора, и, воздействуя на них, приводит ротор во вращение. Между рядами лопаток, как видите, есть промежутки. Они есть потому, что этот ротор вынут из корпуса. В корпус тоже встроены ряды лопаток, но они неподвижны и служат для создания нужного угла падения пара на движущиеся лопатки.

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.

Турбина и генератор, которые находятся на одном валу называются турбогенератором. Трехфазный генератор переменного тока (синхронная машина).

Рис.3

Он состоит из:

Электромагнита, вращающегося вместе с валом турбогенератора (это обмотка возбуждения). На данном рисунке электромагнит имеет 1 пару полюсов, а это значит, что для того, чтобы генератор выдавал частоту тока 50 Гц, он должен вращатся с частотой 3000 об/мин. (такие турбогенераторы называют быстроходными). Если бы было 2 пары полюсов, то достаточно было бы вращение с частотой 1500 об/мин, и так далее. Чем больше пар полюсов, тем больше становится турбогенератор. Оптимальную частоту выбирают исходя из параметров теплоносителя. На КЭС устанавливают, в основном, быстроходные турбогенераторы.
3-х обмоток статора, смещенных относительно друг друга на 120 градусов. Каждая обмотка – это фаза. Концы этих обмоток соединяются специальным образом
Рис.4

(обычно в треугольник, а начала выводятся. По токопроводам выработанная энергия (с номинальным напряжением до 24 кВ) поступает на повышающий трехфазный трансформатор (или на группу 3-х однофазных трансформаторов.

Рис. 5,6

Который повышает напряжение до стандартного значения (35-110-220-330-500-750 кВ). При этом ток значительно уменьшается (например, при увеличении напряжения в 2 раза, ток уменьшается в 4 раза), что позволяет передавать мощность на большие расстояния. Следует отметить, что когда мы говорим о классе напряжения, то мы имеем в виду линейное (междуфазное) напряжение.

Активную мощность, которую вырабатывает генератор, регулируют изменением количеством энергоносителя, при этом изменяется ток в обмотке ротора. Для увеличения выдаваемой активной мощности нужно увеличить подачу пара на турбину, при этом ток в обмотке ротора возрастет. Не следует забывать, что генератор синхронный, а это значит, что его частота всегда равна частоте тока в энергосистеме, и изменение параметров энергоносителя не повлияет на частоту его вращения.

Кроме того, генератор вырабатывает и реактивную мощность. Ее можно использовать для регулирования выдаваемого напряжения в небольших пределах (т.е. это не основное средство регулирования напряжения в энергосистеме). Работает это таким образом. При перевозбуждении обмотки ротора, т.е. при повышении напряжения на роторе сверх номинала, «излишек» реактивной мощности выдается в энергосистему, а когда обмотку ротора недовозбуждают, то реактивная мощность потребляется генератором.

Таким образом, в переменном токе мы говорим о полной мощности (измеряется в вольт-амперах – ВА), которая равна корню квадратному от суммы активной (измеряется в ваттах – Вт) и реактивной (измеряется в вольт-амперах реактивных – ВАР) мощностях.

Вода в водохранилище служит для отведения тепла от конденсатора. Однако, часто для этих целей используют брызгальные бассейны

Рис.7

или градирни. Градирни бывают башенными Рис.8

или вентиляторными Рис.9

Градирни устроены почти так же как и брызгальные бассейны, с тем лишь различием, что вода стекает по радиаторам, передает им тепло, а уже они охлаждаются нагнетаемым воздухом. При этом часть воды испаряется и уносится в атмосферу. КПД такой электростанции не превышает 30%.

Б) Газотурбинная электростанция. Парогазовые установки.

На газотурбинной электростанции турбогенератор приводится в движение не паром, а непосредственно газами, получаемыми при сгорании топлива. При этом можно использовать только природный газ, иначе турбина быстро выйдет из стоя из-за ее загрязнения продуктами горения. КПД на максимальной нагрузке 25-33%

Гораздо больший КПД (до 60%) можно получить, совмещая паровой и газовый циклы. Такие установки называются парогазовыми. В них вместо обычного котла установлен котел-утилизатор, не имеющий собственных горелок. Теплоту он получает от выхлопа газовой турбины. В настоящее время ПГУ активнейшим образом внедряются в нашу жизнь, но пока в России их немного.

