В том случае, если в установке имеются воздухомеры, измеряющие количество воздуха, удаляемого из конденсатора, контроль воздушной плотности вакуумной системы должен быть постоянным и осуществляться путем наблюдения за показаниями воздухомера и сравнения этих показаний с нормальными значениями, которые приняты для данной установки. Величина присоса воздуха устанавливается для каждого агрегата в зависимости от пропуска пара в конденсатор. С уменьшением пропуска пара в конденсатор наблюдается повышение присоса воздуха в вакуумную систему. Последнее объясняется тем, что с уменьшением пропуска пара в турбину разрежение распространяется на большее число ступеней турбины, захватывая регенеративные подогреватели и паропроводы регенеративной системы. Распространение разрежения обычно приводит к увеличению количества источников присоса воздуха.
В настоящее время воздушная плотность вакуумных систем турбоагрегатов значительно повысилась за счет широкого применения в установках сварных соединений и высокого качества сварочных работ.
Как свидетельствует опыт эксплуатации турбоагрегатов, присос воздуха обычно не превышает 2-3 кг/ч для турбоагрегатов мощностью 20-25 Мвт и 5-10 кг/ч - для турбоагрегатов мощностью 100 Мвт и выше при номинальной мощности и отличном состоянии воздушной плотности системы. При отсутствии воздухомеров для контроля за присосами воздуха необходимо периодически, обычно не реже 1 раза в месяц, производить проверку воздушной плотности системы. В том случае, если имеются подозрения в отношении нарушения воздушной плотности, такая проверка может быть повторена.
Проверка воздушной плотности системы также проводится перед остановкой турбоагрегата на ремонт и после ремонта. Проверка воздушной плотности вакуумной системы турбоагрегата по существу заключается в определении скорости падения вакуума при полностью отключенном воздухоудаляющем устройстве. Опытами установлено, что для всех турбоагрегатов имеется линейная зависимость падения разрежения от времени при отключенном отсосе воздуха. Таким образом, относительная оценка качества воздушной плотности системы может производиться по скорости падения разрежения в конденсаторе в единицу времени (обычно за 1 мин).
Проверка плотности вакуумной системы производится следующим образом. При нагрузке турбины примерно 50 или 75% полной закрывают задвижку на линии отсоса воздуха между конденсатором и воздухоудаляющим устройством. Циркуляционные и конденсатные насосы при этом должны работать на обычном режиме. После перекрытия линии отсоса воздуха через равные интервалы времени, обычно через каждые полминуты, производят запись показаний вакуумметра.
Общая продолжительность опыта чаще всего не превышает 5-7 мин. Необходимо иметь в виду, что падение вакуума при проверке воздушной плотности не должно быть ниже 500-550 мм рт. ст. во избежание нагрева выхлопной части турбины. Воздушная плотность считается хорошей, если скорость падения вакуума не превышает 1 мм рт. ст. в минуту для турбин мощностью 25 Мвт и выше и 3-5 мм рт. ст. в минуту - для турбин мощностью до 25 Мвт. Большие скорости падения вакуума свидетельствуют о ненормальных присосах воздуха вследствие нарушения плотности вакуумной системы установки. В таких случаях необходимо приступать к отысканию мест присоса воздуха.
Отыскание мест присоса воздуха может производиться путем тщательного осмотра и проверки предполагаемых мест неплотностей пламенем свечи или опрессовкой конденсатора водой. Отыскание мест присосов воздуха является нелегкой задачей, требующей не только значительной затраты времени и труда, но и определенных навыков.
Первый способ отыскания неплотностей заключается в том, что все наиболее вероятные места присосов воздуха (фланцы, сальники, сварные швы, находящиеся под вакуумом, атмосферный клапан) проверяют пламенем свечи. По отклонению пламени можно установить место присоса воздуха. Однако этот способ неприменим для турбогенераторов с водородным охлаждением вследствие его пожарной опасности.
Второй способ - это опрессовка водой; он требует остановки турбины и не дает положительных результатов в тех случаях, когда имеются неплотности в корпусе турбины или в паропроводах регенеративных подогревателей.
В ФРГ был предложен способ отыскания воздушных неплотностей в вакуумной системе работающих турбоустановок с помощью галоидного течеискателя. Этот способ основан на том, что эмиссия, т. е. испускание с поверхностей раскаленной платины положительных ионов, очень резко возрастает в присутствии галоидов (галогенов) элементов VII группы периодической системы Менделеева (фтор, хлор, бром и под). Таким образом, если в каком-либо газе окажется даже незначительное присутствие галоидов, то эффект эмиссии ионов становится заметным. Наиболее подходящим галоидосо- держащим газом является фреон-12 (СF 2 Сl 2 ). Фреон не обладает токсическими свойствами, негорюч, не взрывоопасен и не действует агрессивно на металлы.
На рис. 3-7 показана схема использования галоидного течеискателя для определения мест воздушных неплотностей в вакуумной системе турбоустановки. Галоидосодержащий газ находится в сжатом виде в баллоне 1, который через редуктор 2 соединен с гибким шлангом 3, на конце которого установлено сопло 4. Струя газа, выходящего пз сопла, направляется на те места, которые проверяются на плотность. В случае наличия неплотности газ проникает в вакуумную систему и затем поступает в трубопровод 5, соединяющий конденсатор с воздухоудаляющим устройством. На трубопроводе отсоса воздуха, ближе к конденсатору, встраивается датчик 6, соединенный бронированным кабелем 7 с прибором 8, в электрическую схему которого включен микроамперметр, Прибор подключается к сети переменного тока. Отклонение стрелки микроамперметра зависит от интенсивности эмиссии ионов в датчике. Последнее находится в зависимости от попадания в датчик галоидов.
Таким образом, при наличии неплотности и проникновения галоидосодержащего газа в вакуумную систему установки стрелка микроамперметра будет отклоняться вправо.
После встройки датчика в турбопровод 5 и подключения прибора к сети переменного тока производят прогрев датчика небольшим током в течение 1-2 мин. Стрелку микроамперметра устанавливают на нуль. После этого прибор готов к работе и можно приступать к обдувке фреоном вероятных мест присоса воздуха.