В) Теплоэлектроцентрали (очень давно стали неотъемлемой частью крупных городов). Рис.11

ТЭЦ конструктивно устроена как конденсационная электростанция (КЭС). Особенность электростанции такого типа состоит в том, что она может вырабатывать одновременно как тепловую, так и электрическую энергию. В зависимости от вида паровой турбины, существуют различные способы отборы пара, которые позволяют забирать из нее пар с разными параметрами. При этом часть пара или полностью весь пар (зависит от типа турбины) поступает в сетевой подогреватель, отдает ему теплоту и конденсируется там. Теплофикационные турбины позволяют регулировать количество пара для тепловых или промышленных нужд что позволяет ТЭЦ работать в нескольких режимах по нагрузке:

тепловому — выработка электрической энергии полностью зависит от выработки пара для промышленных или теплофикационных нужд.

электрическому — электрическая нагрузка независима от тепловой. Кроме того, ТЭЦ могут работать и в полностью конденсационном режиме. Это может потребоваться, например, при резком дефиците активной мощности летом. Такой режим является невыгодным для ТЭЦ, т.к. значительно снижается КПД.

Одновременное производство электрической энергии и тепла (когенерация) – выгодный процесс, при котором КПД станции существенно повышается. Так, например, расчетный КПД КЭС составляет максимум 30%, а у ТЭЦ – около 80%. Плюс ко всему, когенерация позволяет уменьшить холостые тепловые выбросы, что положительно сказывается на экологии местности, в которой расположена ТЭЦ (по сравнению с тем, если бы тут была КЭС аналогичной мощности).

Рассмотрим подробнее паровую турбину.

К теплофикационным паровым турбинам относятся турбины с:

-противодавлением;

-регулируемым отбором пара;

-отбором и противодавлением.

Турбины с противодавлением работают с выхлопом пара не в конденсатор, как у КЭС, а в сетевой подогреватель, то есть весь пар, пошедший через турбину, идет на теплофикационные нужды. Конструкция таких турбин обладает существенным недостатком: график электрической нагрузки полностью зависит от графика тепловой нагрузки, то есть такие аппараты не могут принимать участия в оперативном регулировании частоты тока в энергосистеме.

В турбинах, имеющих регулируемый отбор пара, происходит его отбор в нужном количестве в промежуточных ступенях, при этом выбирают такие ступени для отбора пара, какие подходят в данном случае. Такой тип турбины обладает независимостью от тепловой нагрузки и регулирование выдаваемой активной мощности можно регулировать в больших пределах, чем у ТЭЦ с противодавлением.

Турбины с отбором и противодавлением совмещают в себе функции первых двух видов турбин.

Теплофикационные турбины ТЭЦ не всегда не способны за малый промежуток времени изменить тепловую нагрузку. Для покрытия пиков нагрузки ,а иногда и для увеличения электрической мощности путем перевода турбин в конденсационный режим, на ТЭЦ устанавливают пиковые водогрейные котлы.

2) Атомные электростанции.

В России на настоящий момент существует 3 вида реакторных установок. Общий принцип их работы примерно похож на работу КЭС (в былые времена АЭС называли ГРЭС). Принципиальное различие состоит лишь в том, что тепловую энергию получают не в котлах на органическом топливе, а в ядерных реакторах.

Рассмотрим две самых распространенных типов реакторов в России.

1) Реактор РБМК.

Рис.12

Отличительная особенность этого реактора состоит в том, что пар для вращения турбины получают непосредственно в активной зоне реактора.

Активная зона РБМК. Рис.13

состоит из вертикальных графитовых колонн, в которых находятся продольные отверстия, с вставленными туда трубами из циркониевого сплава и нержавеющей стали. Графит выполняет роль замедлителя нейтронов. Все каналы делятся на топливные и каналы СУЗ (система управления и защиты). Они имеют разные контуры охлаждения. В топливные каналы вставляют кассету (ТВС – тепловыделяющую сборку) со стержнями (ТВЭЛ – тепловыделяющий элемент) внутри которых находятся урановые таблетки в герметичной оболочке. Понятно, что именно от них получают тепловую энергию, которая передается непрерывно циркулирующему снизу вверх теплоносителю под большим давлением – обычной, но очень хорошо очищенной от примесей воде.

Рис.14

Вода, проходя по топливным каналам, частично испаряется , пароводяная смесь поступает от всех отдельных топливных каналов в 2 барабан-сепаратора, где происходит отделение (сепарация) пара от воды. Вода снова уходит в реактор с помощью циркуляционных насосов (всего из 4 на петлю), а пар по паропроводам идет на 2 турбины. Затем пар конденсируется в конденсаторе, превращается в воду, которая снова идет в реактор.

Тепловой мощностью реактора управляют только с помощью стержней-поглотителей нейтронов из бора, которые перемещаются в каналах СУЗ. Вода, охлаждающая эти каналы идет сверху вниз.

Как вы могли заметить, я еще ни разу не сказал про корпус реактора. Дело в том, что фактически у РБМК нет корпуса. Активная зона про которую я вам сейчас рассказывал помещена в бетонную шахту, сверху она закрыта крышкой весом в 2000 тонн.

Рис.15

На приведенном рисунке видна верхняя биологическая защита реактора. Но не стоит ожидать, что приподняв один из блоков, можно будет увидеть желто-зеленое жерло активной зоны, нет. Сама крышка располагается значительно ниже, а над ней, в пространстве до верхней биологической защиты остается промежуток для коммуникаций каналов и полностью извлеченных стержней поглотителей.

Между графитовыми колоннами оставляют пространство для теплового расширения графита. В этом пространстве циркулирует смесь газов азота и гелия. По ее составу судят о герметичности топливных каналов. Активная зона РБМК рассчитана на разрыв не более 5 каналов, если разгерметизируется больше – произойдет отрыв крышки реактора и раскрытие остальных каналов. Такое развитие событий вызовет повторение Чернобыльской трагедии (тут я имею в виду не саму техногенную катастрофу, а ее последствия).

Рассмотрим плюсы РБМК:

—Благодаря поканальному регулированию тепловой мощности есть возможность менять топливные сборки, не останавливая реактор. Каждый день, обычно, меняют несколько сборок.

—Низкое давление в КМПЦ (контур многократной принудительной циркуляции), что способствует более мягкому протеканию аварий, связанных с его разгерметизацией.

—Отсутствие сложного в изготовлении корпуса реактора.

Рассмотрим минусы РБМК:

—В ходе эксплуатации были обнаружены многочисленные просчеты в геометрии активной зоны, устранить которые на действующих энергоблоках 1-го и 2-го поколений (Ленинград, Курск, Чернобыль, Смоленск) полностью не возможно. Энергоблоки РБМК 3-его поколения (он один – на 3 энергоблоке Смоленской АЭС) лишен этих недостатков.

—Реактор одноконтурный. То есть турбины вращает пар, полученный непосредственно в реакторе. А это значит, что он содержит радиоактивные компоненты. При разгерметизации турбины (а такое было на Чернобыльской АЭС в 1993 году) ее ремонт будет сильно усложнен, а, может быть, и невозможен.

—Срок службы реактора определяется сроком службы графита (30-40 лет). Затем наступает его деградация, проявляющаяся в его разбухании. Этот процесс уже вызывает серьезные опасения на старейшем энергоблоке РБМК Ленинград-1, построенном в 1973 году (ему уже 39 лет). Наиболее вероятный выход из ситуации – заглушение n-нного количества каналов для уменьшения теплового расширения графита.

—Графитовый замедлитель является горючим материалом.

—Ввиду огромного количества запорной арматуры, реактор сложен в управлении.

— На 1 и 2 поколениях существует неустойчивость при работе на малых мощностях.

В целом можно сказать, что РБМК – хороший реактор для своего времени. В настоящее время принято решение не строить энергоблоки с этим типом реакторов.

2) Реактор ВВЭР.

Рис. 16

На смену РБМК в настоящее время приходит ВВЭР. Он обладает значительными плюсами по сравнению с РБМК.