Опыты, проведенные с описанной выше установкой, показали, что время запаздывания (время с момента проникновения газа через неплотность до срабатывания микроамперметра) не превышает 3 сек при установке прибора на максимальную чувствительность. При таком времени запаздывания можно с достаточной точностью установить место нарушения плотности соединения.
Если галоидный течеискатель соединить с каким-либо звуковым или световым сигнальным прибором, то тогда поиски мест присоса воздуха могут проводиться одним человеком. При появлении звукового или светового сигнала следует заметить мелом место, которое обдувалось газом, и путем тщательного осмотра этого места или повторным обдуванием газом можно обнаружить место повреждения. Для отыскания неплотностей в труднодоступных местах может быть использован галоидный течеискатель, выполненный в виде щупа. Такие течеискатели у нас выпускаются под марками ГТИ-1 и ГТИ-2.
Конструкция паровой турбины
Конструктивно современная паровая турбина (рис. 3.4) состоит из одного или нескольких цилиндров, в которых происходит процесс преобразования энергии пара, и ряда устройств, обеспечивающих организацию ее рабочего процесса.
Цилиндр. Основным узлом паровой турбины, в котором внутренняя энергия пара превращается в кинетическую энергию парового потока и далее – в механическую энергию ротора, является цилиндр. Он состоит из неподвижного корпуса (статора турбины из двух частей, разделенных по горизонтальному разъему; направляющих (сопловых) лопаток, лабиринтовых уплотнений, впускного и выхлопного патрубков, опор подшипников и др.) и вращающегося в этом корпусе ротора (вал, диски, рабочие лопатки и др.). Основная задача сопловых лопаток – превратить потенциальную энергию пара, расширяющегося в сопловых решетках с уменьшением давления и одновременным снижением температуры, в кинетическую энергию организованного парового потока и направить его в рабочие лопатки ротора. Основное назначение рабочих лопаток и ротора турбины – преобразовать кинетическую энергию парового потока в механическую энергию вращающегося ротора, которая в свою очередь преобразуется в генераторе в электрическую энергию. Ротор мощной паровой турбины представлен на рисунке 3.5.
Число венцов сопловых лопаток в каждом цилиндре паровой турбины равно числу венцов рабочих лопаток соответствующего ротора. В современных мощных паровых турбинах различают цилиндры низкого, среднего, высокого и сверхвысокого давления (рис. 3.6.). Обычно цилиндром сверхвысокого давления именуется цилиндр, давление пара на входе в который превосходит 30,0 МПа, цилиндром высокого давления – участок турбины, давление пара на входе в который колеблется в пределах 23,5 – 9,0 МПа, цилиндром среднего давления – участок турбины, давление пара на входе в который около 3,0 МПа, цилиндром низкого давления – участок, давление пара на входе в который не превышает 0,2 МПа. В современных мощных турбоагрегатах число цилиндров низкого давления может достигать 4 с целью обеспечения приемлемой по условиям прочности длины рабочих лопаток последних ступеней турбины.
Органы парораспределения. Количество пара, поступающего в цилиндр турбины, ограничивается открытием клапанов, которые вместе с регулирующей ступенью называются органами парораспределения. В практике турбиностроения различают два типа парораспределения – дроссельное и сопловое. Дроссельное парораспределение предусматривает подвод пара после открытия клапана равномерно по всей окружности венца сопловых лопаток. Это означает, что функцию изменения расхода выполняет кольцевая щель между клапаном, который перемещается, и его седлом, которое установлено неподвижно. Процесс изменения расхода в этой конструкции связан с дросселированием. Чем меньше открыт клапан, тем больше потери давления пара от дросселирования и тем меньше его расход на цилиндр.
Сопловое парораспределение предусматривает секционирование направляющих лопаток по окружности на несколько сегментов (групп сопел), к каждому из которых организован отдельный подвод пара, оснащенный своим клапаном, который либо закрыт, либо полностью открыт. При открытом клапане потери давления на нем минимальны, а расход пара пропорционален доле окружности, через которую этот пар поступает в турбину. Таким образом, при сопловом парораспределении процесс дросселирования отсутствует, а потери давления сводятся к минимуму.
В случае высокого и сверхвысокого начального давления в системе паровпуска применяются так называемые разгрузочные устройства, которые предназначены для уменьшения начального перепада давления на клапане и снижения усилия, которое необходимо приложить к клапану при его открытии.
В некоторых случаях дросселирование называют еще качественным регулированием расхода пара на турбину, а сопловое парораспределение – количественным.
Система регулирования. Эта система позволяет осуществлять синхронизацию турбогенератора с сетью, устанавливать заданную нагрузку при работе в общую сеть, обеспечивать перевод турбины на холостой ход при сбросе электрической нагрузки. Принципиальная схема системы непрямого регулирования с центробежным регулятором скорости представлена на рисунке 3.7.
С ростом частоты вращения ротора турбины и муфты регулятора центробежная сила грузов увеличивается, муфта регулятора скорости1 поднимается, сжимая пружину регулятора и поворачивая рычаг АВ вокруг точки В. Соединенный с рычагом в точке С золотник2 смещается из среднего положения вверх и сообщает верхнюю полость гидравлического сервомотора3 с напорной линией4 через окноa , а нижнюю – со сливной линией5 через окноb . Под воздействием перепада давлений поршень сервомотора перемещается вниз, прикрывая регулирующий клапан6 и уменьшая пропуск пара в турбину7 , что и обусловит снижение частоты вращения ротора. Одновременно со смещением штока сервомотора рычаг АВ поворачивается относительно точки А, смещая золотник вниз и прекращая подачу жидкости в сервомотор. Золотник возвращается в среднее положение, чем стабилизируется переходный процесс при новой (уменьшенной) частоте вращения ротора. Если увеличивается нагрузка турбины и частота вращения ротора падает, то элементы регулятора смещаются в противоположном рассмотренному направлении и процесс регулирования протекает аналогично, но с увеличением пропуска пара в турбину. Это приводит к росту скорости вращения ротора и восстановлению частоты генерируемого тока.
Системы регулирования паровых турбин, применяемых, например, на АЭС, в качестве рабочей жидкости используют, как правило, турбинное масло. Отличительной особенностью систем регулирования турбин К-300240-2 и К-500-240-2 является применение в системе регулирования вместо турбинного масла конденсата водяного пара. На всех турбинах НПО «Турбоатом», помимо традиционных гидравлических систем регулирования, применяют электрогидравлические системы регулирования (ЭГСР) с более высоким быстродействием.