Активная зона полностью находится в очень прочном корпусе, который изготавливают на заводе и привозят железнодорожным, а затем и автомобильным транспортом на строящийся энергоблок в полностью готовом виде. Замедлителем является чистая вода под давлением. Реактор состоит из 2-х контуров: вода первого контура под большим давлением охлаждает топливные сборки, передавая тепло 2-му контуру с помощью парогенератора (выполняет функцию теплообменника между 2-ми изолированными контурами). В нем вода второго контура кипит, превращается в пар и идет на турбину. В первом контуре вода не кипит, так как она находится под очень большим давлением. Отработанный пар конденсируется в конденсаторе и снова идет в парогенератор. Двухконтурная схема обладает значительными плюсами по сравнению с одноконтурной:

-Пар, идущий на турбину не радиоктивен.

-Мощностью реактора можно управлять не только стержнями-поглотителями, но и раствором борной кислоты, что делает реактор более устойчивым.

-Элементы первого контура располагаются очень близко друг от друга, поэтому их можно поместить в общую защитную оболочку. При разрывах в первом контуре радиоактивные элементы попадут в гермооболочку и не выйдут в окружающую среду. Кроме того гермооболочка защищает реактор от внешнего воздействия (например от падения небольшого самолета или взрыва за периметром станции).

-Реактор не сложен в управлении.

Имеются так же и минусы:

—В отличие от РБМК, топливо нельзя менять при работающем реакторе, т.к. оно находится в общем корпусе, а не в отдельных каналах, как в РБМК. Время перезагрузки топлива обычно совпадает со временем текущего ремонта, что уменьшает воздействие этого фактора на КИУМ (коэффициент используемой установленной мощности).

—Первый контур находится под большим давлением, что потенциально может вызвать больший масштаб аварии при разгерметизации, чем РБМК.

—Корпус реактора очень сложно перевезти с завода-изготовителя на стройплощадку АЭС.

Что же, работу тепловых электростанций мы рассмотрели, теперь рассмотрим работу гидравлических электростанций.

Рис.17

Принцип работы ГЭС достаточно прост. Цепь гидротехнических сооружений обеспечивает необходимый напор воды, поступающей на лопасти гидротурбины, которая приводит в действие генераторы, вырабатывающие электроэнергию.

Необходимый напор воды образуется посредством строительства плотины, и как следствие концентрации реки в определенном месте, или деривацией — естественным током воды. В некоторых случаях для получения необходимого напора воды используют совместно и плотину, и деривацию. ГЭС обладают очень высокой маневренностью вырабатываемой мощности, а также малой стоимостью вырабатываемой электроэнергии. Эта особенность ГЭС привела с созданию другого типа электростанции – ГАЭС. Такие станции способны аккумулировать вырабатываемую электроэнергию, и пускать её в ход в моменты пиковых нагрузок. Принцип работы таких электростанций следующий: в определенные периоды (обычно ночью), гидроагрегаты ГАЭС работают как насосы, потребляя электрическую энергию из энергосистемы, и закачивают воду в специально оборудованные верхние бассейны. Когда возникает потребность (в пики нагрузки), вода из них поступает в напорный трубопровод и приводит в действие турбины. ГАЭС выполняют исключительно важную функцию в энергосистеме (регулирование частоты), но они не получают широкого распространения у нас в стране, т.к. в итоге они потребляют больше мощности, чем выдают. То есть станция такого типа убыточна для владельца. Например, на Загорской ГАЭС мощность гидрогенераторов в генераторном режиме 1200 МВт, а в насосном – 1320 МВт. Однако такой тип станции наилучшем образом подходит для быстрого увеличения или уменьшения вырабатываемой мощности, поэтому их выгодно сооружать около, например, АЭС, так как последние работают в базовом режиме.

Мы с вами рассмотрели как именно производится электрическая энергия. Пора задать себе серьезный вопрос: «А какой тип станций наилучшем образом отвечает всем современным требованиям по надежности, экологичности, а кроме этого, еще и будет отличаться малой стоимостью энергии?» Каждый ответит на этот вопрос по-разному. Приведу свой список «лучших из лучших».

1) ТЭЦ на природном газе. КПД таких станций очень высок, высока и стоимость топлива, но природный газ – один из самых «чистых» видов топлива, а это очень важно для экологии города, в черте которых обычно и располагаются ТЭЦ.

2) ГЭС и ГАЭС. Преимущества над тепловыми станциями очевидно, так как этот тип станции не загрязняет атмосферу и производит самую «дешевую» энергию, которая плюс ко всему является возобновляемым ресурсом.

3) ПГУ на природном газе. Самый высокий КПД среди тепловых станций, а так же малое количество потребляемого топлива, позволит частично решить проблему теплового загрязнения биосферы и ограниченных запасов ископаемого топлива.

4) АЭС. В нормальном режиме работы АЭС выбрасывает в окружающую среду в 3-5 раз меньше радиоактивных веществ, чем тепловая станция той же мощности, поэтому частичное замещения тепловых электростанций атомными вполне оправдано.

5) ГРЭС. В настоящее время на таких станциях в качестве топлива используют природный газ. Это является абсолютно бессмысленным, так как с тем же успехов в топках ГРЭС можно утилизировать попутный нефтяной газ (ПНГ) или сжигать уголь, запасы которого огромны, по сравнению с запасами природного газа.

На этом я завершаю первую часть статьи. В следующей части мы узнаем, как электрическая энергия приходит к потребителям.

Материал подготовил: студент группы ЭС-11б ЮЗГУ Агибалов Сергей.

operby.com

Принцип работы турбина противодавленческая

К ВЫБОРУ ТЕХНОЛОГИИ ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В МАЛОЙ ЭНЕРГЕТИКЕ

Газотурбинные и парогазовые технологии.

Газопоршневая технология

Противодавленческие паровые турбины

Эффективность различных типов энергоисточников

Выводы и заключения

Паротурбинные установки тепловых электростанций (ТЭС)

Турбины. Паровые турбины

Производитель Shin Nippon Machinery (SNM), Япония

О производителе турбин. Производственные мощности завода

Общая информация о турбинах

Принцип работы (действия)

Конструкция и чертеж паровой турбины

Основные детали/узлы

Применение

Типы турбин и их характеристики

Турбины серии V

Турбины серии СС

Высокотехнологичные турбины производителя Shin Nippon Machinnery применяемые для комплектации инсинераторов

Промышленная паровая турбина С5

Промышленная паровая турбина С6

Промышленная паровая турбина С8

Промышленная паровая турбина С9

Промышленная паровая турбина С10

Промышленная паровая турбина С6Х

Промышленная паровая турбина С8Х

Промышленная паровая турбина С9Х

Промышленная паровая турбина С10Х

Промышленная паровая турбина С11Х

Ступени скорости и давления в паровых турбинах

Классификация

Преимущества и недостатки паровых турбин

Антикоррозионная защита паровой турбины

Применение паровых турбин

Основы расчета и подбора паровых турбин. Примеры решения

Данные о нагрузке паровой турбины

Примеры конденсационных паровых турбин

Конденсационные паровые турбины

Вариант-1

Вариант-2

Вариант-3. Конденсационная турбина с генератором мощностью 12 МВт, охлаждающаяся пресной водой

Вариант-4 Конденсационная турбина с генератором мощностью 6 МВт, охлаждающаяся пресной водой

История развития паровых турбин

Примеры наших паровых турбин

Паровая турбина

Паровые турбины

Активные турбины

Реактивные турбины

Ротор

Рабочие лопатки

Уравновешивание осевого усилия

Сопла

Система спуска конденсата

Подшипники

Смазочная система

Управление турбиной

Система защиты турбины

Паровые турбины 3МВт, 6МВт с противодавлением, теплофикационные, конденсационные

Паровые турбины ТУРБОПАР. Изготовлено в России

Основные технические характеристики паровых турбин TURBOPAR:

Пришлите заполненный опросный лист на e-mail: Этот адрес электронной почты защищён от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра.

Примеры внедрений паровых турбин TURBOPAR

Энергетика для начинающих.

Смотрите также

Быстрый поиск

Меню