Валоповорот. В турбоагрегатах традиционно применяется «тихоходный» – несколько оборотов в минуту – валоповорот. Валоповоротное устройство предназначено для медленного вращения ротора при пуске и останове турбины для предотвращения теплового искривления ротора. Одна из конструкций валоповоротного устройства изображена на рис. 3.8. Она включает электродвигатель с червяком, входящим в зацепление с червячным колесом1 , расположенным на промежуточном валике. На винтовой шпонке этого валика установлена ведущая цилиндрическая шестерня, которая при включении валоповоротного устройства входит в зацепление с ведомой цилиндрической шестерней, сидящей на валу турбины. После подачи пара в турбину частота вращения ротора растет и ведущая шестерня автоматически выходит из зацепления.
Подшипники и опоры. Паротурбинные агрегаты расположены, как правило, в машинном зале электростанции горизонтально. Такое расположение обусловливает применение в турбине наряду с опорными также и упорных или опорно-упорных подшипников3(см. рис. 3.8). Для опорных подшипников наиболее распространенным в энергетике является парное их количество – на каждый ротор приходится два опорных подшипника. Для тяжелых роторов (роторов низкого давления быстроходных турбин с числом оборотов 3000 об/мин и всех без исключения роторов «тихоходных» турбин с числом оборотов 1500 об/мин) допустимо применение традиционных для энергетического турбиностроения втулочных подшипников. В таком подшипнике нижняя половина вкладыша выполняет роль несущей поверхности, а верхняя половина – роль демпфера любых возмущений, возникающих при эксплуатации. К таким возмущениям можно отнести остаточную динамическую неуравновешенность ротора, возмущения, возникающие при прохождении критических чисел оборотов, возмущения за счет переменных сил от воздействия парового потока. Сила веса тяжелых роторов, направленная вниз, в состоянии подавить, как правило, все эти возмущения, что обеспечивает спокойный ход турбины. А для относительно легких роторов (роторов высокого и среднего давления) все перечисленные возмущения могут оказаться значительными по сравнению с весом ротора, особенно в паровом потоке высокой плотности. Для подавления этих возмущений разработаны так называемые сегментные подшипники. В этих подшипниках каждый сегмент обладает повышенной по сравнению с втулочным подшипником демпфирующей способностью.
Естественно, конструкция сегментного опорного подшипника, где каждый сегмент снабжается маслом индивидуально, значительно сложнее, чем втулочного. Однако резко возросшая надежность окупает это усложнение.
Что касается упорного подшипника, то его конструкция всесторонне рассмотрена еще Стодолой и за истекшее столетие практически не претерпела каких-либо изменений. Опоры, в которых располагаются упорный и опорные подшипники, изготавливают скользящими с «фикспунктом» в районе упорного подшипника. Это обеспечивает минимизацию осевых зазоров в области максимального давления пара, т.е. в области самых коротких лопаток, что в свою очередь позволяет минимизировать в этой зоне потери от утечек.
Типичная конструкция одноцилиндровой конденсационной турбины мощностью 50 МВт с начальными параметрами пара 8,8 МПа, 535°С представлена на рис. 3.8. В этой турбине применен комбинированный ротор. Первые 19 дисков, работающих в зоне высокой температуры, откованы как одно целое с валом турбины, последние три диска - насадные.
Неподвижную сопловую решетку, закрепленную в сопловых коробках или диафрагмах с соответствующей вращающейся рабочей решеткой, закрепленной на следующем по ходу пара диске, называютступенью турбины . Проточная часть рассматриваемой одноцилиндровой турбины состоит из 22 ступеней, из которых первая называетсярегулирующей . В каждой сопловой решетке поток пара ускоряется и приобретает направление безударного входа в каналы рабочих лопаток. Усилия, развиваемые потоком пара на рабочих лопатках, вращают диски и связанный с ними вал. По мере понижения давления пара при прохождении от первой к последней ступени удельный объем пара растет, что требует увеличения проходных сечений сопловых и рабочих решеток и, соответственно, высоты лопаток и среднего диаметра ступеней.
К переднему торцу ротора прикреплен приставной конец вала, на котором установлены бойки предохранительных выключателей (датчики автомата безопасности), воздействующие на стопорный и регулирующие клапаны и прекращающие доступ пара в турбину при превышении частоты вращения ротора на 10–12% по сравнению с расчетной.
Статор турбины состоит из корпуса, в который вварены сопловые коробки, соединенные с помощью сварки с клапанными коробками, установлены обоймы концевых уплотнений, обоймы диафрагм, сами диафрагмы и их уплотнения. Корпус этой турбины, кроме обычного горизонтального разъема, имеет два вертикальных разъема, разделяющих его на переднюю часть, среднюю часть и выходной патрубок. Передняя часть корпуса выполнена литой, средняя часть корпуса и выходной патрубок сделаны сварными.
В переднем картере расположен опорноупорный подшипник, в заднем картере – опорные подшипники роторов турбины и генератора. Передний картер установлен на фундаментной плите и при тепловом расширении корпуса турбины может свободно перемещаться по этой плите. Задний картер выполнен за одно целое с выхлопным патрубком турбины, который при тепловых расширениях остается неподвижным благодаря его фиксации пересечением поперечной и продольной шпонок, образующих так называемыйфикспункт турбины, или мертвую точку. В заднем картере турбины расположено валоповоротное устройство.
В турбине К-50-90 применена сопловая система парораспределения, т.е. количественное регулирование расхода пара. Устройство автоматического регулирования турбины состоит из четырех регулирующих клапанов, распределительного кулачкового вала, соединенного зубчатой рейкой с сервомотором. Сервомотор получает импульс от регулятора скорости и регулирует положение клапанов. Профили кулачков выполнены так, чтобы регулирующие клапаны открывались поочередно один за другим. Последовательное открытие или закрытие клапанов исключает дросселирование пара, проходящего через полностью открытые клапаны при пониженных нагрузках турбины.
Конденсатор и вакуумная система.
Подавляющее большинство турбин, используемых в мировой энергетике для производства электрической энергии, являются конденсационными. Это означает, что процесс расширения рабочего тела (водяного пара) продолжается до давлений, значительно меньших, чем атмосферное. В результате такого расширения дополнительно выработанная энергия может составлять несколько десятков процентов от суммарной выработки.
Конденсатор – теплообменный аппарат, предназначенный для превращения отработавшего в турбине пара в жидкое состояние (конденсат). Конденсация пара происходит при соприкосновении его с поверхностью тела, имеющего более низкую температуру, чем температура насыщения пара при данном давлении в конденсаторе. Конденсация пара сопровождается выделением теплоты, затраченной ранее на испарение жидкости, которая отводится при помощи охлаждающей среды. В зависимости от вида охлаждающей среды конденсаторы разделяются наводяныеивоздушные. Современные паротурбинные установки снабжены, как правило, водяными конденсаторами. Воздушные конденсаторы имеют по сравнению с водяными более сложную конструкцию и не получили в настоящее время широкого распространения.
Конденсационная установка паровой турбины состоит из собственно конденсатора и дополнительных устройств, обеспечивающих его работу. Подача охлаждающей воды в конденсатор осуществляется циркуляционным насосом. Конденсатные насосы служат для откачки из нижней части конденсатора конденсата и подачи его в систему регенеративного подогрева питательной воды. Воздухоотсасывающие устройства предназначены для удаления воздуха, поступающего в турбину и конденсатор вместе с паром, а также через неплотности фланцевых соединений, концевые уплотнения и другие места.
Схема простейшего поверхностного конденсатора водяного типа приведена на рис. 3.9.
Он состоит из корпуса, торцевые стороны которого закрыты трубными досками с конденсаторными трубками, выходящими своими концами в водяные камеры. Камеры разделяются перегородкой, которая делит все конденсаторные трубки на две секции, образующие так называемые «ходы» воды (в данном случае – два хода). Вода поступает в водяную камеру через патрубок и проходит по трубкам, расположенным ниже перегородки. В поворотной камере вода переходит во вторую секцию трубок, расположенную по высоте выше перегородки. По трубкам этой секции вода идет в обратном направлении, совершая второй «ход», попадает в камеру и через выходной патрубок направляется на слив.
Пар, поступающий из турбины в паровое пространство, конденсируется на поверхности конденсаторных трубок, внутри которых протекает охлаждающая вода. За счет резкого уменьшения удельного объема пара в конденсаторе создается низкое давление (вакуум). Чем ниже температура и больше расход охлаждающей среды, тем более глубокий вакуум можно получить в конденсаторе. Образующийся конденсат стекает в нижнюю часть корпуса конденсатора, а затем в конденсатосборник.
Удаление воздуха (точнее, паровоздушной смеси) из конденсатора производится воздухоотсасывающим устройством через патрубок8 . В целях уменьшения объема отсасываемой паровоздушной смеси ее охлаждают в специально выделенном с помощью перегородки отсеке конденсатора – воздухоохладителе.
Для отсоса воздуха из воздухоохладителя устанавливается трехступенчатый пароструйный эжектор – основной. Помимо основного эжектора, который постоянно находится в эксплуатации, в турбоустановке предусмотрены эжектор пусковой конденсатора (водоструйный) и эжектор пусковой циркуляционной системы. Эжектор пусковой конденсатора предназначен для быстрого углубления вакуума при пуске турбоустановки. Эжектор пусковой циркуляционной системы служит для отсоса паровоздушной смеси из циркуляционной системы конденсатора. Конденсатор турбоустановки снабжен также двумя конденсатосборниками, из которых образующийся конденсат непрерывно откачивается конденсатными насосами.
На переходном патрубке конденсатора размещены приемно-сбросные устройства, цель которых – обеспечить сброс пара из котла в конденсатор в обход турбины при внезапном полном сбросе нагрузки или в пусковых режимах. Расходы сбрасываемого пара могут достигать 60% полного расхода пара на турбину. Конструкция приемносбросного устройства предусматривает, помимо снижения давления, снижение температуры сбрасываемого в конденсатор пара с соответствующим ее регулированием. Она должна поддерживаться на 10–20°С выше температуры насыщения при данном давлении в конденсаторе.
Промежуточный перегрев и регенерация в турбоустановках. В теплоэнергетической установке с промежуточным перегревом пар после расширения в цилиндре высокого давления (ЦВД) турбины направляется в котел для вторичного перегрева, где температура его повышается практически до того же уровня, что и перед ЦВД. После промежуточного перегрева пар направляется в цилиндр низкого давления, где расширяется до давления в конденсаторерк.
Экономичность идеального теплового цикла с промежуточным перегревом зависит от параметров пара, отводимого на промежуточный перегрев. Оптимальную температуру параТ 1оп т , при которой он должен отводиться на промежуточный перегрев, можно ориентировочно оценить как 1,02–1,04 от температуры питательной воды. Давление пара перед промежуточным перегревом обычно выбирают равным 0,15-0,3 давления свежего пара. В результате промперегрева общая экономичность цикла возрастет. При этом благодаря уменьшению влажности пара в последних ступенях турбины низкого давления возрастут относительные внутренние к.п.д. этих ступеней, а следовательно, увеличится и к.п.д. всей турбины. Потеря давленияΔ р пп в тракте промежуточного перегрева (в паропроводе от турбины к котлу, перегревателе и паропроводе от котла к турбине) снижает эффект от применения промперегрева пара и поэтому допускается не более 10% потери абсолютного давления в промежуточном перегревателе.
Система регенерации в турбоустановках предполагает подогрев конденсата, образовавшегося в конденсаторе, паром, который отобран из проточной части турбины. Для этого основной поток конденсата пропускают через подогреватели, в трубную систему которых поступает конденсат, а в корпус подается пар из отборов турбины. Для подогрева основного конденсата применяют подогреватели низкого давления (ПНД), подогреватели высокого давления (ПВД) и между ними – деаэратор (Д). Деаэратор предназначен для удаления из основного конденсата остатков воздуха, растворенного в конденсате.
Идея регенерации в ПТУ возникла в связи с потребностью снижения потерь теплоты в конденсаторе. Известно, что потери теплоты с охлаждающей водой в конденсаторе турбины прямо пропорциональны количеству отработавшего пара, поступающего в конденсатор. Расход пара в конденсатор можно значительно уменьшить (на 30–40%) путем отбора его для подогрева питательной воды за ступенями турбины после того, как он произвел работу в предшествующих ступенях. Такой процесс называют регенеративным подогревом питательной воды. Регенеративный цикл по сравнению с обычным имеет более высокую среднюю температуру подвода теплоты при неизменной температуре отвода и обладает поэтому более высоким термическим к.п.д. Повышение экономичности в цикле с регенерацией пропорционально мощности, вырабатываемой на тепловом потреблении, т. е. на базе теплоты, переданной питательной воде в системе регенерации. Путем регенеративного подогрева температура питательной воды могла бы быть повышена до температуры, близкой к температуре насыщения, отвечающей давлению свежего пара. Однако при этом сильно возросли бы потери теплоты с уходящими газами котла. Поэтому международные нормы типоразмеров паровых турбин рекомендуют выбирать температуру питательной воды на входе в котел равной 0,65–0,75 температуры насыщения, отвечающей давлению в котле. В соответствии с этим при сверхкритических параметрах пара, в частности при начальном давлении егор0=23,5 МПа, температура питательной воды принимается равной 265–275°С.
Регенерация положительно влияет на относительный внутренний к.п.д. первых ступеней благодаря повышенному расходу пара через ЦВД и соответствующему увеличению высоты лопаток. Объемный пропуск пара через последние ступени турбины при регенерации уменьшается, что снижает потери с выходной скоростью в последних ступенях турбины.
В современных паротурбинных установках средней и большой мощности в целях повышения их экономичности применяют широко развитую систему регенерации с использованием пара концевых лабиринтовых уплотнений, уплотнений штоков регулирующих клапанов турбины и др. (рис.3.10).
Свежий пар из котла поступает в турбину по главному паропроводу с параметрамир 0 ,t 0 . После расширения в проточной части турбины до давленияр к он направляется в конденсатор. Для поддержания глубокого вакуума из парового пространства конденсатора основным эжектором (ЭЖ) отсасывается паровоздушная смесь. Конденсат отработавшего пара стекает в конденсатосборник, затем конденсатными насосами (КН) подается через охладитель эжектора (ОЭ), охладитель пара эжектора отсоса уплотнений (ОЭУ), сальниковый подогреватель (СП) и регенеративные подогреватели низкого давления П1, П2 в деаэратор Д. Деаэратор предназначен для удаления растворенных в конденсате агрессивных газов (О2 и СО2 ), вызывающих коррозию металлических поверхностей. Кислород и свободная углекислота попадают в конденсат из-за присосов воздуха через неплотности вакуумной системы турбинной установки и с добавочной водой. В деаэраторе агрессивные газы удаляются при нагревании конденсата и добавочной воды паром до температуры насыщения греющего пара. В современных паротурбинных установках устанавливают деаэраторы повышенного давления 0,6-0,7 МПа с температурой насыщения 158–165°С. Конденсат пара на участке от конденсатора до деаэратора называют конденсатом, а на участке от деаэратора до котла – питательной водой.
Питательная вода из деаэратора забирается питательным насосом (ПН) и под высоким давлением (на блоках со сверхкритическими и суперсверхкритическими параметрами пара до 35 МПа) подается через подогреватели высокого давления ПЗ, П4 в котел.
Пар концевых лабиринтовых уплотнений турбины отсасывается из крайних камер уплотнений, где поддерживается давление 95-97 кПа, специальным эжектором и направляется в охладитель эжектора отсоса, через который прокачивается основной конденсат. Часть пара повышенного давления из концевых лабиринтовых уплотнений направляется в первый и третий регенеративные отборы. С целью предотвращения присоса воздуха в вакуумную систему через концевые уплотнения турбины в каждой предпоследней камере концевых уплотнений поддерживается небольшое избыточное (110-120 кПа) давление с помощью специального регулятора, установленного на подводе уплотняющего пара к этой камере из деаэратора.
Питательная установка. Питательная установка турбоагрегата состоит из главного питательного насоса с турбинным приводом, пускорезервного питательного
насоса с электроприводом и бустерных насосов с электроприводом. Питательная установка предназначена для подачи питательной воды из деаэратора через подогреватели высокого давления в котел. Насос включается в работу при нагрузке блока 50–60% и рассчитан на работу в диапазоне 30–100%. Пускорезервный питательный насос ПЭН приводится во вращение асинхронным электродвигателем.
5 Методы выявления не плотностей вакуумной системы конденсационной установки при работе турбины
В установках с пароструйными эжекторами присосы воздуха определяются с помощью дроссельных воздухомеров, установленных на выхлопе этих эжекторов. Присосы воздуха в установках с водоструйными эжекторами могут быть найдены путем искусственного ввода воздуха через систему сменных калиброванных сопел (метод ВТИ). Кроме того, находит применение способ оценки воздушной плотности вакуумной системы турбины по скорости падения вакуума при кратковременном закрытии задвижки на линии отсоса паровоздушной смеси из конденсатора к эжекторам с последующим открытием ее.
Разделив значение вакуума (мм рт.ст.) на время закрытия задвижки, получим скорость падения вакуума.
При скорости 1-2-мм рт.ст./мин плотность вакуумной системы считается хорошей, при 3-4 мм рт.ст./мин – удовлетворительной.
Но этот способ не дает абсолютной величины присосов воздуха. Нормативное значение присосов воздуха в вакуумную систему турбин указано в ПТЭ.
Конкретные места присосов воздуха выявляются различными способами. На работающей турбине источники присосов могут быть определены с помощью течеискателей. Применяются следующие типы галоидных течеискателей: ГТИ-3 - при пароструйных, ВАГТИ-4 – при водоструйных эжекторах, ГТИ-6 – при обоих типах эжекторов.
Проверяемые на плотность места вакуумной системы обдуваются снаружи парами галоидов (обычно фре оном–12) из переносного баллончика оборудованного вентилем с обдувателем на конце гибкого шланга. Проникающие через не плотности вакуумной системы пара фре она вместе с движущейся рабочей средой поступает в конденсатор турбины и оттуда через трубопроводы отсоса неконденсирующихся газов отсасываются эжекторами. В установках с пароструйными эжекторами датчик устанавливается на выхлопе эжектора. Действие датчика основано на явлении и миссии положительных ионов из платины, нагретой до температуры 900°С. В присутствии галоидосодержащих веществ эмиссия резко увеличивается, что приводит к возрастанию силы тока в элекрической схеме прибора. Увеличение тока фиксируется отклонением стрелки амперметра, изменением светового и звукового сигналов.
Методы выявления не плотностей с помощью галоидного течеискателя позволяют выявить как крупные, так и мелкие источники присосов. Для этих целей может быть использован также ультразвуковой течеискатель ТУЗ-5М.
Принцип действия такого течеискателя основан на фиксировании колебаний ультразвуковой частоты 32-40 кГц, которые возникают при столкновении проникающего через не плотности воздуха с потоком рабочей среды, движущейся в трубопроводе, аппарате и т.п.
Выявление участков вакуумной схемы имеющих не плотности, может быть выполнена также путем изменения режима работы турбинной установки или отдельных ее элементов (увеличения или уменьшения давления в них, закрытия арматуры отсосов воздуха в конденсатор и т.д.). О наличии присосов судят по изменению расхода воздуха через воздухомеры эжекторов (или по изменению вакуума). Так, присосы в вакуумные ПНД могут быть определены путем кратковременного поочередного закрытия арматуры (где она имеется) на линиях отсосов неконденсирующихся газов из них. Таким же путем определяются присосы в систему отсоса уплотнения турбин и сальникового подогревателя.
Присосы в сбросные трубопроводы БРОУ, в систему дренажей, в элементы пусковой схемы могут быть определены путем создания на этих участках более высокого давления. Уменьшение присосов при снижении вакуума свидетельствует о преобладающем количестве их в районе конденсатора – ЦНД, увеличение при снижении нагрузки турбины – о расположении их в местах, находящихся при номинальной нагрузке под давлением. Некоторые места присосов могут быть выявлены по шуму «на слух» при обходе оборудования
Существует и старый способ обнаружения их по отклонению пламени горящей свечи, однако вблизи генераторов с водородным охлаждением он не может быть применен по соображениям пожарной безопасности.
Присосы воздуха в вакуумную систему турбоустановки слабо влияют на эффективность работы конденсационной установки, если количество воздуха, удаляемого из конденсатора воздухо-удаляющими устройствами, находиться в пределах значений, допускаемых согласно ПТЭ, и запас в рабочей подаче воздухо-удаляющих устройств, комплектующих данную турбоустановку, удовлетворяет рекомендациям теплового расчета конденсаторов. Это не исключает, однако, необходимости периодического контроля за воздушной плотностью вакуумной системы турбоустановки для своевременного принятия мер, необходимых для поддержания присосов воздуха в допустимых пределах. Для борьбы с этим видом коррозии необходимо снизить скорость охлаждающей воды в трубе, добиться уменьшения содержания взвешенных частиц путем очистки циркуляционной системы от отложений, а также снижения воздухо содержания охлаждающей воды.
Коррозионные разрушения с паровой стороны вызываются присутствием в паре аммиака, кислорода, углекислого газа. Аммиачной коррозии подвержена в основном зона воздухоохладителя. Коррозия протекает в среде влажного пара. При повышенных присосах воздуха в вакуумную систему коррозия усиливается. Для предотвращения коррозионных разрушений этого вида трубы воздухоохладительных пучков выполняют из мельхиора или нержавеющей стали.
Если в процессе эксплуатации имело место частое повреждение труб, должны быть выявлены причины этих повреждений. Отыскание дефектных труб производят после дренирования камер охлаждающей воды соответствующей половины конденсатора и вскрытия люков. Струйная коррозия приводит к разрушению входных участков труб на длине 150-200 мм с образованием в них шероховатности и сквозных язв. Появлению коррозии способствуют местные неравномерности скоростей охлаждающей воды, наличие в воде пузырьков воздуха.
профилактические мероприятия по предотвращению загрязнений конденсатора (обработка охлаждаюшей воды химическими и физическими методами, применение шарикоочистных установок и т.п.);
периодические чистки конденсаторов при повышении давления отработавшего пара по сравнению с нормативными значениями на 0,005 кгс/см2 (0,5 кПа) из-за загрязнения поверхностей охлаждения;
контроль за чистотой поверхности охлаждения и трубных досок конденсатора;
контроль за расходом охлаждающей воды (непосредственным измерением расхода или по тепловому балансу конденсаторов), оптимизация расхода охлаждающей воды в соответствии с ее температурой и паровой нагрузкой конденсатора;
проверка плотности вакуумной системы и ее уплотнение; присосы воздуха (кг/ч) в диапазоне изменения паровой нагрузки конденсатора 40-100% должны быть не выше значений, определяемых по формуле
Св = 8 + 0,065 N,
где N – номинальная электрическая мощность турбоустановки на конденсационном режиме, МВт;
- проверка водяной плотности конденсатора путем
систематического контроля солесодержания конденсата;
- проверка содержания кислорода в конденсате
после конденсатных насосов.
Методы контроля за работой конденсационной установки, его периодичность определяются местной инструкцией в зависимости от конкретных условий эксплуатации.
Выполнение указанных требований обеспечивает надежность и экономичность работы турбоустановки.
Загрязнение поверхности конденсаторных трубок отложениями солевого или биологического характера (обычно со стороны охлаждающей воды) увеличивает температурный напор в конденсаторе и соответственно давление от-
работавшего пара. Ухудшение вакуума по сравнению с нор. мативным значением, соответствующим чистой поверхности трубок, приводит к значительному снижению экономичности турбоустановки, а иногда и к ограничению мощности турбины. Например, для турбин с параметрами свежего пара 240 кгс/см2, 540°С ухудшение вакуума на 1% приводит к увеличению удельного расхода тепла примерно на 0,9-1,5% при номинальной нагрузке турбоагрегата. В связи с этим при эксплуатации турбины должен осуществляться тщательный контроль чистоты поверхности конденсаторов и должны приниматься своевременные меры к ее очистке.
Загрязнение трубных досок конденсатора увеличивает его гидравлическое сопротивление, из-за чего уменьшается расход охлаждающей воды и ухудшается вакуум. Поэтому следует контролировать гидравлическое сопротивление по перепаду давлений на входе в конденсатор и выходе из него при определенном расходе охлаждающей воды. При превышении нормативного сопротивления должна производиться чистка.
Следует учитывать, что периодические очистки трубок конденсаторов не решают полностью задачи поддержания максимально возможной экономичности. Постепенный рост количества отложений на трубках, образующихся в период между двумя чистками, приводит к работе турбины с некоторым вакуумом, более низким, чем вакуум при чистом конденсаторе. Кроме того, для высококачественной очистки трубок требуются останов или снижение нагрузки турбины и значительные трудозатраты. Поэтому очень важно проводить профилактические мероприятия, предотвращающие загрязнение трубок конденсаторов и связанное с ним ухудшение вакуума.
Эти мероприятия определяются в зависимости от характера и состава отложений.
При органическом загрязнении трубок на поверхности трубной системы с водяной стороны оседают микроорганизмы и водоросли, содержащиеся в циркуляционной воде, забираемой из естественных или искусственных водоемов. Под влиянием благоприятных температурных условий в конденсаторе микроорганизмы, закрепившиеся на поверхности трубок, начинают постепенно разрастаться, образуя с течением времени значительный слой слизистых отложений, ухудшающий теплопередачу от пара к воде (увеличение температурного напора). Кроме того, уменьшается сечение трубок, что ведет к увеличению гидравлического сопротивления конденсатора и уменьшению расхода воды через него.
Эффективным средством борьбы с органическими отложениями является обработка циркуляционной воды хлором или медным купоросом. При этом поверхность трубок активируется хлором или купоросом и становится токсичной для микроорганизмов. Перед переходом к систематической обработке циркуляционной воды реагентами необходимо произвести тщательную механическую или гидромеханическую очистку трубок, так как в этом случае эффективность профилактических мероприятий будет выше.
Плотные неорганические отложения (накипь) появляются в конденсаторе при повышенном содержании в циркуляционной воде солей жесткости Са(НСО3)2 и Мд(НСО3)2. Подобные условия часто создаются в оборотных системах водоснабжения, где за счет испарения воды и подпитки системы водой, содержащей соли, растет со-лесодержание циркуляционной воды и при достижении предельного значения карбонатной жесткости начинается распад бикарбонатов с отложением солей на поверхности трубок конденсатора.
Профилактическими мероприятиями против образования неорганических отложений являются организация рационального режима продувки и подпитки систем оборотного водоснабжения, а также проведение химической обработки воды - фосфатирование или подкисление. Применение химических способов улучшения качества циркуляционной воды приводит к необходимости обработки больших количеств воды и требует значительных затрат, поэтому в настоящее время все большее распространение получает метод непрерывной механической очистки трубок конденсаторов резиновыми шариками. Опыт работы электростанций с внедренными установками шариковой очистки конденсаторных трубок показал высокую эффективность данного метода для профилактики загрязнений как неорганического, так и органического характера.
Установленный ПТЭ предел ухудшения вакуума по сравнению с нормативным на 0,5%, после достижения которого должна производиться чистка конденсатора, до известной степени условен, однако им следует руководствоваться для предотвращения чрезмерного снижения экономичности турбоустановки и установления периодичности проведения чистки конденсаторов на электростанции.
Расход охлаждающей воды контролируется непосредственным измерением с помощью сегментных диафрагм, применяемых для водоводов больших диаметров, или определяется из теплового баланса конденсатора по нагреву воды и расходу отработавшего пара. Измерение расхода охлаждающей воды позволяет также контролировать состояние циркуляционных насосов по их характеристикам.
Присосы воздуха через неплотности конденсатора и вакуумной системы турбоустановки оказывают влияние на процесс теплопередачи с паровой стороны трубок конденсатора, увеличивая температурный напор, а также на содержание кислорода в конденсате отработавшего пара.
Создание абсолютной плотности конденсатора и вакуумной системы турбоустановки невозможно. Присос воздуха происходит через различные неплотности в стыках сопрягаемых деталей, фланцевом разъеме ЦНД, фланцевых соединениях трубопроводов, находящихся под вакуумом, в арматуре, через концевые уплотнения турбины при их неудовлетворительной работе. При этом количество присасываемого воздуха зависит от нагрузки турбины. При уменьшении пропуска пара в конденсатор вдвое по сравнению с номинальным режимом присос воздуха может возрасти на 30 - 40% за счет увеличения количества узлов турбоагрегата, работающих под разрежением (регенеративных подогревателей и др.).
В случае применения пароструйных эжекторов возможен их переход на перегрузочный режим, когда количество присасываемого воздуха превышает рабочую производительность эжектора. При этом ухудшается вакуум в конденсаторе и увеличивается содержание кислорода в конденсате. При применении водоструйных эжекторов повышение давления в конденсаторе меньше, чем при применении пароструйных эжекторов, так как при больших присосах они не срываются, а продолжают устойчиво работать в соответствии со своей характеристикой на сухом воздухе.
В основу предписываемых ПТЭ максимально допустимых значений присосов воздуха положены практически достигнутые в эксплуатации значения. Плотность вакуумной системы оценивается непосредственным измерением количества воздуха, отсасываемого пароструйным эжектором, с помощью дроссельного расходомерного устройства. Для установок с водоструйными эжекторами, в которых непосредственное измерение расхода отсасываемого воздуха невозможно, используется характеристика эжектора - зависимость давления на стороне всасывания эжектора от расхода воздуха. При обнаружении больших присосов воздуха следует выявить все неплотности и устранить их в кратчайший срок. Выявление мест присосов производится на работающей машине с помощью галоидных течеискателей, на остановленной – путем залива вакуумной системы водой и визуального осмотра. Высокоэффективным способом отыскания неплотностей вакуумной системы является паровая опрессовка.
Одной из важных задач обеспечения надежности эксплуатации является поддержание требуемого качества конденсата. Источником загрязнения конденсата могут явиться неплотности трубной системы конденсаторов, через которые охлаждающая вода, давление которой значительно выше давления в паровом пространстве конденсатора, попадает в конденсат. Количество присасываемой циркуляционной воды может быть незначительным, но даже малое ее количество достаточно, чтобы вывести конденсат турбины по жесткости за пределы, разрешенные ПТЭ. Так, для турбины К-300-240 присос циркуляционной воды, имеющей жесткость, например, 300 мг/л (чистая речная, озерная вода), в количестве 8-10 л/ч уже является недопустимым. Контроль присосов циркуляционной воды ведется путем химического анализа конденсата на жесткость.
Неплотности трубной системы могут возникать в местах развальцовки трубок в трубных досках из-за дефектов вальцовки, в самих трубках могут появляться трещины и изъязвления материала как следствие агрессивного действия воды.
Для обеспечения плотности вальцовочных соединений применяется нанесение на трубные доски конденсаторов уплотняющих покрытий (битумного покрытия, гуммирования). Уменьшение вероятности повреждения металла по длине трубок обеспечивается выбором материала трубок в соответствии с качеством охлаждающей воды.
При наличии в конденсате коррозионно-активных газов, в частности кислорода, трубопроводы и оборудование, расположенные на участке от конденсатора до деаэратора, подвергаются коррозии. Продукты коррозии, выносимые в деаэратор, а оттуда в котел, откладываясь на поверхностях нагрева, создают предпосылки для тяжелых аварий из-за пережога труб,
Как правило, конденсаторы обладают удовлетворительной деаэрирующей способностью и обеспечивают содержание кислорода в конденсате после конденсатора в пределах норм, предписываемых ПТЭ. Однако при неплотности находящегося под вакуумом тракта до конденсатных насосов возможны присосы воздуха и поглощение кислорода деаэрированным в конденсаторе конденсатом. Присосы воздуха в трубопроводы конденсата, т.е. непосредственно в воду, наиболее опасны, так как даже незначительного количества подсасываемого воздуха достаточно для заражения всего потока конденсата.
Постоянный контроль содержания кислорода в конденсате обеспечивает возможность своевременного принятия мер к предотвращению коррозии металла по тракту конденсата. Контроль содержания кислорода в конденсате производится путем химического анализа отбираемой пробы. Проба конденсата отбирается после конденсатных насосов, таким образом, под контролем оказывается весь находящийся под вакуумом всасывающий тракт от конденсатора до насоса.
Присосы воздуха на всасывающем тракте конденсатного насоса могут происходить в сварных соединениях при их некачественном исполнении, через неплотности фланцевых соединений трубопроводов, сальники штоков задвижек. Неплотности должны устраняться повторной сваркой соединений, установкой во фланцевые соединения прокладок, организацией гидравлических уплотнений штоков задвижек, использованием вакуумной арматуры и др.
Снижение присосов наружного воздуха в газовый тракт котлов и вакуумную систему турбин остается серьезной проблемой при обеспечении экономичной работы тепломеханического оборудования.
Присосы воздуха в топку котла
Увеличение присосов воздуха в топку котла сверх нормативных приводит к повышению температуры уходящих газов и, как следствие, снижает КПД котла, приводит к росту затрат электроэнергии на собственные нужды котла, что снижает технико-экономические показатели электростанции. Присосы воздуха могут быть столь значительны, что из-за недостатка тяги возникнут сложности с поддержанием и увеличением мощности котла.
Присосы воздуха в вакуумную систему турбин
Острой проблемой являются также присосы воздуха в вакуумную систему турбогенераторов. Сверхдопустимые присосы воздуха в вакуумную систему турбоагрегата – одна из основных причин увеличения давления отработавшего пара в конденсаторе по сравнению с нормативным, что снижает мощность и экономичность работы турбоагрегата. Повышение давления (снижение вакуума) в конденсаторе на 1 кПа для турбин с начальным давлением пара 13 МПа снижает мощность и КПД установки на 0,8…0,9 %.
Традиционные методы обнаружения мест присосов
В условиях реальной эксплуатации фактические присосы воздуха нередко превышают нормативные значения. Борьба с ними значительно затруднена вследствие большого объема эксплуатационного контроля, приходящегося на единицу основного оборудования и ограниченности методов, позволяющих оперативно обнаруживать присосы на работающем оборудовании.
Существующие методы обнаружения мест присоса воздуха в котельном и турбинном оборудовании ввиду необходимости обязательного останова оборудования для проведения мероприятия по его техническому диагностированию недостаточно эффективны, требуют значительных затрат времени и труда, существенно снижают коэффициент эффективного использования теплотехнического оборудования и, как следствие, экономические показатели ТЭС или котельной.
Обнаружение присосов холодного воздуха с помощью тепловизора
Эффективным методом по обнаружению мест присосов воздуха является метод инфракрасной термографии с помощью современных тепловизоров. Этот метод основан на том, что каждый объект имеет инфракрасное (тепловое) излучение. Благодаря тому, что излучение является функцией поверхностной температуры объекта, возможно вычисление и отображение этой температуры в виде теплового изображения (термограммы). Термограмма представляет собой физическое свидетельство обнаруженного при проверке отклонения температуры от нормы и в этом качестве является важнейшим элементом термографии, дающим информацию о реальном физическом состоянии объекта. Анализ этой информации, проведенный по специальной методике, позволяет выявлять места дефектов исследуемого оборудования.
Очень важно, что метод инфракрасной термографии при использовании высокочувствительной тепловизионной техники позволяет обнаруживать не только существующие дефекты, но и скрытые отклонения состояния твердого тела.
Другие технические возможности применения метода инфракрасной термографии для диагностики котлотурбинного оборудования и тепловых сетей:
котлы: нарушение внутренней футеровки котла, диагностика состояния поверхностей нагрева;
трубопроводы и паропроводы: диагностика состояния тепловой изоляции;
газоходы: нарушение герметичности, присосы холодного воздуха;
дымовые трубы: выявление нарушений футеровки трубы;
тепловые сети: обнаружения возможных мест утечек горячей воды.
Применение тепловизора на котельных и ТЭЦ позволит реализовать требования законодательства в части рационального использования топливно-энергетических и материаль-ных ресурсов.
Применение тепловизора оборудования позволит уменьшить затраты на производство энергоресурсов, повысить эффективность энергетического производства, эксплуатационную надежность, предупредить аварийные ситуации, определить оптимальные сроки и объемы ремонтных работ.